Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 [ 74 ] 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121 122 123 124

предыдущие уравнения (20) и (21) с учетом (22) принимают вид

Ai у , 6i (0I2pii0di(<)I

Д<Рат Pi it)

Pi(f-Af) pijt)

zlpi{t-At)] zlfi(t)]}

Pi{t)

Z [P2 (01

2 [Pl (<)]

+ y(N,-Ni);

(23)

«2(0

2Bi «гйн 2

)/(*)+

P2 (г-AO

62(0[2Р2 (O-62 (01 B2

P2 (0

yiMi

А<Рат I Zlp2(t-At)] 2[p2(0] P2 (0 Pl (0

-Y(A2-iVx).

(24)

• (P2 {t)] 2 [pi (0]

Совместное решение (23) и (24) позволяет определить Pi(t) и Р2 (t). При этом в первом приближении принимается, что z[pi (01 Z [pi {t - At)] и z [pz (t)] z [p2 {t - At)]. Аналогичные расчеты для других моментов времени позволяют определить искомые зависимости (7) и (8) для периода падающей добычи газа. Тогда определение других показателей разработки осуществляется уже без труда.

Отметим, что учет общих депрессионных воронок во взаимодействующих горизонтах приводит к необходимости использовать вместо формулы (6) формулу

?пер(0 = У[фц2(0-<Рц1(0].

Здесь фца С) и Фш С) - значения функции ф соответственно при средних давлениях в центральных дренируемых зонах горизонтов и рц в момент времени t.

Таблица 21

Показатели разработки месторождения С в условиях газового режима при наличии газодинамической связи между пластами

Показатели

Годы разработки

Сдоб!, 10» М» §Доб2, 10» МЗ

к/2 (pi), кгс/см Pi/z (Рг), кгс/см2 Pl, кгс/см" р«, кгс/см*

Pi без учета перетока, кгс/см* 15 Заказ 1013

в приводимом здесь примере двупластовое месторождение разрабатывалось 8 лет. По данным разработки месторождения определены начальные запасы газа в горизонтах и значение интегрального параметра y (см. § 6 главы XII). Результаты прогнозных расчетов для отмеченных исходных данных по изложенной методике приводятся в табл. 21 и на рис. 71. На рис. 71 через pj обозначено среднее пластовое давление в залежи А при отсутствии перетоков газа.

Расчеты показывают значительное влияние перетоков газа для рассматриваемых величин отборов газа. Так, на конец 15-го года разработки месторождения среднее давление в первом пласте превышает примерно на 40 кгс/см* аналогичное давление, определенное исходя из предположения отсутствия перетоков.

§ 6. Определение показателей разработки месторождения при газодинамической связи между пластами в условиях водонапорного режима

В условиях газодинамической связи между пластами определение показателей разработки при водонапорном режиме осложняется тем, что продвижение воды в каждый из пластов зависит от изменения во времени соответствующих средних давлений. Изменение же средних пластовых давлений определяется отборами газа из каждого пласта, перетоком газа из одного пласта в другой и продвижением воды в каждый пласт. В подобных случаях показатели разработки удобно вычислять с использованием метода последовательных приближений.

Предполагаем, что газодинамическая связь между пластами имеется в сводовой части месторождения. Такая связь характерна для продуктивных горизонтов Шебелинского месторождения. Данное допущение означает, что продвижение воды происходит по каждому пласту в отдельности и вода не перетекает из пласта в пласт через места газодинамической связи в пределах периода прогнозных расчетов или этими возможными перетоками воды и влиянием их на величины средних пластовых давлений можно пренебречь.

Каждый пласт разрабатывается самостоятельной сеткой скважин, достаточно равномерно размещенных на площади газоносности. Следовательно, переток газа из пласта в пласт определяется изменением во времени среднего пластового давления в каждой залежи. Параметры перемычки (зоны перетока) предполагаются известными - определенными по данным предыдущей разработки месторождения.

Задана зависимость изменения во времени отбора газа из каждого горизонта: Qi = Qi{t) (из первого, нижнего пласта), - (?2 (О (из второго, верхнего пласта).

При раздельных сетках скважин для определения показателей разработки необходимо прежде всего найти зависимости изменения во времени среднего пластового давления в каждом пласте.

Рассматриваемые газовые залежи аппроксимируем укрупненными скважинами. Пусть показатели разработки на момент времени t-At известны. Тогда, согласно результатам § 4 главы VI, для вычисления изменений дебитов воды, поступающей в газовые залежи, в преде-

лах интервала времени [t - At, t] имеем следующие расчетные формулы для первого и второго пластов:

Коэффициенты, входящие в уравнения (1) и (2), с учетом уравнений материального баланса для каждой залежи при наличии газодинамической связи между ними определяются следующими соотношениями:

= -р. А, + . - А.) 1„ (4-fe....) +

- Pax<?nep (t - At) iq„ (t - AO + 9nep (O) IPi (01:

= aiQ„, (<?b , (f AO 4- дв 1 (< - AO AO; f =

, Цв 2 p /f„ f- Ч I Ив2Д< i„ 3. . n-l