Теория и опыт разработки месторождений природных газов - Вяхирев Р.И.
Скачать (прямая ссылка):
средней скважины, которая имеет среднюю длину шлейфа, среднюю конструкцию, средний допустимый дебит и депрессию, средние коэффициенты фильтрационных сопротивлений a и b и среднее значение критического (энергосберегающего) дебита Q^,.
Осреднение параметров по площади пласта
Как известно, среднеарифметические значения
коэффициентов фильтрационного сопротивления для средней проектной скважины приводят к значительным погрешностям в определении средних депрессий на пласт, затрудняют получение приемлемых результатов при проектировании разработки месторождений. В связи с этим в 6o — x годах была предложена методика определения средних коэффициентов фильтрационного сопротивления, в которой параметры средней скважины определялись на основе предположения справедливости осредненного двучленного закона для всего диапазона изменения дебитов газа [6]. Рассмотрим новую методику выбора параметров средней скважины, когда Q ? и Q > Q^, которая учитывает
средний рабочий дебит пробуренных скважин, средний критический дебит и среднюю депрессию на пласт.
Режимы работы скважин при Q ? Q^3
Приток газа к г — й скважине, расположенной в данном участке пласта,
Ap12 = B1Q1.
Суммируя по всем скважинам, имеем
SAp2 = Za1Q1, (6.31)
i=i i=i
где п — число скважин.
Средние параметры определяем, исходя из предположения, что средний дебит и средняя депрессия
Арср проектных скважин принимаются равными среднему
дебиту и депрессии существующих скважин, и это условие соблюдается в течение всего периода разработки
260
месторождения. Хотя, строго говоря, возможны и другие варианты. Но учитывая прогнозный характер расчетов, это условие можно считать допустимым. Из (6.31) имеем
ApCp = Ap2 = ^Sa1Q1,
Приток к средней фиктивной скважине
2
ApC p = aCpQ
где
Qcp = Tn1S1Qi; (6.32)
1S=1a1Q1
1=1
Cp n
1S=1Q1
Это осреднение справедливо для всех технологических режимов при Q ? <Экр, включая и режим постоянного энергосберегающего дебита Q^3 = const.
Средний критический дебит
Qee.Cp= 7n .SQea (6.33)
Qeo.Cp = ApCO.eo / a Cp .
или
Режимы работы скважин при Q > Q^3
В этом случае приток к г — й скважине подчиняется трехчленной формуле, которую запишем в виде
Ap2 = a фі Qi+ bi Qi Qi, (6.34)
где
261
ф— ai uiVecH>Vi-Vi VgOi1 n
QgCi
Суммируя по всем скважинам, имеем
S Ap2 = S a ф. Qi + Sbi QiQ.
i=i i=i ^ і=і
Получим
Ap2Р = Ap2 = fSaфiQi + isbiQiQi. (6.35)
Для средней скважины, у которой ApCp , 0ср и Qcp , имеем
AI?P = cp + ^ cp Q CScp (6.36)
где Ap^ определяем согласно (6.35) и Q43 — согласно (6.32),
Qcp = in.SQi. (6.37)
Из (6.35) и (6.36) с учетом (6.37) получим
a ф-cp = ^ фiQi; (6.38)
а
bcp = ППГ iS1biQiQi. (6.39)
cp cpi=i
Когда отсутствуют результаты исследований скважин по новой методике с определением 0кр;, для приближенной оценки поступаем следующим образом.
По известным значениям проницаемости k;, полученным по данным кернов и геофизики по разным скважинам, по графику k от 1/7 (рис. 6.1) находим соответствующие kt значения 1/7,-, по которым вычисляем k/7.. Далее, исходя из
корреляционной зависимости ^ (Re^) (рис. 6.2), находим для
каждой скважины соответствующее Re^, откуда оцениваем значение <5кр; для каждой скважины по формуле
262
Рис. 6.1. Зависимость 1/1 ]/[ см"7
от k
Q • =-
Pат Кі
В случае неполного вскрытия принимается вскрытая толщина пласта.
Далее по формуле (6.33) оцениваем величину Окрср. Зная значения Окрг- и имея результаты исследований скважин, проведенных только в интервале изменения дебитов Q > Окрг (6.34) приведем к виду
a Фі + biQi.
263
Рис. 6.2. Зависимость параметра ReKp от k/l
Обрабатывая результаты в координатах Ap2/Q и Q при известных значениях QKpZ-r находим афг-, щ и bt.
2
Далее согласно (6.35) находим Apcp , соответственно и согласно (6.32), (6.37), (6.38) и (6.39) — соответственно величины Qcp, Q ср , аср, Щф.ср и Ьср, bcp . Зная афХр, находим
аср аф.ср + Ьср Qкp.cp.
Осреднение параметров по толщине пласта
При разработке пластов большой толщины или многопластовых месторождений единой сеткой скважин, когда известны параметры отдельных пропластков или пластов и требуется определять средние фильтрационные характеристики проектных скважин, которые будут вскрывать одновременно все пропластки или пласты, можно сделать следующие оценки при осредненных параметрах пласта.
Режимы работы скважины при Q ? Для j — го пропластка или пласта
A p2=
264
Для всего пласта или всех m пластов
Ap2 = a Q
ir ср сум ^
где
сум сум
Арср = mg Арсрі;
і
m 1
S — j=i a
Q =S Q.;
сум j=i j
Q = S Q. . (6.40)
Для значений дебитов Q > QKp в каждом из пластов может быть применен приближенный графический метод
нахождения условных коэффициентов а, b и Q^t;^.
Уравнение (6.40) будет справедливо только до минимального значения Ар2р min, которое имеет место в одном из пластов.
В интервале изменения величин от Ар2р min в одном и до
AP^nsx в другом пласте наблюдаются переходные режимы, когда в одних пластах уже наступил трехчленный закон фильтрации, а в других еще продолжается фильтрация по закону Дарси.
