Прогнозирование обводнения фонда добывающих скважин на крупных газовых месторождениях тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.17, кандидат наук Шаяхметов, Айрат Ильфатович

• Шаяхметов, Айрат Ильфатович
• кандидат наук
• 2014

Оглавление диссертации кандидат наук Шаяхметов, Айрат Ильфатович

Содержание

Введение

1 Методы расчета технологических показателей разработки газовых залежей при упруговодонапорном режиме

1.1 Методы расчета количества внедряющейся пластовой воды в газовые залежи при упруговодонапорном режиме разработки

1.2 Аналитические методы расчета количества внедрившейся пластовой воды в сеноманские залежи газовых месторождений севера Западной Сибири

1.3 Методы расчета прогнозирования обводнения фонда добывающих скважин в слоисто-неоднородных газовых залежах

1.4 Выводы по главе 1

2 Методика расчета количества внедрившейся пластовой воды в газовые залежи смешанного массивно-пластового типа с учетом образования общей депрессионной воронки в зоне разбуривания

2.1 Расчет количества внедрившейся воды по напластованию в газовые залежи, характеризующиеся слоистой неоднородностью пласта-коллектора, с учетом образования общей депрессионной воронки в зоне разбуривания

2.1.1 Расчет количества внедряющейся воды по напластованию при наличии газодинамической связи между пропластками в газоносной области

2.1.2 Распределение отбора газа по пропласткам при отсутствии газодинамической связи в области текущей газоносности

2.1.3 Расчет количества внедряющейся воды по напластованию при отсутствии газодинамической связи между пропластками

2.1.4 Осреднение результатов

2.2 Расчет количества внедрившейся подошвенной воды в вертикальном направлении в газовые залежи, характеризующиеся слоистой неоднородностью

пласта-коллектора

2.2.1 Определение значения вертикальной эквивалентной проницаемости сеноманских отложений севера Западной Сибири

2.2.2 Расчет количества внедрившейся подошвенной воды в вертикальном направлении с учетом процесса выделения растворенного в пластовых водах газа

2.2.3 Влияние вертикальной эквивалентной проницаемости на количество внедряющейся пластовой воды в вертикальном направлении в газовые залежи

смешанного массивно-пластового типа

2.3 Выводы по главе 2

3 Прогнозирование обводнения фонда добывающих скважин в слоисто-неоднородных пластах с учетом неравномерного распределения давления в зоне разбуривания

3.1 Метод эквивалентных фильтрационных сопротивлений Ю.П. Борисова применительно к слоисто-неоднородной модели залежи переменной толщины

3.2 Расчет технологических параметров и условий работы обводняющихся газовых скважин

3.3 Выводы по главе 3

4 Прогнозирование обводнения фонда добывающих скважин на примере сеноманских залежей крупных газовых месторождений севера Западной Сибири (Медвежье, Ямбургское и Уренгойское)

4.1 Построение слоисто-неоднородных моделей газовых залежей смешанного массивно-пластового типа

4.2 Распределение вертикальной эквивалентной проницаемости по площади газоносности

4.3 Центрально-групповая схема размещения добывающих скважин

4.4 Учет неравномерного распределения вертикальной эквивалентной проницаемости по площади газоносности при расчете технологических показателей разработки

4.5 Прогнозирование технологических показателей разработки Ямбургской, Медвежьей и Ен-Яхинской площадей

4.6 Выводы по главе 4

Основные выводы

Список использованных источников

Приложение А. Технологические показатели работы обводняющихся газовых

скважин с диаметрами лифтовой колонны 0,168 м и 0,114 м

Приложение Б. Распределение проницаемости по газонасыщенному объему

пласта Ямбургской, Медвежьей и Ен-Яхинской площадей

Приложение В. Блок-схема алгоритма определения номера нижнего вскрываемого

скважинами пропластка п0л1

Приложение Г. Свидетельство о государственной регистрации программы для

ЭВМ

Приложение Д. Блок-схема алгоритма расчета технологических показателей разработки газовой залежи смешанного массивно-пластового типа при

упруговодонапорном режиме

Приложение Е. Расчетные и фактические значения доли обводненного порового пространства Ямбургской, Медвежьей и Ен-Яхинской площадей в зависимости от

текущей газоотдачи

Приложение Ж. Расчетные и фактические значения отношения пластовых давлений к начальному пластовому давлению Ямбургской, Медвежьей и Ен-

Яхинской площадей в зависимости от текущей газоотдачи

Приложение 3. Расчетные и фактические значения суммарной доли обводнившихся скважин от общего фонда добывающих скважин Ямбургской, Медвежьей и Ен-Яхинской площадей в зависимости от текущей газоотдачи

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Прогнозирование обводнения фонда добывающих скважин на крупных газовых месторождениях»

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность темы

Большинство крупных сеноманских газовых залежей Западной Сибири характеризуются слоистой неоднородностью пласта-коллектора и относятся к смешанному массивно-пластовому типу. Указанные залежи относятся к единому водоносному комплексу и разрабатываются в условиях упруговодонапорного режима, что, вследствие неоднородности залежей, отрицательно сказывается на их показателях разработки. В результате избирательного обводнения происходит защемление значительного количества газа. Пластовая вода, проникая по наиболее проницаемым пропласткам, внедряется вглубь залежи, что приводит к преждевременному обводнению добывающих скважин. При долгосрочном прогнозировании показателей разработки возникает необходимость в оценке обводнения фонда добывающих скважин с целью определения капитальных и эксплуатационных затрат на проведение водоизоляционных работ, мероприятий по интенсификации притока газа к скважинам, бурение резервных скважин и др..

Актуальность данной работы обусловлена, с одной стороны, недостаточной полнотой информации об изменчивости коллекторских свойств продуктивных пластов на предпроектной стадии для построения достоверной геологической и гидродинамической модели газового месторождения. С другой стороны, для принятия обоснованного инвестиционного решения по разработке месторождения необходимо выполнить прогнозные оценки показателей разработки на весь период с учетом вероятного проявления упруговодонапорного режима.

Разработанные методики расчетов позволяют выполнить долгосрочный прогноз основных технологических показателей разработки слоисто-неоднородных газовых залежей смешанного массивно-пластового типа с использованием упрощенных расчетных схем залежей и фильтрационных потоков с элементами вероятностно-детерминированного подхода к распределению коллекторских свойств продуктивной толщи.

Цель работы

Разработка аналитической методики долгосрочного прогноза обводнения фонда добывающих скважин на крупных газовых залежах смешанного массивно-пластового типа, разрабатываемых в условиях упруговодонапорного режима.

Основные задачи исследований

1. Изучение влияния образования общей депрессионной воронки в зоне отбора газа (размещения добывающих скважин) на количество внедряющейся пластовой воды в слоисто-неоднородную газовую залежь смешанного массивно-пластового типа.

2. Разработка аналитического метода расчета распределения пластового давления в слоисто-неоднородных газовых залежах в зависимости от размера зоны размещения добывающих скважин.

3. Апробация методики расчета прогнозирования обводнения фонда добывающих скважин по истории разработки сеноманских залежей Ямбургского, Медвежьего и Уренгойского месторождений.

Научная новизна

1. Обоснована необходимость учета неравномерности распределения вертикальной эквивалентной проницаемости по площади газоносности в аналитических расчетах обводнения газовых залежей смешанного массивно-пластового типа в слоисто-неоднородных пластах.

2. Предложено в расчетах обводнения слоисто-неоднородной газовой залежи смешанного массивно-пластового типа учитывать влияние формирования общей депрессионной воронки в зоне отбора газа на подъем газоводяного контакта и приток газонасыщенной пластовой воды как по напластованию, так и вертикальном направлении.

3. Произведен учет неравномерности распределения пластового давления в зоне отбора газа при гидродинамических расчетах газожидкостного подъемника обводняющихся скважин в задачах прогнозирования обводнения фонда добывающих скважин в газовых залежах со слоистым характером неоднородности.

Практическая ценность полученных результатов

Результаты проведенных исследований применяются в учебном процессе Уфимского государственного нефтяного технического университета при подготовке бакалавров направления 131000 - «Нефтегазовое дело» профиля «Эксплуатация и обслуживание объектов добычи газа, газоконденсата и подземных хранилищ» в дисциплине «Разработка и проектирование газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений» и магистров направления 131000.68 - «Нефтегазовое дело» по магистерской программе «Проектирование и управление разработкой и эксплуатацией газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений» в дисциплине «Теория проектирования разработки месторождений».

Разработанная методика реализована в виде компьютерной программы, на которую получено свидетельство о государственной регистрации программы ЭВМ.

Методы исследований

Использованы: методы теории вероятности при построении зонально-слоисто-неоднородных геолого-газодинамических моделей пластов; численные методы при решении задачи неустановившейся фильтрации газа при упруговодонапорном режиме; теория движения газожидкостных смесей в вертикальных трубах при определении условий самопроизвольной остановки обводняющихся скважин.

Защищаемые положения

1. Методика расчета избирательного обводнения продуктивной толщи газовых залежей смешанного массивно-пластового типа, учитывающая образование общей депрессионной воронки в зоне размещения добывающих скважин; приток воды как по напластованию, так и в вертикальном направлении; неравномерное распределение вертикальной эквивалентной проницаемости по площади газоносности.

2. Методика прогнозирования обводнения фонда добывающих скважин в слоисто-неоднородных газовых залежах, учитывающая разнодебитность скважин

за счет неравномерного распределения давления в зоне отбора газа (размещения скважин), избирательного обводнения продуктивной толщи и дифференцированного вскрытия пласта в скважинах.

Апробация работы

Основные положения и результаты исследований докладывались на Ш-ей международной научно-практической конференции молодых ученых «Актуальные проблемы науки и техники» (г. Уфа, 2011); П-ом и Ш-ем международном научном семинаре «Развитие инновационной инфраструктуры университета» (г. Уфа, 2011 и 2012); межрегиональном семинаре «Рассохинские чтения» (г. Ухта, 2012) и международном семинаре «Рассохинские чтения» (г. Ухта, 2013), Х-ой Всероссийской научно-технической конференции «Актуальные проблемы развития нефтегазового комплекса России» (г. Москва, 2014), 1У-ой Всероссийской научно-практической конференции молодых ученых и специалистов «Обеспечение эффективного функционирования газовой отрасли» (г. Новый Уренгой, 2014).

Публикация результатов и личный вклад автора

По теме диссертации опубликовано 9 печатных работ, из них 3 научные статьи, в том числе 2 статьи опубликованы в ведущих рецензируемых изданиях ВАК Министерства образования и науки РФ, 1 свидетельство о государственной регистрации программы ЭВМ.

Структура и объем диссертации

Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, основных выводов, списка использованных источников из 104 наименований и 8 приложений. Текст работы изложен на 145 страницах, включая 28 рисунков и 11 таблиц.

1 МЕТОДЫ РАСЧЕТА ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАЗРАБОТКИ ГАЗОВЫХ ЗАЛЕЖЕЙ ПРИ УПРУГОВОДОНАПОРНОМ РЕЖИМЕ

1.1 Методы расчета количества внедряющейся пластовой воды в газовые залежи при упруговодонапорном режиме разработки

Разработка месторождений природных газов в России осуществляется на естественных режимах, при этом выделяют газовый режим и упруго водонапорный, являющийся смешанным режимом, в котором «... приток газа к забоям скважин обусловливается как упругой энергией сжатого газа, так и напором продвигающейся в газовую залежь контурной или подошвенной воды» [30].

Разработка газовых месторождений в условиях упруговодонапорного режима, с одной стороны, способствует поддержанию пластового давления и дебитов добывающих скважин, расположенных в "сухих полях". С другой стороны, опыт разработки показывает, что газоотдача пластов при прочих равных условиях при упруговодонапорном режиме несколько меньше, чем при чисто газовом. Это объясняется тем, что продуктивные пласты характеризуются той или иной степенью неоднородности и при обводнении газонасыщенного порового пространства происходит микро- и макрозащемление газа [15, 67, 78].

Точность определения технологических показателей разработки газовой залежи при упруговодонапорном режиме во многом зависит от точности расчета динамики темпа внедрения пластовой воды в залежь. Определение темпа внедрения воды в газоносную область довольно сложная задача, при решении которой необходимо учитывать геометрию залежи, неоднородное строение пласта-коллектора, неравномерное дренирование залежи, неравномерное распределение давления в пласте и т.д.

Методы расчета количества внедряющейся воды в залежь можно разделить на три группы.

К первой группе относятся аналитические методы расчета. Определение динамики темпа внедрения воды в газовую залежь связан с множеством трудностей в математических вычислениях, поэтому при использовании данного метода, для упрощения расчетов, принимаются некоторые допущения: производится схематизация формы залежи (полосообразная, круговая, секторная или комбинированная модель); коллекторские свойства неоднородных пластов усредняются, и при расчетах в основном используется однородная модель залежи; расчеты выполняются на среднюю скважину и т.д. Аналитические методы расчета дают приближенные результаты по сравнению с фактическими значениями на месторождениях и не позволяют учесть конфигурацию границ залежи, неоднородность пласта-коллектора, неравномерное расположение добывающих скважин на площади газоносности и т.д.

Развитие аналитических методов расчета количества внедрившейся пластовой воды в газовые залежи охватывает период времени, начиная с 30-х гг. XX века по настоящее время, за этот период предложено множество различных подходов такими учеными, как Ю.Н. Васильев, О.М. Ермилов, С.Н. Закиров, C.B. Колбиков, Ю.П. Коротаев, Б.Б. Лапук, Л.С. Лейбензон, В.Н. Маслов, Е.М. Нанивский, А.И. Пономарев, И.А. Чарный, А.И. Ширковский, П.Т. Шмыгля, Ван Эвердинген (Van Everdingen), В. Херст (W. Hurst), Шильзиус (Schilthius), Картер (Carter), Трейси (Тгасеу), Феткович (Fetkovich), Коатс (Coats) и др. [9, 10, 11, 25, 26, 28, 29, 41, 46, 49, 64, 68, 76, 85, 88, 89, 90, 92, 99, 100, 101, 103, 104 и ДР-]-

Первым среди отечественных ученых, кто решил задачу о внедрении воды в газоносную область, является академик Л.С. Лейбензон [49]. Он рассматривал однородную полосообразную модель пласта. Для упрощения расчетов полагал, что давление на границе раздела газ-вода со временем остается без изменения и равняется начальному давлению на контуре питания. Данное допущение, принятое Л.С. Лейбензоном, говорит о том, что потери давления на трение в водонасыщенной области не учитывались, что равносильно принятию значения вязкости воды равной нулю.

В дальнейшем, одним из его учеников, Б.Б. Лапуком был предложен достаточно простой метод расчета продвижения контурных вод в газовые залежи с учетом вязкости воды [46, 92]. Б.Б. Лапук рассматривал внедрение воды в полосообразную и круговую модели залежей, причем жидкость была принята несжимаемой, а пористая среда недеформируемой. В предложенном методе не учитывалось противодавление на водоносную часть пласта столба воды, поступившей в газовую залежь. Количество поступающей в газовую залежь воды и соответствующее изменение средневзвешенного давления в газонасыщенной области определялись методом последовательных приближений.

При определении количества внедрившейся подошвенной воды в газовую залежь массивного типа приближенно учесть упругость пластовой водонапорной системы и противодавление, поступающей в газовую залежь, воды удалось И.А. Чарному [85]. В предложенном подходе [85] рассматривался однородный по толщине, пористости и проницаемости пласт. В расчетах применялся метод последовательной смены стационарных состояний.

В точной постановке задачу о движении вертикальной границы раздела двух жидкостей решил в работе [10] H.H. Веригин. Позже этот подход был использован в работе [11] при определении количества воды поступившей в полосообразную газовую залежь из полубесконечного водоносного пласта при постоянном значении давления на границе раздела газ-вода.

Широкое применение в теории и практике разработки нефтяных и газовых залежей получили методы, предложенные такими зарубежными исследователями, как Ван Эвердинген и В. Херст, Шильзиус, Картер и Трейси, Феткович, Коатс [99, 100, 101, 103, 104]. В своих работах динамику притока пластовой воды в залежь они определяли путем создания математической модели водоносной области.

Стационарная модель Шильзиуса и модель маленькой водоносной зоны Коатса [100, 103] дают упрощенную картину, происходящих в пласте, процессов, и результаты расчетов получаются достаточно приближенными.

Модели Ван Эвердингена-Херста, Картера-Трейси и Фетковича [99, 101, 104] относятся к классу нестационарных. Нестационарные модели более сложны в

расчетах, однако их использование позволяет точнее описать динамику притока воды в залежь. Наиболее точным из приведенных выше является решение Ван Эвердингена и Херста, в основе которого лежит принцип суперпозиции. Использование, предложенного в работе [99], подхода позволяет с достаточной точностью определить изменение динамики притока воды в залежь с падением давления в газонасыщенной области, однако применение принципа суперпозиции делает данный подход наиболее сложным и громоздким, при его использовании требуется постоянное обращение к различным таблицам и номограммам. Результаты расчетов, достаточно близкие к результатам полученным с использованием решения Ван Эвердингена и Херста, можно получить и с помощью моделей Картера-Трейси и Фетковича. Разработка этих моделей была осуществлена с целью упрощения расчетов и сокращения времени, затрачиваемое на вычисления, и они являются всего лишь аппроксимацией к модели Ван Эвердингена-Херста, к тому же модель Фетковича можно применять только в случае ограниченной водоносной области.

В некоторых работах [18, 79, 102] такими учеными как Т. Гольфрахт, П.К. Страдымов, В.Н. Смирнов, К. Мюллер и другими для определения количества внедрившейся в газовую залежь пластовой воды совместно решаются уравнения материального баланса для газа и соответствующая формула из теории упругого режима для определения падения давления на стенке укрупненной скважины. В этих работах газовая залежь аппроксимируется укрупненной скважиной, дренирующей бесконечный однородный водоносный пласт с постоянным дебитом.

В работах М.Т. Абасова, А.И. Алиева, А.М. Кулиева, А.С Малых, А.Х. Мирзаджанзаде, В.В. Мустафаева, М.В. Филинова, И. А. Чарного, К.Н. Джалилова, А.Ш. Казымова, С.Н. Назарова, Ф.Г. Темпеля и других авторов развиваются, предложенные ранее, расчетные методики, показывается возможность использования различных методов или подходов к решению задачи о внедрении воды в газоносную область, либо проводятся упрощения существующих решений [1, 2, 23, 35, 50, 54, 56, 70, 80, 84, 87].

Методики определения показателей разработки газовых залежей при водонапорном режиме, разработанные С.Н. Закировым, Ю.П. Коротаевым, А.И. Ширковским, П.Т. Шмыглей и другими [29, 41, 88, 90], основываются на решении уравнения материального баланса и на использовании принципа суперпозиции, предложенным Ван Эвердингеном и Херстом, для определения суммарного объема вторгшейся воды и давления на стенке укрупненной скважины. Для круговой модели залежи методом интегральных соотношений С.Н. Закировым и О.П. Шмыглей разработана методика расчета, основанная на приближенном решении плоскорадиальной задачи о неустановившемся притоке воды к укрупненной скважине [81].

Последующее совершенствование методов расчета внедрения воды в газовые залежи было связано с использованием результатов исследований механизма вытеснения газа водой. В работе [81] обобщены методы расчета обводнения газовых залежей, в которых при определении суммарного объема поступившей в залежь воды учитывается неполнота вытеснения газа водой, изменение при снижении давления коэффициентов остаточной газонасыщенности и фазовой проницаемости воды в обводнившейся части пласта.

С целью прогнозирования обводнения интервалов перфораций добывающих скважин в газовых залежах, подстилаемых подошвенной водой, а также определения максимальных безводных дебитов в газовых скважинах получили развитие методики расчета подъема конуса подошвенной воды. Впервые такую задачу для нефтедобывающих скважин в работе [51] рассмотрел М. Маскет. В последующем И.А Чарным, Д.А. Эфросом, Б.Б. Лапуком, А.Л. Брудно, Б.Е. Сомовым и другими исследователями подобные задачи были решены и для газовых скважин [45, 86, 93, 94].

Созданию и совершенствованию приближенных методов расчета количества внедрившейся в газовые залежи пластовой воды посвящены работы отечественных исследователей: Ю.Н. Васильева, О.М. Ермилова, С.Н. Закирова, С.В. Колбикова, Ю.П. Коротаева, В.Н. Маслова, Е.М. Нанивского, А.И. Пономарева и других [9, 25, 26, 28, 57, 64, 68, 76, 89]. В своих работах при

расчете количества внедряющейся пластовой воды они учитывали слоистую или зональную неоднородность пласта, или рассматривали однородно анизотропные модели пластов.

Использование приближенных методов расчета динамики внедрения пластовой воды в газовые залежи остается актуальным и в настоящее время, поскольку они позволяют с минимальными экономическими и временными затратами получить результат, хотя он и будет приближенным.

Вторая группа методов расчета количества внедряющейся пластовой воды в газовые залежи основана на использовании двумерных моделей пластов. Развитие данного метода связано с появлением электрических и численных моделей.

С помощью приближенных аналитических методов не всегда удавалось учесть, растущую по мере разработки, информацию о залежи. Использование двумерных моделей позволяло учитывать конфигурацию границ залежи, зональную неоднородность пласта-коллектора, разнодебитность добывающих скважин, неравномерное расположение скважин на площади газоносности и многие другие факторы.

Первую двумерную модель пласта построил Брюс (W.A. Bruce) еще в 1943 году [98]. Это была электрическая модель нефтяного пласта.

Использование электрических моделей отечественными учеными для описания процессов, происходящих в газовых залежах при упруговодонапорном режиме разработки, началось в шестидесятых годах. Этому направлению посвящены научные работы П.М. Белаша, С.Н. Закирова, Н.Г. Степанова, А.Н. Тимашева и других [5, 13, 34, 63, 77].

Электрические модели представляли собой аналоговые резистивно-емкостные электрические сетки, называемые также электроинтеграторами. При этом залежь и окружающая ее водоносная область схематизировались сеточной областью определенной формы с известными параметрами в узловых точках. Расчеты производились по шагам времени, в качестве начального условия задавалось поле электрических напряжений (аналог давления) на нулевой момент времени. Используя метод аналогий между протекающими на модели

электрическими процессами и фильтрационными процессами в пласте, определялось поле давлений и новое положение газоводяного контакта на следующий момент времени [29, 44].

Численные модели впервые были использованы в 50-х гг. для нефтяных залежей Д.В. Писманом (D.W. Peaceman) и Х.Х. Рэкфордом (H.H. Rachford) [97]. В отечественной науке двумерные численные модели газовых залежей для учета динамики внедрения краевой воды начали использоваться в 70-х гг. XX века такими учеными как А.К. Галимов, С.Н. Закиров, Л.Г. Коршунова и другими [16, 31]. Модель залежи представляла собой сеточную область, в которой каждая ячейка имела свои заданные фильтрационно-емкостные свойства. Процесс фильтрации флюидов в пласте описывался системой уравнений, составленной для каждой ячейки.

По сравнению с электрическими численные модели выглядели более привлекательными. Электрическим моделям присущ ряд недостатков: большие размеры, погрешности измерительных приборов, низкая надежность, сложность при построении, к тому же для каждой залежи требуется создание отдельной уникальной модели. С появлением высокопроизводительных процессоров электронно-вычислительных машин и развитием конечно-разностных методов решения дифференциальных уравнений многофазной фильтрации в конце 70-х годов конкуренция ЭВМ и электроинтеграторов резко возросла, так, что к 80-ым годам численные двумерные (профильные и площадные) модели полностью вытеснили аналоговые электрические модели [55].

Третья группа основана на использовании трехмерных геологических и гидродинамических моделей залежей.

3 D-геологическая модель представляет собой уменьшенную в размерах копию моделируемого пласта, разбитую на очень большое количество ячеек с различными коллекторскими свойствами. Основная задача построения геологической модели - учет неоднородности пласта, распределение по объему пласта пористости и проницаемости. Геологическая модель служит всего лишь основой для создания более сложной гидродинамической модели, куда также

входят фильтрационные параметры пластовых флюидов, значения относительных фазовых проницаемостей, массив данных по скважинам и другие исходные данные. Использование в специализированных компьютерных программах гидродинамических моделей залежей позволяет получить достаточно точный прогноз показателей разработки, рассмотреть несколько различных сценариев дальнейшей эксплуатации залежи и выбрать наиболее оптимальный, а также позволяет контролировать и управлять процессом разработки. Гидродинамическое моделирование позволяет прогнозировать "поведение" каждой отдельно взятой скважины, определять линии тока в пласте, находить недренируемые участки залежи и многое другое [61,62].

Первые попытки создания трехмерной модели отечественными учеными были предприняты в 70-х гг. Расчетная схема представляла собой систему плоских двумерных сеточных областей, которые сообщались между собой посредством отборов из скважин [55]. Построение полноценных трехмерных моделей началось в конце 80-х начале 90-х гг. с появлением таких компьютерных программ геологического моделирования залежей как IRAP и STORM, разработанных в Норвегии, и SCRF и GSLIB в Стэмфорде [17]. Развитие цифрового моделирования всегда шло параллельно с развитием возможностей и увеличением скорости вычислительных операций компьютеров. Появление в начале XXI века параллельных вычислений на многопроцессорных компьютерах способствовало построению более мелкой сетки моделей, а снижение стоимости персональных компьютеров способствовало широкому распространению трехмерного моделирования среди компаний-операторов месторождений нефти и газа. В настоящее время в нашей стране при создании геологических моделей месторождений нефти и газа в основном пользуются такими зарубежными программными пакетами как IRAP, PETREL, STRATAMODAL, среди отечественных программных пакетов наибольшей популярностью пользуются DV-Geo, TimeZYX.

Наиболее популярными программами для гидродинамического моделирования являются Eclipse, Tempest, VIP, Tigress, TimeZYX, t-Navigator и другие.

Более подробно об истории развития трехмерного моделирования и о методах создания геологических и гидродинамических моделей изложено в работах [3, 17, 55, 61, 62 и др.].

1.2 Аналитические методы расчета количества внедрившейся пластовой воды в сеноманские залежи газовых месторождений севера Западной Сибири

Наряду с быстрым развитием и повсеместным применением на практике трехмерного геологического и гидродинамического моделирования не теряют своей ценности и приближенные аналитические методы расчета показателей разработки.

Использование гидродинамических симуляторов при проектировании разработки залежей предусматривает наличие подробной трехмерной геологической модели пласта. На предпроектной стадии разработки ввиду редкой сетки скважин и слабой изученности межскважинного пространства отсутствует достаточное количество информации, отражающее неоднородное распределение коллекторских свойств породы по объему залежи. Для оценки инвестиционной привлекательности разработки газовой залежи, а также для получения экспертной оценки на предпроектной стадии необходимо выполнить прогнозные расчеты показателей на весь период разработки залежи. Для решения подобных задач сохраняют свою актуальность приближенные аналитические методы расчета [71].

С помощью приближенных методов трудно спрогнозировать, как будут изменяться гидродинамические параметры (давление, положение газоводяного контакта и др.) на конкретном участке залежи, а также «поведение» каждой отдельно взятой скважины. Однако можно рассчитать динамику падения средневзвешенного пластового давления в газоносной области, общее количество внедрившейся пластовой воды в газоносную область пласта, оценить

неравномерность продвижения газоводяного контакта, спрогнозировать количество обводняющихся и обводненных скважин из общего фонда на каждый момент времени и другие показатели.

Открытие и ввод в разработку крупных газовых месторождений Западной Сибири, определило одно из направлений дальнейшего развития аналитических методов расчета количества внедряющейся пластовой воды. Сеноманские залежи указанных месторождений разрабатываются в условиях активного проявления упруговодонапорного режима, имеют схожее геологическое строение и относятся к смешанному массивно-пластовому типу. Пласты-коллекторы этих залежей представляют собой сплошное хаотическое чередование пород коллекторов и неколлекторов, песчаных, алевролитовых и глинистых разностей [26]. Методика расчета подъема конуса подошвенной воды оказалась неэффективной в слоисто-неоднородных пластах, поскольку для них вертикальная проницаемость гораздо меньше горизонтальной, кроме того часто встречаются хорошо выдержанные вдоль пласта непроницаемые глинистые прослои, препятствующие подъему конуса воды. Расчеты внедрения краевых вод в однородные по фильтрационно-емкостным свойствам пласты также не описывают реальную происходящую в пласте картину, поскольку их использование позволяет получить равномерное по толщине пласта продвижение газоводяного контакта. Для прогнозирования обводнения фонда добывающих скважин необходимо получение дифференцированной картины обводнения слоисто-неоднородной газовой залежи. С этой целью С.Н. Закировым, А.И. Пономаревым, О.М. Ермиловым, В.Н. Масловым, П.Т. Шмыглей и другими в работах [25, 28, 64, 68, 89] предложено использовать те или иные вероятностно-статистические слоисто-неоднородные модели пластов. В указанных работах используются полосообразные либо круговые модели, представляющие собой набор пропластков различной толщины с различными значениями фильтрационных параметров. Для каждого пропластка осуществляются расчеты по продвижению газоводяного контакта, при этом учитывается внедрение воды только по напластованию. Для упрощения расчетов рассматриваются два крайних случая,

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Шаяхметов, Айрат Ильфатович, 2014 год

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ источников

1) Абасов, М.Т. Вытеснение газа водой / М.Т. Абасов, A.M. Кулиев,

A.И. Алиев // Газовая промышленность. - 1969. - № 6. - С. 1-3.

2) Абасов, М.Т. Применение метода сопряженных дифференциальных уравнений к решению задач о вытеснении газа водой / М.Т. Абасов, К.Н. Джалилов, А.Ш. Казымов // Труды АзНИИ ДН / Азернефтнешр. - 1960. -Вып. 9.-С. 281-285.

3) Азиз, X. Математическое моделирование пластовых систем / X. Азиз, Э. Сеттари. - М.: Недра, 1982. - 405 с.

4) Алиев, З.С. Разработка месторождений природных газов: учебное пособие / З.С. Алиев, Д.А. Мараков. - М.: МАКС Пресс, 2011. - 436 с.

5) Белаш, П.М. Электрическое моделирование процессов разработки газовых месторождений / П.М. Белаш, A.J1. Гофлин, Э. Чен-Син // НТС по добыче нефти ВНИИ. - 1961. - Вып. 2. - С. 97-101.

6) Борисов, Ю.П. Влияние неоднородности пластов на разработку нефтяных месторождений / Ю.П. Борисов, В.В. Воинов, З.К. Рябинина. - М.: Недра, 1970.-288 с.

7) Борисов, Ю.П. Определение дебита скважин при совместной работе нескольких рядов скважин / Ю.П. Борисов // Труды Московского нефтяного института им. Губкина. -1951. -№11. - С. 170-184.

8) Борисов, Ю.П. Особенности проектирования разработки нефтяных месторождений с учетом их неоднородности / Ю.П. Борисов, З.К. Рябинина,

B.В. Воинов. - М.: Недра, 1976. - 285 с.

9) Васильев, Ю.Н. Методика расчета подъема газоводяного контакта / Ю.Н. Васильев, Д.А. Пасько // Газовая промышленность. - 1980. - № 3 - С. 33-34.

10) Веригин, H.H. Нагнетание вяжущих растворов в горные породы в целях повышения прочности и водонепроницаемости оснований гидротехнических сооружений / H.H. Веригин // Изв. АН СССР. ОТН. - 1952. - № 5. - С. 674-687.

11)Веригин, H.H. О перемещении контура газоносности при эксплуатации месторождений природных газов / H.H. Веригин // Изв. АН СССР. ОТН. - 1958. — № 3. - С. 169-171.

12) Влияние обводнения многопластовых газовых и газоконденсатных месторождений на их разработку / Г.В. Рассохин, И.А. Леонтьев, В.И. Петренко, Г.И. Пикало, П.Т. Шмыгля, Ю.В. Коноплев. -М.: Недра, 1973. - 264 с.

13) Вопросы размещения скважин и анализа разработки газовых месторождений на электрических моделях / С.Н. Закиров, Г.А. Зотов, Ю.П. Коротаев, Г.Д. Маргулов, А.Н. Тимашев, В.Н. Турниер // ТНТО, серия: Геология, разведка и разработка газовых и газоконденсатных месторождений. -М.: ВНИИЭГазпром, 1972. - 67 с.

14) Вяхирев, Р.И. Разработка и эксплуатация газовых месторождений / Р.И. Вяхирев, А.И. Гриценко, P.M. Тер-Саркисов. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2002. - 880 с.

15) Газоотдача газовых и газоконденсатных месторождений / С.И. Иванов, З.С. Алиев, Б.Е. Сомов, Д.А. Мараков. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2005. -229 с.

16)Галимов, А.К. Двумерная модель газовой залежи и расчет продвижения воды / А.К. Галимов // Труды ВНИИГаза. - 1974. - Вып.1. - С. 7-12.

17) Гладков, Е.А. Геологическое и гидродинамическое моделирование месторождений нефти и газа: учебное пособие / Е.А. Гладков. - Томск: Изд-во Томского политехнического университета, 2012. - 99 с.

18) Гольдфрахт, Т. Метод прогноза поведения газовых месторождений при продвижении краевой воды / Т. Гольдфрахт, П. Ионеску // Газовая промышленность. - 1960. - № 7. - С. 12-14.

19)Гукасов, H.A. Теория и практика добычи газожидкостных смесей / H.A. Гукасов, Г.Г. Кучеров. - М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2005. - 308 с.

20) Гукасов, H.A. Технологический режим эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин в период падающей добычи / H.A. Гукасов, Г.Г. Кучеров. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2006. - 214 с.

21)Гуревич, Г.Р. Справочное пособие по расчету фазового состояния и свойств газоконденсатных смесей / Г.Р. Гуревич, А.И. Брусиловский. - М.: Недра, 1984.

22) Движение газожидкостных смесей в трубах / В.А. Мамаев, Г.Э. Одишария, О.В. Клапчук, A.A. Точигин, H.H. Семенов. - М.: Недра, 1978. -270 с.

23)Джалилов, К.Н. О вытеснении газа упругой жидкостью в упругом пласте / К.Н. Джалилов, М.А. Гаджиев, Я.Р. Рустамов // ДАН Азерб. ССР. -1962.-№ 12.

24) Дубина, H.H. Механизм обводнения добывающих скважин на завершающей стадии разработки сеноманских залежей / H.H. Дубина. - М.: ООО "Недра-Бизнесцентр", 2007. - 109 с.

25) Ермилов, О.М. Алгоритм расчета внедрения пластовой воды в газовую залежь с учетом ее неоднородности / О.М. Ермилов // Тезисы докладов конференции: АСУ - Медвежье - Надым / Надымская типография. - Надым, 1977.-С. 7.

26) Ермилов, О.М. Разработка крупных газовых месторождений в неоднородных коллекторах / О.М. Ермилов, В.Н. Маслов, Е.М. Нанивский. - М.: Недра, 1987.-207 с.

27) Ермилов, О.М. Сооружение и эксплуатация газовых скважин в районах Крайнего Севера / О.М. Ермилов, Б.В. Дегтярев, А.Р. Курчиков. - Новосибирск: Изд-во СО РАН, 2003. - 223 с.

28)Закиров, С.Н. К оценке обводняющегося числа эксплуатационных скважин / С.Н. Закиров, М. Гафурова, Ю.П. Коротаев, B.C. Орлов // Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. Реф. сб. ВНИИЭГазпрома. - 1977. - № 10. - С. 22-29.

29) Закиров, С.Н. Проектирование и разработка газовых месторождений / С.Н. Закиров, Б.Б. Лапук. - М.: Недра, 1974. - 376 с.

30)3акиров, С.Н. Разработка газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений / С.Н. Закиров. - М.: Струна, 1998. -628 с.

31) Закиров, С.Н. Решение двумерной двухфазной задачи теории фильтрации / С.Н. Закиров, Л.Г. Коршунова // Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. Реф. сб. ВНИИЭГазпрома. - 1976. — № 4. -С. 14-21.

32) Зорькин, Л.М. Геохимия газов пластовых вод нефтегазоносных бассейнов / Л.М. Зорькин. - М.: Недра, 1973. - 222 с.

33) Зотов, Г.А. Эксплуатация скважин в неустойчивых коллекторах / Г.А. Зотов, A.B. Динков, В.А. Черных. - М.: Недра, 1987. - 172 с.

34) Использование геологогазодинамических моделей для решения задач разработки газовых месторождений / В. А. Поляков, Н.Г. Степанов, Ю.М. Фриман // НТО, серия: Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. - М.: ВНИИЭГазпром, 1976. - 36 с.

35)Казымов, А.Ш. К вопросу о вытеснении газа упругой жидкостью / А.Ш. Казымов // НТС по добыче нефти. - 1961. - Вып. 15. - С. 17-20.

36)Калиновский, Ю.В. Влияние размера зоны дренирования на показатели разработки газовой залежи / Ю.В. Калиновский, А.И. Шаяхметов, Е.В. Белоногов, A.A. Пустовских // Газовая промышленность. - 2014. - №1. - С. 36-38.

37) Калиновский, Ю.В. Определение истинного газосодержания в расчетах движения многофазных потоков обводняющихся газоконденсатных скважин / Ю.В. Калиновский, А.И. Пономарев, Г.А. Ланчаков, В.А. Ставицкий // Газовая промышленность. - 2010. - Спецвыпуск. - С. 52-54.

38) Комплексное решение проблемы разработки группы газовых и газоконденсатных месторождений / Б.Б Лапук, Н.К. Байбаков, Ф.А. Требин, К.С. Басниев, С.Н. Закиров, В.Н. Петров, Б.Е. Сомов, В.Ф. Старшов. - М.: Недра, 1970.-288 с.

39)Коротаев, Ю.П. Влияние жидкости на движение газа по вертикальным трубам / Ю.П. Коротаев // Труды ВНИИГаза. - 1958. - № 2. - С. 10.

i

I III

40) Коротаев, Ю.П. Комплексная разведка и разработка газовых месторождений / Ю.П. Коротаев. - М.: Недра, 1968. - 428 с.

41) Коротаев, Ю.П. Эксплуатация газовых месторождений / Ю.П. Коротаев. - М.: Недра, 1975. - 415 с.

42) Корценштейн, В.Н. Методика гидрогеологических исследований нефтегазоносных районов / В.Н. Корценштейн. - 2-е изд., перераб. и доп. - М.: Недра, 1976.-309 с.

43) Корценштейн, В.Н. Растворенные газы подземной гидросферы Земли /

B.Н. Корценштейн. - М.: Недра, 1984. - 230 с.

44)Кричлоу, Г. Б. Современная разработка нефтяных месторождений -проблемы моделирования / Генри Б. Кричлоу; Пер. с англ. Я.И. Тетельбаума. -М.: Недра, 1979. - 303 с. - Перевод изд.: Modern reservoir engineering - a simulation approach / Henry В. Crichlow. New Jersey, 1977.

45)Лапук, Б.Б. О конусах подошвенной воды в газовых залежах / Б.Б. Лапук, А.Г. Брудно, В.Е. Сомов // Газовая промышленность. - 1961. — № 2. —

C. 8-12.

46) Лапук, Б.Б. Приближенное решение плоской задачи о вытеснении газа несжимаемой жидкостью / Б.Б. Лапук // Доклады АН СССР. - 1950. - Т. 73, № 1. -С. 33-36.

47)Левич, В.Г. Физико-химическая гидродинамика. - М.: Физматгиз, 1959.-699 с.

48) Лейбензон, Л.С. Движение природных жидкостей и газов в пористой среде / Л.С. Лейбензон. - М.-Л.: Гостехиздат, 1947. - 244 с.

49) Лейбензон, Л.С. Нефтепромысловая механика. Ч. 2: Подземная гидравлика воды, нефти и газа. - М.: ОНТИ, 1934.

50) Малых, A.C. О приближенном расчете продвижения краевой воды в газовую залежь / A.C. Малых // Труды ВНИИГаза. - 1972. - Вып. 45 (53). -С. 29-55.

51) Маскет, М. Течение однородных жидкостей в пористой среде / М. Маскет; пер. с англ. - М.-Л.: Гостоптехиздат, 1949. - 628 с.

52) Межпластовые и зональные перетоки газоконденсатной смеси и их влияние на текущую добычу конденсата / З.С. Алиев, Б.Е. Сомов, Д.А. Мараков, Р.Н. Исмагилов. - М.: ООО «Издательский дом Недра», 2013. — 214 с.

53) Методы обработки и представления геолого-геофизической и промысловой информации (на примере газовых месторождений севера Западной Сибири) / О.М. Ермилов, А.Н. Дмитриевский, И.М. Чупова, В.В. Дмитрук, A.B. Кононов, Ю.Г. Тер-Саакян, В.Р. Лившиц, В.О. Красавчиков. - Новосибирск: Изд-во СО РАН, 2003. - 62 с.

54) Мирзаджанзаде, А.Х. О вытеснении газа в пористой среде / А.Х. Мирзаджанзаде, В.В. Мустафаев // Доклады АН АзССР. - 1958. - Т. 14, № 1 - С. 23-26.

55) Моделирование продуктивности газовых скважин / В.В. Черепанов,

A.B. Красовский, А.Н. Лапердин, С.К. Ахмедсафин, С.А. Скрылев. - М.: ООО «Газпром экспо», 2013. - 264 с.

56) Назаров, С.Н. Разработка газоконденсатных месторождений с нефтяной оторочкой / С.Н. Назаров // Изв. АН УзССР. - 1960. - № 6.

57)Нанивский, Е.М. Расчет продвижения воды в неоднородные газовые месторождения / Е.М. Нанивский // Разработка, бурение и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений Сибири. Тр. ТюменНИИГипрогаза. - М., 1977.-С. 26-34.

58) Нестеров, И.И. Критерии прогноза нефтегазоносности / И.И. Нестеров // Тр. ЗапСибНИГНИ. - Тюмень, 1969. - 335 с.

59) Облеков, Г.И. Установление технологических режимов, обеспечивающих бесперебойную эксплуатацию скважин на поздней стадии разработки, при активном водопроявлении / Г.И. Облеков, В.Н. Маслов,

B.Н. Гордеев, И.М. Чупова // НТС Газовая промышленность, серия: Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. - 1999. - № 6. - С. 28-33.

60) Одишария, Г.Э. Прикладная гидродинамика газожидкостных смесей / Г.Э. Одишария, A.A. Точигин. — М.: Всероссийский научно-исследовательский

институт природных газов и газовых технологий. Ивановский государственный энергетический университет, 1998. - 400 с.

61) Основы гидродинамического моделирования нефтяных и газовых месторождений: учебное пособие / Ю.А. Котенев, Ш.Х. Султанов, А.П. Чижов, A.B. Чибисов, Д.И. Варламов. - Уфа: Изд-во «Нефтегазовое дело», 2008. - 136 с.

62) Основы трехмерного цифрового геологического моделирования: учебное пособие / К.В. Абабков, Д.Д. Сулейманов, Ш.Х. Султанов, Ю.А. Котенев, Д.И. Варламов. - Уфа: Изд-во «Нефтегазовое дело», 2010.-199 с.

63)Перепеличенко, В.Ф. Методика расчета продвижения воды в газовую залежь при искусственном и естественном заводнении с учетом гравитационных сил / В.Ф. Перепеличенко // Труды ВНИИГаза. - М., 1973. - С. 85-92.

64) Пономарев, А.И. Исследование некоторых закономерностей обводнения эксплуатационного фонда газовых скважин / А.И. Пономарев // Творческая конференция молодых ученых и специалистов: тезисы докладов и сообщений / БашНИПИнефть. - Уфа, 1976. - С. 9.

65) Пономарев, А.И. Исследование особенностей определения показателей разработки газовых месторождений в неоднородных пластах: дис. ... канд. техн. наук: 05.15.06 / Пономарев Александр Иосифович. - Уфа, 1979. - 213 с.

66) Пономарев, А.И. О возможности оценки масштабов обводнения фонда добывающих скважин на газовых месторождениях в слоисто-неоднородных пластах / А.И. Пономарев, А.И. Шаяхметов // Нефтегазовое дело: электрон. науч. журн. - 2012. - № 6. - С. 218-225. URL: http://ogbus.ru/authors/PonomarevAl/PonomarevAI 1 .pdf.

67) Пономарев, А.И. Повышение эффективности разработки залежей углеводородов в низкопроницаемых и слоисто-неоднородных коллекторах / А.И. Пономарев. - Новосибириск: Издательство СО РАН, 2007. - 236 с.

68) Прогнозирование избирательного обводнения месторождений и скважин / С.Н. Закиров, В.М. Булейко, М. Гафурова, А.И. Пономарев // НТО, Серия: Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. -М.: ВНИИЭГазпром, 1978. - 64 с.

69) Программа для расчета обводнения газовой залежи в слоисто-неоднородных пластах: Свидетельство о государственной регистрации программы для ЭВМ №2012610870 / Пономарев А.И., Шаяхметов А.И.; правообладатель ФГБОУ ВПО Уфимский государственный нефтяной технический университет. -№ 2011618907; заявл. 23.11.11; опубл. 20.01.12.

70) Разработка газоконденсатных месторождений / А.Х. Мирзаджанзаде,

A.Г. Дурмишьян, А.Г. Ковалев, Т.А. Аллахвердиев. - М.: Недра, 1967. - 356 с.

71) Распопов, A.B. Проектирование разработки нефтяных и газовых месторождений: учебное пособие / A.B. Распопов, В.А. Мордвинов. — Пермь: Изд-во Перм. гос. техн. ун-та, 2010. - 118 с.

72) Саттаров, М.М. Выбор оптимальной плотности сетки скважин при разработке нефтяных месторождений / М.М. Саттаров, И.А. Кузилов. - Уфа: Башкнигоиздат, 1966. - 96 с.

73) Сахаров, В.А. Гидродинамика газожидкостных смесей в вертикальных трубах и промысловых подъемниках / В.А. Сахаров, М.А. Мохов. - М.: ФГУП изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. Губкина, 2004. - 398 с.

74) Свалов, A.M. Механизмы обводнения газовых залежей / A.M. Свалов,

B.Г. Григулецкий // Газовая промышленность. - 2008. - №6. - С. 26-30.

75) Совершенствование систем разработки, добычи и подготовки газа на месторождениях Крайнего Севера / О.М. Ермилов, JI.C. Чугунов, В.В. Ремизов, А.Н. Дмитриевский, Ю.Г. Тер-Саакян, K.J1. Каприелов, В.Ф. Зайнуллин, А.П. Попов, А.Н. Харитонов. - М.: Наука, 1996. - 415 с.

76) Степанов, Н.Г. Влияние растворенного в пластовых водах газа на обводнение газовых залежей / Н.Г. Степанов, Н.И. Дубина, Ю.Н. Васильев. - М.: ООО "Недра-Бизнесцентр", 1999. - 124 с.

77) Степанов, Н.Г. Моделирование водонапорного режима газовых месторождений на электроаналоговой сеточной модели УСМ-1 / Н.Г. Степанов // НТС, сер. Газовое дело. - 1986. - № 4. - С. 18-23.

78) Степанов, Н.Г. Системный анализ проблемы газоотдачи продуктивных пластов / Н.Г. Степанов, H.H. Дубина, Ю.Н. Васильев. - М.: ООО "Недра-Бизнесцентр", 2001. - 204 с.

79) Страдымов, П.К. Продвижение краевых и подошвенных вод в газовых залежах при упругом режиме / П.К. Страдымов, В.Н. Смирнов // Изв. вузов. Сер. Нефть и газ. - I960.-№ 12.-С. 51-57.

80)Темпель, Ф.Г. О методике расчета продвижения подошвенной воды и изменения давления в газовой залежи купольного типа в процессе ее эксплуатации / Ф.Г. Темпель // Газовая промышленность. - 1957. - № 4. - С. 5-7.

81) Теория водонапорного режима газовых месторождений / С.Н. Закиров, Ю.П. Коротаев, P.M. Кондрат, В.Н. Турниер, О.П. Шмыгая. - М.: Недра, 1976. -240 с.

82) Технология разработки крупных газовых месторождений / А.И. Гриценко, О.М. Ермилов, Г.А. Зотов, Е.М. Нанивский, В.В. Ремизов. - М.: Недра, 1990.-302 с.

83)Требин, Ф.А. Добыча природного газа / Ф.А. Требин, Ю.Ф. Макогон, К.С. Басниев. - М.: Недра, 1976. - 368 с.

84)Чарный, И.А. Изменение пластового давления при разработке газового месторождения в неограниченном водоносном пласте / И.А. Чарный, Н.М. Мухидинов // Газовая промышленность. - 1962. — № 11. - С. 9-13.

85) Чарный, И.А. О продвижении подошвенной воды в газовые залежи купольного типа / И.А. Чарный // Изв. АН СССР. ОТН. - 1950. - № 9. -С. 1326-1344.

86) Чарный, И.А. Приток к скважинам в месторождениях с подошвенной водой или газовой шапкой / И.А. Чарный // Нефтяное хозяйство. - 1952. - № 10. -С. 12-18.

87) Чарный, И.А. Расчет движения газового объема в неограниченном водоносном пласте / И.А. Чарный // Изв. АН СССР. Сер. механика и машиностроение. - 1962. - № 5. - С. 51-58.

88) Ширковский, А.И. Вопросы теории и практики разработки газовых месторождений при водонапорном режиме / А.И. Ширковский. - М.: ВНИИОЭНГ, 1972. - 70 с.

89) Шмыгля, П.Т. Оценка времени безводной эксплуатации месторождения Медвежье / П.Т. Шмыгля, В.Е. Карачинский, О.М. Ермилов, А.Н. Кирсанов, З.Д. Ханнанов // Газовая промышленность. - 1979. - № 3. - С. 22-25.

90) Шмыгля, П.Т. Разработка газовых и газоконденсатных месторождений / П.Т. Шмыгля. - М.: Недра, 1967. - 260 с.

91)Щелкачев, В.Н. Основные уравнения движения упругой жидкости в упругой пористой среде / В.Н. Щелкачев // ДАН СССР. - 1946. - Т. 52, № 2. -С. 103-106.

92) Щелкачев, В.Н. Подземная гидравлика: учебное пособие /

B.Н. Щелкачев, Б.Б. Лапук; под общ. ред. Л.С. Лейбензона. - М-Л.: Гостоптехиздат, 1949. - 525 с.

93) Эфрос, Д.А. Определение наибольших безводных и безгазовых дебитов несовершенных скважин методом вязкостной аналогии / Д.А. Эфрос // Докл. АН СССР. - 1956. - Т. 110, № 4. - С. 527-530.

94) Эфрос, Д.А. Расчет предельных безводных дебитов несовершенных скважин по данным моделирования / Д.А. Эфрос, P.A. Аллахвердиева // Тр. ВНИИ. - 1957. - Вып. 10. - С. 101-130.

95)Яворик, Г.К. Сравнение инженерных методов расчета вязкости алканов и их смесей / Г.К. Яворик, О.В. Калашников // Математическое моделирование и системный анализ технологических процессов. - Киев: Наукова думка. - 1981. -

C. 62-68.

96) Ямпольский, В.И. Графоаналитический способ определения начала накопления жидкости в газовой скважине / В.И. Ямпольский // Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. Реф. сб. ВНИИЭГазпрома. - 1977. -№ 9. - С. 19-26.

97) Bruce, G.H. Calculations of Unstady - state Gas Flom through Porous Media / G.H. Bruce, D.W. Peaceman, H.H. Rachford, J.D. Rice // Trans. AIME. -1953.-V. 198.-P. 79.

98) Bruce, W.A. An Electrical Device for Analyzing Oil Reservoir Behavior / W.A. Bruce // Trans. AIME. - 1943. - V. 146. - P. 112.

99) Carter, R.D. An Improved Method for Calculating Water Influx / R.D. Carter, G.W. Tracey // Trans. AIME. - 1960. - V. 219. - P. 415-417.

100) Coats, K.H. Mathematical Methods for Reservoir Simulation / K.H. Coats // Presented by the College of Engineering, The University of Texas at Austin.-June 8-12, 1970.

101) Fetkovich, M.J. A Simplified Approach to Water Influx Calculations -Finite Aquifer Systems / M.J. Fetkovich // J. Pet. Tech. - July 1971. - P. 814-828.

102) Muller, K. Druckabfall und rand wassertrieb in erdgaslagerstatten / K. Muller // Erdöl und Kohle. - 1960. - V. 9.

103) Schilthius, R.J. Active Oil and Reservoir Energy / R.J. Schilthius // Trans. AIME. - 1936. - V. 148. - P. 33-52.

104) Van Everdingen, A.F. The Application of Laplace Transformation to Flow Problems in Reservoirs / A.F. Van Everdingen, W. Hurst // Trans. AIME. - 1949. -V. 186.-P. 305-324.

Технологические показатели работы обводняющихся газовых скважин с диаметрами лифтовой колонны 0,168 м и 0,114 м

Дебит по газу, м/с Забойное давление, *106 Па

для ЛК с диаметром 0,168 м для ЛК с диаметром 0,114 м

при влагосодержании Л т 0,01 м /тыс.м при влагосодержании 0,00001 м3/тыс.м3 при влагосодержании 0,01 м3/тыс.м3 при влагосодержании 0,00001 м3/тыс.м3

II 00 Ж = Ж0П И'^з

0 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

0,50 0,49 0,15 0,49 0,15 1,77 0,65 1,76 0,61

1,00 1,46 0,52 1,44 0,52 5,10 2,33 5,07 2,32

1,50 2,70 1,15 2,69 1,15 9,49 4,97 9,33 4,92

2,00 4,19 2,00 4,16 1,94 15,15 8,35 14,70 8,21

2,50 5,88 3,04 5,93 3,03 - 12,47 - 12,15

3,00 7,76 4,27 7,66 4,23 - - - -

3,50 9,84 5,66 9,67 5,60 - - - -

4,00 12,17 7,20 11,90 7,10 - - - -

4,50 - 8,90 - 8,73 - - - -

5,00 - 10,74 - 10,51 - - - -

(Л) СП