CC BY
24НАУКИ О ЗЕМЛЕ
АНАЛИЗ РЕЗУЛЬТАТОВ МАТЕМАТИЧЕСКИХ ЭКСПЕРИМЕНТОВ ПО ИЗУЧЕНИЮ ВЛИЯНИЯ НА КОЭФФИЦИЕНТЫ ФИЛЬТРАЦИОННОГО СОПРОТИВЛЕНИЯ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН
Чакрыгин М.А.
Чакрыгин Михаил Алексеевич - магистрант, кафедра разработки и эксплуатации нефтяных месторождений, Тюменский индустриальный университет, г. Тюмень
Аннотация: в статье предлагается анализ результатов математических экспериментов по изучению влияния на коэффициенты фильтрационного сопротивления горизонтальных скважин, дается краткая характеристика и описание методики исследования скважин экспресс-методом, приведена зависимость относительных дебитов от относительного вскрытия полосообразного фрагмента залежи горизонтальным стволом для различных коэффициентов проницаемости, дан рисунок с зависимостью относительных дебитов от относительного вскрытия полосообразной и секторной форм фрагмента залежи горизонтальным стволом.
Ключевые слова: дебит, коэффициент фильтрационного сопротивления, забойное давление, стабилизация, относительное вскрытие, горизонтальная скважина.
Сущность ускоренного метода заключается в максимальном сокращении продолжительности процесса исследования. Методически технология исследования скважины экспресс методом сводится к следующим условиям: £р 1 = £р 2 = £р 3 = • • • = £ри=30^60 мин и £в 1 = £в 2 = • • • =30-60 мин, то есть £р 1 = £в ¿.
Технологически это условие означает, что продолжительность работы и остановки скважины должны быть одинаковой и не более 60 мин. Технологические потери газа при экспресс методе идентичны потерям при изохорном методе [1].
Допускается, что горизонтальная скважина вскрывает однородный полосообразный пласт полностью. По длине горизонтального ствола забойное давление изменяется настолько незначительно, что этим изменением можно пренебречь. Тогда связь депрессии на пласт с дебитом газовых и газоконденсатных скважин через коэффициент фильтрационного сопротивления будет иметь вид:
При параболическом характере изменения толщины пласта, перпендикулярного к горизонтальному стволу в зоне Rc < h(R) < h/2 и постоянном значении h(R ) за пределами этой зоны в пределах h/2 < h (R) < Rx h(R) = h/2 = const, дебит горизонтальной скважины определяется по формуле
РП2Л - Р32 = аТ ■ Q + Ьт ■ Q2,
(3.1)
flc + ftl
Rc
где и
(3.3)
Ь, = 4 ■ ■ (— - —) + (3.4)
1 Ш! V йс йс + ТН/ (Дс + /1!) 21
В анизотропных пластах эти коэффициенты определяются по формулам
аг = ^^ ■ [-!■ Г И х + Яс ■ /п-^-) + (3.5)
1 2Ьт'к'Тст Ш! V 1 с Йс + Тн/ йс+ТЧ^
Ь ^т^^ ■[_!■( /п^к - _5с_) + (3.6)
1 1-в-Ь{-Тст Ш! V йс Яс+/11/ (йс + /г!)2] 4 '
Для определения величин аг и Ьг горизонтальная скважина должна быть исследована на 5^8 режимах, а затем результаты исследований обработаны в координатах и от и определены коэффициенты и
Соблюдение продолжительности стабилизации забойного давления и дебита на каждом режиме при вскрытии низкопроницаемых пластов даже вертикальными скважинами приводит к существенным потерям газа и загрязнению окружающей среды [2].
Длительность процесса стабилизации забойного давления и дебита при использовании горизонтальных скважин для освоения ресурсов газа существенно больше, чем при стабилизации в вертикальных скважинах. Увеличение продолжительности процесса стабилизации забойного давления и дебита на режимах связано с размерами зоны, дренируемой горизонтальной скважиной.
Определить время стабилизации горизонтальной скважины необходимо с одним исключением - Як заменяется на Якг. Но так как время стабилизации горизонтальной скважины будет значительно больше времени стабилизации вертикальной скважины, то для определения коэффициентов аг и Ьг будут использоваться результаты исследований вертикальных скважин [3].
Выполнение условий, требуемых теорией исследования скважин на стационарных режимах фильтрации по стабилизации забойного давления и дебита на каждом режиме и полного восстановления давления между режимами на реальных скважинах не представляется возможным по следующим причинам:
1. Скважина поисково-разведочная и отсутствуют соседние работающие скважины. В этом случае границей зоны дренирования Якг является граница газоносности пласта, исчисляемая десятками километров. При таких размерах зоны, подлежащей дренированию, продолжительность стабилизации забойного давления и дебита только на одном режиме превышает год.
2. Исследуемая скважина окружена соседними работающими скважинами с различной депрессией на пласт. В этом случае расстояние до границы зоны дренирования исследуемой скважины на каждом режиме окажется разным в зависимости от созданных в исследуемой и имеющихся в соседних скважинах депрессиях на пласт.
3. Вскрываемый пласт неоднородный по проницаемости пропластков и между ними имеется слабая газогидродинамическая связь или такая связь отсутствует, то расстояние до границы зоны дренирования по пропласткам будет неодинаковое и будет определяться в зависимости от проницаемости пропластков.
4. Вскрытие фрагментов секторной и полосообразной форм неполное, поэтому расстояние до границы зоны дренирования, в зависимости от размеров этих форм, существенно будет отличаться, что приведет к одновременному истощению залежи, то есть ко второй фазе, тогда как в зоне большого расстояния до границы продолжается первая фаза, то есть процесс возмущения из-за величин Якош в зонах вскрытия фрагмента горизонтальным стволом и где фрагмент не вскрыт скважиной.
5. Пласт неоднороден по площади и соседние скважины расположены вокруг исследуемой на неидентичных расстояниях и эксплуатируются с различными депрессиями на пласт.
При неполном вскрытии фрагмента полосообразного пласта получить простую и приемлемую по точности формулу для определения дебита нефти и газа не удалось. Одной из особенностей, связанной с конструкцией горизонтальной скважины является вопрос о совершенстве вскрытия пласта горизонтальным стволом. Для вертикальных скважин приняты понятия о степени и характере вскрытия пласта такими скважинами. Для горизонтальных стволов понятие о степени вскрытия условно может быть заменено полнотой вскрытия удельной площади, приходящейся на долю рассматриваемой скважины. При этом, как показывают многочисленные промысловые эксперименты, влияние характера вскрытия на производительность скважины может быть сведена к минимуму путем увеличения числа отверстий при перфорации.
Результаты математических экспериментов обрабатывались классическим методом по двучленной формуле, а также по формуле, полученной при линейно связи между градиентом давления и скоростью фильтрации. Для обработки результатов эксперимента классическим методом и определения коэффициентов аг и Ьг исследования проводились на пяти режимах, а для обработки при линейной связи любой из пяти режимов исследования позволяет определить коэффициент а'. В результате проведенных экспериментов для двух величин Д к г=760 м и Д к _г=1500 м, двух проницаемостей к=25 мД и к=50 мД для четырех значений по величине полноты вскрытия фрагментов Ьг=2000 м, Ьг=1600 м, Ьг=1200 м и Ьг=400 м при продолжительностях на режимах исследования £р=1; 10; 20; 30 суток.
В качестве примера в таблицах 1.1-1.3 приведена обработка результатов математического экспериментов для Дкг=750 м, Дкг=1000 м и Дкг=1500 м, к=25 мД, к=50 мД, к=100 мД и к=250 мД, относительных полноты вскрытия Ь=1,0-0,2 единицы и различных продолжительностях стабилизации забойного давления и дебита , а так же один из результатов отображен на рисунке 3.2.
Для определения пригодности использования результатов исследования с определением коэффициентов фильтрационного сопротивления аг и Ьг по нестабилизированным значениям забойных давлений и дебитов при £р=1; 10; 20; 30 суток и относительной полноты вскрытия фрагмента горизонтальным стволом в таблице 1.2 приведены значения коэффициентов а из квадратичной зависимости между градиентом давления и скоростью фильтрации и коэффициент а' из обобщенного закона Дарси.
Из результатов проведенных математических экспериментов на моделях полосообразных фрагментов и сравнения значений коэффициентов фильтрационного сопротивления а и а' следует:
1. С увеличением продолжительности процесса ближе к стабилизации от =1 сут до =30 сут коэффициенты фильтрационного сопротивления а и а' увеличиваются, что связано с увеличением расстояния до границы зоны дренирования .
2. Величина коэффициента сопротивления а', определяемая по формуле, полученной для линейной связи между градиентом давления и скоростью фильтрации, превышает значения коэффициента а, получаемое при обработке результатов исследования с учетом слагаемого в .
3. Максимальная разница в значениях коэффициентов а и а' при принятых исходных данных получена при Ь г=400 м, к=25 мД, £р=1 сут и Д к г=1500 м составляет 2,6%.
4. С увеличением продолжительности процесса стабилизации забойного давления и дебита разница между значениями коэффициентов а и а' уменьшается.
5. С увеличением депрессии на пласт в процессе исследования разница в величинах коэффициентов а и а' незначительно увеличивается.
6. Увеличение расстояния до границы зоны дренирования Д кг приводит к незначительному росту коэффициентов аг и а'.
Проведенные математические эксперименты позволили установить, что для сокращения продолжительности исследования горизонтальных газовых скважин и технологических потерь газа с допустимой погрешностью в величине коэффициента аг, не превышающей для рассматриваемого диапазона изменения параметров исследования на стационарных режимах фильтрации, можно заменить одним единственным режимом, по которому можно определить коэффициент а', который всегда будет на несколько процентов больше величины аг из двучленной формулы.
Таблица 1.1. Зависимость относительных дебитов от относительного вскрытия полосообразного фрагмента залежи горизонтальным стволом при времени £ст и £нее для различных коэффициентов проницаемости и Д кг=750 м
N п/ п Ьт, м Ь к=25 мД к=50 мД к=100 мД к=250 мД
1= 4 СуТ 1ст= 26 сут 1= 3 сут 1ст= 13 сут 1= 2 сут *ст= 7 сут 1= 2 сут *ст= 3 сут
А Р, ат м 0, тыс. м3/су т 0 А Р, ат м 0, тыс. м3/су т 0 А Р, ат м 0, тыс. м3/су т 0 А Р, ат м 0, тыс. м3/су т 0 А Р, ат м 0, тыс. м3/су т 0 А Р, ат м 0, тыс. м3/су т 0 А Р, ат м 0, тыс. м3/су т 0 А Р, ат м 0, тыс. м3/су т 0
1 о о о 2 - 0© сч ©0 0 2 0 сч ©, ОС 0 2 0 т © ,2 00 © 2 © ю 0, ,0 г- 0 2 0 ,3 0, ,8 12 0 ,3 0, ,0 12 0 2 сч 0, ,8 т 4 2 0 0, ,0 3 2 0
2 о о ю 00, ©0 т сч ю 00 5 00 ©0 СЧ ОС 5 5 ©0 ^ © ,2 5 ©0 ю 8, ,8 т 5 5 ,0 ,3 8, сч ю 0 ,0 ,3 0, ш 5 ,0 2 0, ,2 00 ю 0 ,0 0, т ю ,0
3 о о сч ©0 т сч 0-0 00 00 1П ©0 сч ю СЧ т 1П ©0 ^ 8, ©0 00 г-» 1П ©0 сч ю 5 1П ,0 ,3 2, ,0 8 т ,0 ,3 0, ю т т ,0 2 4, ,0 8 1П ,0 0, 1/^0 ю ,0
4 о о 00 ©0 т сч ю 00 00 |> С\ ©0 СЧ ю К ю |> ^ 2, ю 8 8 ©0 сч 8, ©0 гг-» ,0 ,3 4, К 8 0 ,0 2 ,3 4, оо ю 0 ,0 2 4, К 8 0 8 ,0 г- 0 0 ,0
5 о о 4 сч ©0 ю сч 3 ©0 СЧ 3 <^0 т, 00 3 ©0 ^ 2, Щ0 3 ,0 ,3 4, ^ 3 ,0 сч ,3 2, 1/^0 3 ,0 2 ю ^ 3 ,0 8, 1/^0 3 ,0
Таблица 1.2. Зависимость относительных дебитов от относительного вскрытия полосообразного фрагмента залежи горизонтальным стволом при времени Ьст и Ьнест для различных коэффициентов проницаемости и Якг=100
к=50 мД к=250 мД
t= 5 сут (сг= 24 сут t= 3 сут 1„= 5 сут
N п/п Ьг,м ь Q, тыс. м3/сут 0 Q, тыс. м3/сут 0 Q, тыс. м3/сут 0 Q, тыс. м3/сут 0
1 2000 1 2040,0 1,00 2028,0 1,00 2082,0 1,00 2070,0 1,00
2 1600 0,8 1586,4 0,78 1518,6 0,75 1592,0 0,76 1538,8 0,75
3 1200 0,6 1183,8 0,58 1132,6 0,56 1180,8 0,57 1141,6 0,55
4 800 0,4 788,6 0,39 767,6 0,39 786,2 0,38 770,8 0,37
5 400 0,2 396,4 0,19 394,6 0,19 398,6 0,19 395,2 0,19
Таблица 1.3. Зависимость относительных дебитов от относительного вскрытия полосообразного фрагмента залежи горизонтальным стволом при времени tCJ и tнet для различных коэффициентов проницаемости и кКТ=1500 м
N п/п Ьг,м ь к=25 мД к=50 мД к=100 мД к=250 мД
14 сут 1„= 104 сут 1= 10 сут 50 сут 1= 5 сут 1„= 27 сут 1= 3 сут 11 сут
0, тыс. м3/сут 0 0, тыс. м3/сут 0 0, тыс. м3/сут 0 0, тыс. м3/сут 0 0, тыс. м3/сут 0 0, тыс. м3/сут 0 0, тыс. м3/сут 0 0, тыс. м3/сут 0
1 2000 - 2036,0 1,00 2030,0 1,00 2076,0 0 о, 2068,0 1,00 2156,0 1,00 2146,0 1,00 2404,0 1,00 2386,0 1,00
2 1600 СО о" 1551,4 0,76 1528,8 0,75 1562,2 0,75 1537,6 0,74 1537,6 0,74 1566,4 0,73 1679,2 0,70 1659,6 0,70
3 1200 •о 1159,0 0,57 1140,8 0,56 1160,4 0,56 1140,0 0,54 1140,0 0,54 1149,4 0,54 1189,0 0,49 2, со 0,50
4 о о со •о 777,2 0,38 770,4 0,38 776,2 0,37 770,0 0,37 770,0 0,36 772,2 0,36 782,8 0,33 779,6 0,33
5 0 О 4 •о 395,2 0,19 394,6 0,19 395,4 0,19 395,0 0,19 395,0 0,18 395,4 0,18 396,0 0,17 396,0 0,17
Рис. 1. Зависимость относительных дебитов от относительного вскрытия полосообразной и секторной форм фрагмента залежи горизонтальным стволом при tст и £нест (Як=750 м)
Таблица 1.4. Результаты обработки исследования горизонтальных скважин при стабилизированных и нестабилизированных значениях давления и дебита
Длина гориз. ствола Ьт, м Время стабилизаации, сут а с ,з - т у и "'я 6 2 т 6 "'я .с 2 н >у с й а н ^ 1 .с ё 1! ^; с 5 § —1 с § С «5 -а" т и ео X = ое нр и оо с Время стабилизаации, сут а с £ с ,з - т у и "'я 6 2 т 6 "'я .с 2 н с а «а а х ^ 1 .с £ а ^; с 2 са —1 с § с «5 .й т и ео X = ое нр и оо С Время стабилизаации, сут а С £ с ,з - н у и "'я 6 2 н 6 3 .с 2 н с ¿5 «5 X .с ё 1! ^; с 5 § —1 с 5 с «5 .й т и ео X = ое нр и оо С Время стабилизаации, сут а С £ с ,з - н у и "'я 6 2 н СУ 3 .с 2 н с ¿5 «5 н .с £ а & 1 с Ь § С § С «5 .й т и ео X = ое нр и оо С
кабс=25 мД; Як=760 м; Ьфр=2000 м
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
о о о 2 - ю 2 о, ^ 5 2 о, 0, СЛ 6 2 О, 0, 2, •О о 7 со 2 4 41 о 6 2 О, 0, сл 8 2 О, 0, 2, •О 0 5 со г! 2 8 о 41 ^ 7 2 О, 0, 8 2 О, 0, •О 0 со 4 5 со 2, 2 4 сл о 4 8 7 2 о, 0, 5 8 2 О, 0, •О
6 со 2 О, •О сл 0 3 4 О, со 2 4 го 3 2 о, СО 2 4 ю о 3 5 О, 3, 2 5 о 3
со г-, со 2 О 0 2 9 со 2 6 со о 2 8 со 2 2 со о 2 7 7 ю 3, 2 8 о 2
сл со 2 О, СО 01 5 со 2 о 4 со 2 6, 9, о 0 8 4 со 4, 2 8, 8, о 0
сл ю 2 со СО 0 5 7 ю 2 2, со 0 5 7 ю 2 3 о 5 7 ю 2 6, г! 0 5
0 о ю 6 2 0, 6, 2 3 3 5 СО 0, 0, 3 сл 6 СО 0, 0, со о" 4 2 6 со 31 8 7 со 0, 0, 8 9 со 0, 0, •О 4 г! 2 0 со о 3 8 со 0, 0, 9 7 9 со 0, 0, •О 4 ? 2, 2 0 о 3 7 8 СО 0, 0, 4 О, 0, •О
о о ш -а ГО 2 ГО X X О" го
о ш ш •С
|Ч5
О
2000 рг р а> о О Ё V и а^ о о Я Г ■е- о о о Я 400 1200 Г Й 3 § * § 1 Я 2 1 Р 1
1 Время стабилизаации, сут
24,84 24,69 24,06 23,75 24,37 24,70 24,39 23,78 23,18 22,56 24,70 24,41 23,78 23,18 22,56 24,70 24,39 23,78 23,18 Рз, Мпа
507,6 1026,0 3180,0 4304,0 2008,0 99,76 199,4 398,8 597,8 796,8 299,4 598,8 1200,0 1803,0 2408,0 400,0 801,4 1611,0 2426,0 тыс. м3/сут
0,0137 0,1415 0,047 а, МПа2сут/тыс.м3
0,0153 0,1499 0,0523 а', М11а"сут/тыс.м" на
0,2 0,8 0,5 погрешность, %
10 Время стаЬилизаации,
24,84 24,67 24,01 23,68 24,34 24,69 24,36 23,73 23,09 22,46 24,69 24,38 23,73 23,09 22,52 24,68 24,37 23,73 23,09 Рз, Мпа
506,4 1022 3150 4252 2074 99,04 198 395,6 593 789,8 291 581,8 1166 1747 2330 388 777 1561 2344 тыс. м3/сут
0,0146 0,1418 0,049 а, МПа2сут/тыс.м3
0,01599 0,149 0,0529 а', М11а"сут/тыс.м" на
0,1 0,7 0,4 погрешность, %
20 Время стаЬилизаации,
24,84 24,68 24,01 23,68 24,34 24,68 24,36 23,73 23,09 22,44 24,68 24,37 23,73 23,09 22,44 24,68 24,36 23,72 23,09 Рз, Мпа
506 1020 3136 4228 2068 98,9 197,6 394,8 591,8 788 286,6 571,8 1145,2 1719,6 2290 382,6 764,4 1534 2306 тыс. м3/сут
0,0148 0,1506 0,052 а, МПа2сут/тыс.м3
0,0159 0,1563 0,0539 а', М11а"сут/тыс.м" на
0,1 0,6 0,4 погрешность, %
30 Время стаЬилизаации,
24,83 24,679 24,008 23,677 24,338 24,68 24,36 23,73 23,09 22,45 24,68 24,37 23,727 23,085 22,444 24,68 24,36 23,727 23,085 Рз, Мпа
505,8 1019 3130 4214 2064 98,82 197,5 394,6 591,8 787,2 283,8 566,6 1132,6 1700 2266 379,2 758,2 1519 2284 тыс. м3/сут
0,015 0,151 0,054 а, МПа2сут/тыс.м3
0,0159 0,157 0,056 а', М11а"сут/тыс.м" на
0,1 0,6 0,4 погрешность, %
о о ш ■с
ГО 2 ГО
О Ш ш •С
2000 рг р а> о О Ь V И о о о я г ■е- о о о S 400 1200 1600 Г Й 3 § о "S я s 1 Р g
1 Время стабилизаации, сут
24,69 24,37 24,06 23,75 24,85 24,69 24,38 24,07 23,76 24,85 24,69 24,38 24,07 23,76 24,85 24,69 24,38 24,07 23,76 Рз, Мпа
1026,0 2088,0 3180,0 4302,0 99,58 199,2 398,2 597,0 795,8 298,6 598,8 1201,0 1806,0 24166,0 399,6 804,2 1621,0 2450,0 3292,0 тыс. м3/сут
0,0272 0,075 0,0249 0,0179 а, МПа2сут/тыс.м3
0,0348 0,0899 0,0299 0,0228 а', М11а"сут/тыс.м" на
0,76 1,5 0,8 0,5 погрешность, %
10 Время стаЬилизаации,
24,65 24,29 23,93 23,59 24,84 24,68 24,37 24,05 23,73 24,84 24,68 24,37 24,05 23,72 24,84 24,69 24,36 24,05 23,73 Рз, Мпа
1022 2074 3154 4256 98,92 197,8 395,4 593 790,2 286,6 574,2 1151 1735 2316 383,4 769,8 1550 2342 3142 тыс. м3/сут
0,0303 0,078 0,0267 0,0193 а, МПа2сут/тыс.м3
0,03653 0,08968 0,02993 0,0218 а', М11а"сут/тыс.м" на
0,6 1,2 0,6 0,3 погрешность, %
20 Время стаЬилизаации,
24,63 24,24 23,83 23,53 24,84 24,68 24,37 24,05 23,73 24,84 24,68 24,37 24,05 23,73 24,84 24,68 24,35 24,05 23,73 Рз, Мпа
1021 2070 3144 4242 98,84 197,6 395 592 789 282,2 565,4 1132,8 1703,4 2276 378,4 759,6 1528,2 2306 3092 тыс. м3/сут
0,0,315 0,078 0,0269 0,0193 а, МПа2сут/тыс.м3
0,035645 0,0862 0,0299 0,0226 а', М11а"сут/тыс.м" на
0,4 0,8 0,3 0,3 погрешность, %
30 Время стаЬилизаации,
24,628 24,268 23,88 23,527 24,84 24,68 24,37 24,04 23,73 24,84 24,68 24,368 24,048 23,727 24,84 24,68 24,358 24,048 23,727 Рз, Мпа
1020,4 2068 3140 4234 98,78 197,5 394,8 591,8 788,4 280,4 561,4 1126 1692,6 2260 376,2 755 1520,4 2294 3072 тыс. м3/сут
0,0324 0,078 0,0271 0,0196 а, МПа2сут/тыс.м3
0,0354 0,0801 0,0288 0,0222 а', М11а"сут/тыс.м" на
0,2 0,7 0,5 0,3 погрешность, %
о о ш -а ГО 2 ГО X X О" го
о ш ш •С
|Ч5
О
2000 рг р а> о л £ И О о о я г ■е- о о о я 400 1200 1600 Г Й 3 § * § 1 Я 2 1 Р 1
1 Время стабилизаации, сут
23,78 23,16 22,54 24,85 24,69 24,38 24,07 23,76 24,85 24,69 24,38 24,07 23,76 24,85 24,69 24,38 24,07 23,76 24,84 Рз, Мпа
2044,0 3090,0 4152,0 99,56 199,2 398,0 597,0 795,6 298,4 598,6 1200,0 1805,0 2414,0 399,4 1026,0 1620,0 2448,0 3290,0 507,6 тыс. м3/сут
0,0272 0,1341 0,0448 0,0336 а, МПа2сут/тыс.м3
0,0348 0,15961 0,0659 0,0479 а', М11а"сут/тыс.м" на
0,76 2,6 2,1 1,4 погрешность, %
10 Время стаЬилизаации,
23,64 22,95 22,26 24,8 24,67 24,34 24,01 23,68 24,83 24,66 24,33 24 23,69 24,83 24,67 24,35 23,99 23,65 24,82 Рз, Мпа
2036 3074 4124 98,9 197,8 395,4 593 790,4 287,6 576 1155 1740 2324 384,4 1022 1555 2354 3152 506,6 тыс. м3/сут
0,0303 0,1445 0,0504 0,378 а, МПа2сут/тыс.м3
0,03653 0,169335 0,06964 0,049748 а', М11а"сут/тыс.м" на
0,6 2,5 1,9 1,2 погрешность, %
20 Время стаЬилизаации,
23,57 22,86 22,14 24,8 24,67 24,34 24 23,67 24,93 24,66 24,32 23,98 23,65 24,93 24,66 24,31 23,97 23,63 24,82 Рз, Мпа
2032 3066 4110 98,9 197,7 395,2 592,4 789,4 284,8 570,4 1143,8 1720,2 2300 381,2 1021 1541,8 2328 3122 506,2 тыс. м3/сут
0,0,315 0,1483 0,0525 0,0394 а, МПа2сут/тыс.м3
0,035645 0,1713 0,03632 0,04944 а', М11а"сут/тыс.м" на
0,4 2,3 1,7 1 погрешность, %
30 Время стаЬилизаации,
23,547 22,815 22,084 24,8 24,66 24,33 24 23,67 24,83 24,66 24,318 23,978 23,637 24,83 24,659 24,308 23,958 23,627 24,82 Рз, Мпа
2030 3062 4102 98,8 197,6 395 592,2 789 284 568,4 1140 1714,2 2290 380,2 1020,4 1537,6 2320 3112 506,2 тыс. м3/сут
0,0324 0,1523 0,536 0,0401 а, МПа2сут/тыс.м3
0,0354 0,172963 0,06936 0,0489 а', М11а"сут/тыс.м" на
0,3 1,1 1,1 0,2 погрешность, %
Определение коэффициентов фильтрационного сопротивления аг и Ьг горизонтальных скважин «ускоренными» методами весьма упрощает систему расчетов и предоставляет быстрое прогнозирование параметров горизонтальных скважин. Но при исследовании газовых и газоконденсатных скважин "ускоренными" методами значения забойных давлений и дебитов оказываются нестабилизированными, что дает некоторую погрешность в конечных расчетных
результатах. Это означает, что нестабилизированные забойные давления и дебит на режимах исследования пластов и фрагментов со значительными размерами могут быть как при £р.~60 мину, так и при Ср.>10 суток.
Список литературы
1. Алиев З.С., Котлярова Е.М. Определение основных параметров горизонтальных скважин. М.: РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2012. 228 с.
2. Алиев З.С., Самуйлова Л.В. Газо-гидродинамические исследования газовых и газоконденсатных пластов и скважин. М.: ООО «МАКС Пресс», 2011. 216 с.
3. Алиев З.С., Мараков Д.А. Разработка месторождений природных газов. М.: ООО «МАКС Пресс», 2011. 436 с.
