Об оптимальных технологических режимах работы газовых скважин на поздней стадии разработки

В процессе обработки массива промысловой информации или результатов, полученных в результате экспериментальных исследований, первоочередной задачей является определение факторов, существенно влияющих на тот или иной анализируемый параметр системы и индикатор процесса.

Для принятия решения о значимости того или иного фактора, влияющего на конечную газоотдачу, как правило применялся метод ассоциативного анализа, позволивший выявить ряд наиболее информативных технологических и геологических факторов.

При помощи ассоциативного анализа возможно установить степень влияния того или иного фактора на рассматриваемый процесс и имеет ли смысл проведение более детального исследования, например, дисперсионного или корреляционного анализа, которые требуют значительного времени для проведения расчетов.

При проведении исследований степени тесноты связи качественных признаков, представленных в виде альтернативного, применяются коэффициенты ассоциации и контингенции. Условно, разделив признаки на группы, можно построить, так называемую, «таблицу четырех полей», частоты которых можно соответственно обозначить как a, b, c, d [1].

Коэффициент ассоциации определяется согласно следующей формуле [5]:

ad + bc

Ф = /         —

Ц ( a + b )( c + d )( a + c )( b + a )

Следует отметить, что если абсолютное значение: ^ф > /

N - 1

(где N - число данных), то считается, что между рассматриваемыми признаками имеется связь.

Мера этой связи оценивается по мере увеличения значения коэффициента от 0 до 1:

• •     Статистическая связь отсутствует (0 – 0,2);

• •     Статистическая связь очень слабая (0,2 – 0,4);

• •     Статистическая связь средняя (0,4 – 0,6);

• •     Статистическая связь сильная (0,6 – выше).

Среднее квадратическое отклонение определяется по формуле:

СУ = (1 -

^ϕ     N              (2)

В качестве примера рассмотрим, существует ли связь между содержанием конденсата и добываемым общим объемом газа по промысловым данным разработки N - ского газоконденсатного месторождения, полученных по 10 газовым скважинам. Данные исследования приведены в таблице 1 и на рисунке 1-2.

Таблица 1

Промысловые данные исследования скважин

N	S,%	Q, тыс . М^ / сут
1	50	49,96
2	57	21,63
3	69	21,37
4	72	12,49
5	80	5,406
6	75	12,34
7	70	17,13
8	64	34,18
9	53	37,68
10	68	29,2

Все данные разбиваем на две группы [3,4]:

• 1.    скважины с производительностью Q < 24тыс.м³/сут,

• 2.    скважины с производительностью Q > 24тыс.м³/сут.

Данные по содержанию конденсата также делим с показателем S < 70% и S > 70%. Все это представлено в таблице 2.

Рис.1 Распределение содержания конденсата (%) по скважинам

Рис.2 Распределение дебита газа по скважинам

Таблица 2

Результаты ассоциативного анализа по отборам газа и содержанием конденсата в нем

Содержание КОНДЕНСАТА , %	Число скважин
	Q > 24 ТЫС . М3 / СУТ		Q < 24 ТЫС . М3 / СУТ	Всего
S < 70	4	( A )	3      ( B )	7	( A + B )
S > 70	0	( C )	3     ( D )	3	( C + D )
2	4	( A + C )	6   (b+d)	10	N

Определим по формуле (1) коэффициент ассоциации:

Как было отмечено ранее, если абсолютная величина φ >  3/VbT— 1, то считается, что связь имеет место и она не случайная:

= = 1,0

V10 - 1

Так как 0,498 < 1,0, то связь между общим дебитом газа и содержанием в нем конденсата отсутствует.

Отметим, что на практике в лабораторных условиях по химическому составу определяют качественный состав газа и по его составляющим элементам классифицируют образование конденсата. Однако эта процедура трудоемкая и требует дополнительных расходов [2].

Выводы

Приведенную методику можно предложить в качестве экспресс метода диагностирования, например, содержания конденсата в общем объеме добываемого газа.