2003_МИРЗАДЖАНЗАДЕ А.Хи др.-Основы технологии добычи г / 7

РЕГУЛИРОВАНИЕ ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ СКВАЖИН НА ОСНОВЕ ДИНАМИЧЕСКИХ ВОЗДЕЙСТВИЙ

Одним из наиболее целесообразных с позиции технологических и экономических требований путей регулирования состояния сложных газожидкостных систем в процессах нефтегазодобычи является проведение на них разного рода воздействий. Установлена высокая эффективность процессов барообработки призабойной зоны скважин при эксплуатации месторождений реологически сложных нефтей. Данный подход, заключающийся в динамических воздействиях полем давлений на систему «скважина – пласт», может быть применен для устранений осложнений, вызванных накоплением конденсата. При этом, как показано ранее, эффективность циклических динамических воздействий определяется не в отдельности значениями амплитуды A и частоты создаваемых колебаний ω, а зависит от совокупного действия этих параметров, определяемого соотношением

η = Aω2.

(7.26)

Параметр η характеризует интенсивность силового воздействия при колебаниях. Как установлено, при колебаниях с различными частотами и амплитудами, но при одном и том же ускорении колебаний — η наблюдается одинаковая эффективность динамического воздействия на систему. Значения η, обусловливающие в каждом конкретном случае достижение наибольших значений эффективности, связаны с конкретными характеристиками обрабатываемой системы и должны определяться эмпирическим путем.

На этой основе были проведены мероприятия по выносу накопленного конденсата путем создания многократных импульсов буферного давления, как динамическое воздействие на поток газоконденсатной смеси.

Характеристики обработанных скважин, параметры циклических воздействий и результаты мероприятий приведены в табл. 7.11.

Исходя из цели мероприятий, в качестве критерия эффективности были рассмотрены относительные изменения (в %) дебита газа скважин

Q =100Qï −Q äî

Qäî

и разницы между буферным и затрубным давлениями скважин

∆p =100 ∆päî − ∆pï ,

∆päî

где индексы «до» и «п» означают соответственно до и после воздействия.

					Ò à á ë è ö à		7.11
Результаты динамических воздействий по скважинам месторождения Хара-Зиря-дениз
Номер		До обработки			После обработки					∆pA,	η,		Эффективность
ñêâà-	Qã,	pá,	pçàò,	∆p,	Qã,	pá,	pçàò,		∆p,			2
æèíû	òûñ.				òûñ.					ÌÏà	ÌÏà/ìì		Qã, %	∆p, %
	ì3/ñóò	ÌÏà	ÌÏà	ÌÏà	ì3/ñóò	ÌÏà	ÌÏà		ÌÏà
111	350	6,5	7,4	0,9	385	6,7	7,4		0,7	1,1	1,1		10	22
110	220	4,7	5,5	0,8	258	5,0	5,5		0,5	1,5	1,5		17	37,5
53	170	3,6	4,0	0,4	194	3,8	4,0		0,2	0,6	0,6		14	100
108	150	3,3	2,9	0,4	161	3,3	2,9		0,4	0,6	0,6		7	0
														651

При проведении мероприятия во всех случаях частота нагружения ω и число циклов n оставались постоянными: ω = 1 мин–1, n = 5.

Создаваемая амплитуда давлений ∆pÀ изменялась по скважинам от 0,6 до 15 МПа. Как показывает анализ данных табл. 7.11, в результате проведенных динамических обработок наблюдалось увеличение производительности скважин по дебитам газа от 7 до 17 % при снижении (в трех скважинах из четырех) разницы между буферным и затрубным давлениями.

Это свидетельствует об очищении в той или иной степени ствола скважины от накопившегося конденсата и улучшении условий подъема и притока продукции в скважинах.

7.3. АНАЛИЗ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПРОЦЕССОВ ПРИ ДОБЫЧЕ ГАЗА И КОНДЕНСАТА В УСЛОВИЯХ НЕДОСТАТОЧНОЙ ИНФОРМАЦИИ

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ВЗАИМОДЕЙСТВИЯ МЕЖДУ СКВАЖИНАМИ ПО ДЕБИТУ ГАЗА

Процесс уплотнения сетки газовых и газоконденсатных скважин с целью увеличения конечного коэффициента газоотдачи пласта является одним из актуальных вопросов при разработке газовых и газоконденсатных месторождений, особенно на поздней стадии разработки. Изучению данной проблемы посвящено множество работ, в большинстве из которых для расчета используются методы газогидродинамики.

При использовании газогидродинамических методов для определения взаимодействия между работающими скважинами необходимо иметь большой объем исходной информации.

Авторами для решения вышеуказанной задачи в качестве основного исходного параметра был выбран дебит газоконденсатных скважин, так как он характеризует параметры разработки и пласта. Изменение любого параметра в пласте или в призабойной зоне скважин приводит к изменению их дебита. В зависимости от коллекторских свойств пласта и процесса перераспределения давления по площади в дренируемом участке существуют зоны, в которых не наблюдается фильтрация газа к забоям скважин. Из этих зон газ не отбирается, их называют застойными. Выявление таких зон в газовых и газоконденсатных месторождениях — один из актуальных вопросов их разработки, решение которого позволяет существенно увеличить коэффициент конечной газоотдачи. Эти зоны можно выявить, только изучая взаимодействие между скважинами, в данном случае – применяя статистический анализ.

В качестве критерия взаимодействия между скважинами выбирается корреляционное отношение (КО). Ниже дана оценка влияния ввода новых скважин на работу окружающих и на этой основе выявлено наличие или отсутствие застойных зон.

С целью применения изложенной методики для определения корреляционного отношения рассмотрена работа группы из четырех скважин (скв. 1—4).

652

Предполагается, что эти скважины разрабатывают один и тот же или несколько одних и тех же горизонтов, а также то, что за рассматриваемый промежуток времени в работе всех скважин существенных изменений не произошло (в ча- стности, не было дострелов, перестрелов и т.д.), рядом с этими скважинами не вводились в эксплуатацию новые и не ликвидировались старые.

Ниже будет показано влияние выполнения или невыполнения этих условий.

Взаимодействие скважин изучается по следующей методике. Сначала дебит скв. 1 принимается за выход, а дебит скв. 2, 3 и 4 — за вход. Далее строятся КО, выявляющие степень влияния совокупности скв. 2, 3 и 4 на скв. 1. После этого дебит скв. 2 принимается за выход и т.д. Расчет повторяется для всех скважин. Возможны следующие варианты результатов расчета:

1)все КО высокие (η > 0,7); это означает, что взаимодействие между скважинами хорошее;

2)все КО низкие (η < 0,5); в этом случае взаимодействие между скважи-

нами отсутствует; 3) часть скважин имеет высокие КО, часть — низкие; это означает, что

данная группа разбивается на несколько отдельных групп, часть из которых характеризуется высоким уровнем взаимодействия, а часть — низким.

В случае когда предположения выполняются, наличие низких значений КО может получиться вследствие сравнения скважин, эксплуатирующих разные горизонты.

Влияние ввода новых скважин можно также классифицировать по изменению КО.

1.Скважина вовлекла в разработку застойную зону. В этом случае КО изменяется от низких (до ввода) к высоким (после ввода) значениям.

2.Скважина разобщила старые скважины, т.е. значение КО после ее ввода

уменьшилось.

3. Скважина не внесла никаких изменений в разработку части пласта; КО не изменилось.

Физически это можно объяснить следующим образом: если ввод новой скважины увеличит КО, то это показывает, что в зоне скважин усилилось тече- ние газа, т.е. новая скважина удачно перераспределила фильтрационные потоки в пласте. Как неудачный можно классифицировать случай 2. Случай 3 нельзя называть неудачным. Если до ввода новой скважины КО были и остались высокими, то это означает, что в районе, окруженном данной группой скважин, имеется нормальное течение газа. Объем газа, находящийся в этой части пласта, можно отобрать имеющимся фондом скважин. Если же низкие значения КО так и остались низкими, то это значит, что новая скважина попала на другой пропласток или эта часть пласта характеризуется сильной неоднородностью.

Для определения взаимосвязи между скважинами по изложенной методике и выявления застойных зон в дренируемых площадях были выбраны газоконденсатные скважины Оренбургского месторождения. Скважины были разделены на участки I—III (рис. 7.20). Использовались данные замеров дебитов за 1975—1980 гг.

Скважины каждого участка были разбиты на несколько групп. Результаты расчета КО между скважинами приведены в табл. 7.12, на основании данных которой для каждого выделенного участка построены карты взаимодействия между скважинами по годам, а также карты взаимодействия между скважинами разных участков.

На участке I в 1975 г. работали скв. 135, 141, 144, 112, 118, 115. Как пока-

653

Рис. 7.20. Схема участков расположения скважин Оренбургского газоконденсатного месторождения

зывают результаты расчета, взаимодействие между ними хорошее, о чем говорят высокие КО. В 1976 г. вступили в эксплуатацию скв. 116, 119, 153, после ввода которых взаимодействие между скважинами, работавшими в 1975 г., ухудшилось (скв. 112, 118), а взаимодействие между вновь введенными скважинами улучшилось.

В 1977 г. на данном участке новые скважины в эксплуатацию не вводились. Улучшилось взаимодействие скв. 112 со скважинами своей группы, а у скв. 118 связь со скважинами своей группы осталась плохой. В 1978 г. на уча- стке I введены в эксплуатацию скв. 103, 108, 113, 133, с вводом которых ухудшилась связь у скв. 116, 119, 153 со скважинами своих групп, а у скв. 118 — улучшилась. Взаимосвязь введенных скважин со скважинами своих групп хорошая. В 1979 г. новые скважины в эксплуатацию не вводились. Ухудшилась связь у скв. 103, 144 со скважинами своих групп. У скв. 116, 119, 153 связь с другими скважинами своих групп осталась по-прежнему плохой. В 1980 г. новые скважины в эксплуатацию также не вводились. У скв. 103, 116, 119, 153 и 144 повысилось взаимодействие со скважинами своих групп. У скв. 133 попрежнему взаимодействие с другими скважинами этой же группы осталось плохим. Ухудшилось взаимодействие скв. 112 со скв. 108, 135, 115.

				Ò à á ë è ö à		7.12
	Номер	1978 ã.	1979 ã.	1980 ã.		Номер	1978 ã.	1979 ã.	1980 ã.
	скважины				скважины
	102	0,80	0,72	0,94		113	0,95	0,54	0,67
	105	0,96	0,99	0,85		108	0,64	0,99	0,90
	109	0,81	0,81	0,94		112	0,96	0,96	0,56

654

Анализируя данные за 1975—1980 гг., установили, что между скважинами I участка существуют застойные зоны.

Скважины II участка разбиты на шесть групп, определены КО каждой скважины в группах безотносительно с другими скважинами этой же группы. В 1976 г. в эксплуатации на этом участке находились скв. 102, 105, 106, 107, 109, 110, 111, 114. Судя по КО, взаимосвязь между этими скважинами была хорошей. В 1977 г. на этом участке новые скважины в эксплуатацию не вводились. Взаимосвязь между скважинами осталась хорошей. В 1978 г. в эксплуатацию введены скв. 190, 189, 185, 183, 182, 184, 187. После ввода этих скважин в эксплуатацию взаимосвязь между скважинами, работавшими в 1976—1977 гг., осталась хорошей. Взаимосвязь скв. 107 с другими скважинами стала плохой. Хорошая связь наблюдалась между скв. 190 и 189, а также между скв. 183, 184, 187. У скв. 182 и 185 – плохая взаимосвязь с остальными скважинами, находящимися в одной группе. В 1979 г. введены в эксплуатацию новые скважины. Осталась хорошая взаимосвязь у скв. 110, 114 со скв. 111, 189, 185. У всех остальных скважин ухудшилось взаимодействие. В 1980 г. новые скважины в эксплуатацию не вводились. Хорошая взаимосвязь осталась у скв. 102, 109, 114, 111, 183, 182 со скв. 107, 189. У скв. 105, 106, 110 со скв. 190, 185, 184, 187 взаимосвязь осталась плохой.

Скважины участка III разбиты на семь групп. В 1976—1977 гг. на участке работали скв. 491, 510, 509, 500, 499, 523, 508, 503, 502, 507. Взаимодействие между скважинами III участка в 1976—1977 гг. было плохим. У всех скважин было низкое КО.

В 1978 г. наблюдалось хорошее взаимодействие между скв. 500, 499, 509, 510, 511, 513, 505, 507, 516, 517, 524, 525. Между остальными скважинами взаимосвязь осталась плохой. В 1979 г. новые скважины в эксплуатацию не вводились. Хорошая взаимосвязь наблюдалась у скв. 500 и 502, у скв. 510, 511, 526 со скв. 505, 507, 516, 517, 524. У остальных скважин наблюдалось плохое взаимодействие. В 1980 г. новые скважины в эксплуатацию не вводились. Плохая взаимосвязь наблюдалась между скв. 502, 509, 511, 525, т.е. в 1978—1980 гг. на участке III между скважинами имелась застойная зона.

Взаимодействие между скважинами участков I è II изучено при помощи скв. 102, 105, 109, 113, 108, 112. В 1978 г. взаимосвязь между указанными скважинами по пограничным зонам хорошая (скв. 102, 109, 119, 180, 112). В 1979 г. в пограничной зоне хорошее взаимодействие наблюдалось у скв. 108, 112, 105, 109. Ухудшилось взаимодействие между скв. 102, 113, 133. В 1980 г. в пограничной зоне взаимодействие между скважинами хорошее. У скв. 133 ухудшилась взаимосвязь с другими скважинами. В этой зоне между скв. 108, 112, 115, 141, 135 выделилась одна застойная зона, другая наблюдалась между скв. 105, 109, 114, 111 и 107.

При разработке газовых и газоконденсатных месторождений возникает необходимость уточнения структуры взаимодействия между скважинами. От правильного решения вопросов, связанных с взаимодействием скважин, в значи- тельной мере зависит решение следующих вопросов рациональной разработки месторождений: создание наиболее выгодной сетки размещения скважин, установление оптимального режима эксплуатации скважин, регулирование продвижения контура краевых вод, определение положения остаточных «целиков» газа, размещение нагнетательных скважин, наблюдение за эффектом интерференции первых скважин, пробуренных на новый газоносный пласт.

Для решения указанной задачи применяется метод, обладающий определенными преимуществами по сравнению с методом группового учета аргу-

655

ментов (МГУА), основанный на идее эвристической самоорганизации математической модели. В качестве входных и выходных переменных использовались месячные дебиты газа скв. 4, 44, 47, 76, 96 месторождения Газли (горизонт IX).

В результате обработки промысловых данных за три года эксплуатации месторождения были получены модели следующих видов (1 — скв. 4, 2 – скв. 44, 3 – скв. 47, 4 – скв. 76, 5 – скв. 96):

Q1 = Q1 (Q2 , Q3 , Q4 , Q5 ); Q1 = 86, 4 102

Q20,5Q50,25

;

Q 40,75

Q2 = Q2 (Q1 ,Q3 , Q4 , Q5 );

Q2

= 21, 4 102

Q30,5

−12

Q50,25Q30,5

−1, 5Q10,25Q30,5 −

106

;

Q40,25

Q50,25Q10,25Q30,25

Q40,25

Q3 = Q3 (Q1 , Q2 , Q4 , Q5 );

Q3 = 0, 24 10−2 Q20,75Q40,5Q50,25

+ 0, 35 10−3 Q20,75Q10,25 ;

Q4 = Q4 (Q1 , Q2 , Q3 , Q5 ); Q4 = 113

Q 50,5Q 30,5

+15,2

Q 30,25Q 50,5

;

Q10,25

Q10,25Q 20,25

Q5 = Q5 (Q1 , Q2 , Q3 , Q4 );

Q5

= 1, 4Q10,25Q40,75 + 2,6Q10,25Q30,25Q20,25 +

282, 6 106

−

7, 8 105

.

Q 40,5Q 30,25Q 20,25

Q 30,5

Для каждого уравнения средняя погрешность составляет соответственно 10,6; 5,2; 4,8; 4,4; 5,7 %.

Коэффициент корреляции K многомерных зависимостей, полученные с помощью МГУА, для пяти моделей таковы:

äëÿ ñêâ. 4 – Q4 = Q4 (Q44 , Q47 , Q76 , Q96 ); K =0,61;

äëÿ ñêâ. 44 – Q44 = Q44 (Q4 , Q47 , Q76 , Q96 ); K = 0,78;

äëÿ ñêâ. 47 – Q47 = Q47 (Q4 , Q44 , Q76 , Q96 ); K = 0,9;

äëÿ ñêâ. 76 – Q76 = Q76 (Q4 , Q44 , Q47 , Q96 ); K = 0,89;

äëÿ ñêâ. 96 – Q96 = Q96 (Q4 , Q44 , Q47 , Q76 ); K = 0,83.

Полученные результаты показывают, что корреляционная зависимость между дебитами скв. 4 и остальных скважин ниже, чем у других. Кроме того, модель, описывающая дебиты скв. 4 в функции дебитов остальных, имеет погрешность в 2 раза большую, чем у других моделей. Это, по-видимому, объясняется наличием области, обладающей начальным градиентом давления, или другими факторами, характеризующими окрестности скв. 4.

Известно, что система скважин подвержена внешним воздействиям — возмущениям дебитов. Время прохождения возмущения между скважинами характеризует свойства пластов между ними.

В силу нелинейности зависимости между дебитами скважин для оценки времени запаздывания, обусловленного, например, начальным градиентом дав-

656

ления пласта месторождения Газли, была применена математическая модель нелинейных взаимокорреляционных функций, позволяющая, в отличие от дисперсных функций, оценить не только величину корреляционной связи, но и время.

Оценочные расчеты показали, что между дебитами скважин имеет место время «запаздывания»; так, дебит скв. 4 «запаздывает» по сравнению с дебитом скв. 96 на 5 мес, взаимокорреляционная функция R при этом запаздывании составляет –0,65, а без запаздывания R = 0,25. Дебит скв. 4 «запаздывает» по сравнению с дебитом скв. 44 на 6 мес R = –0,63 è R = 0,36 соответственно. Дебит скв. 4 «запаздывает» по сравнению с дебитом скв. 47 на 6 мес R = –0,61 è R = 0,09 соответственно. Дебит скв. 4 «опережает» дебит скв. 76 на 2 мес R = = –0,53 è R = –0,36 соответственно. Для выяснения влияния времени разработки на взаимодействие скважин весь имеющийся период разработки был разбит на три интервала: I интервал — 1974 г., II — 1975 г. и III — 1976 г. В границах указанных интервалов по описанному методу МГУА получены модели дебитов скв. 44 и 47.

Ñêâ. 44: t1 = 1974 ã.

Q44 = 1,8 10−2 Q40,5 Q960,25 ; K =0,80;

2. t2 = 1975 ã.

Q44 = 1,5 102 Q960,5 − 0, 76 102 Q960,25Q40,25 ; K = 0,63;

3. t3 = 1976 ã.

Q44 = 6, 3Q96 Q760,25 +1, 7Q960,25Q760,25Q40,25 ; K = 0,89;

Ñêâ. 47:

1. t1 = 1974 ã.

Q47 = 9, 2 10−6 Q440,25Q760,25Q40,5 ; K =0,82;

		Ò à á ë è ö à		7.13
	K1 = 0,82					K2 = 0,81
*	**	Погрешность,		*		**	Погрешность,
Q 47	Q 47	%		Q 47		Q 47	%
9818	9322	5,0		8249		8423	2,1
10802	10370	3,9		7905		8942	13,1
10236	10236	0,0		8572		7932	7,4
8402	8759	4,2		9162		8644	5,6
8760	9091	3,7		8850		9049	2,2
9084	10248	86,2		8402		8924	6,2
11005	10566	3,9		9083		8817	2,9
10680	9529	10,7		8660		8820	1,8
9794	9958	1,6		8711		8523	32,1
10500	10508	0,07		8880		9087	2,3
11470	9446	17,6		9148		8716	4,7
10137	10035	1,0		9064		9159	1,0
		δñð = 11,4					δñð = 4,2
Ï ð è ì å ÷ à í è å. Q – расчетные значения, Q				– замеренные.

657

2. t2 = 1975 ã.

Q47 = 10, 4 102 Q960,25Q40,5 Q440,26Q760,25 ; K = 0,81;

3. t3 = 1976 ã.

Q47 = 48, 5 10−8 Q440,25Q960,25Q760,75 ; K = 0,83.

Результаты расчетов и погрешности для скв. 47 приводятся в табл. 7.13. Из анализов результатов видно, что для этой скважины коэффициенты множественной корреляции в различные моменты разработки имеют разные зна- чения, т.е. произошло изменение степени связи скв. 47 с остальными. Указанный факт можно объяснить тем, что за рассмотренный период разработки скв. 44 попала в зону газоводяного контакта, и неравномерность фронта вод привела к изменению газодинамической связи рассматриваемой скважины с соседними.

Проведенные исследования показали, что по небольшому массиву промысловой информации можно выявлять наличие газогидродинамической связи между скважинами, а также время запаздывания взаимодействия между этими скважинами.

ВЛИЯНИЕ УПЛОТНЕНИЯ СЕТКИ СКВАЖИН НА ИХ ВЗАИМОДЕЙСТВИЕ

Корреляционное отношение как статистический критерий взаимодействия скважин наряду со многими достоинствами имеет один существенный недостаток. Диагностирование застойных зон с его помощью представляет собой довольно сложную и в некоторых случаях эвристическую процедуру, требующую большого объема исходной информации.

КО должно применяться только в комплексе с геолого-геофизическим анализом выделяемых «предположительно застойных» зон. Однако на практике иногда приходится проводить исследования при малом объеме исходной информации, что делает затруднительным использование КО.

В настоящем разделе рассмотрена методика определения влияния уплотнения сетки скважин на добычу газа при малом объеме исходной информации. Традиционные методы в этом случае дают искаженные, часто неверные результаты.

Рассмотрим теоретические основы нахождения статистической зависимости между переменными, представленными выборками малого объема. Предположим, что имеются две переменные – õ è ó и эти переменные представлены в категоризированном виде, т.е. наблюдения по ним представлены в виде частот наблюдений, попавших в некоторые категории или классы.

Преимущество такого подхода заключается в том, что он позволяет проводить обработку параметров, которые невозможно представить численно. Такие параметры называются качественными. К ним относятся, например, влияние уплотнения, эффективность геолого-технических мероприятий и многие другие. Ограниченность информации в данном случае заключается в следующем: 1) переменные характеризуются не количественно, а только категоризацией или классами; 2) не имеется никакой информации о виде распределения; 3) рассматриваются непараметрические задачи и др.

658

		Ò à á ë è ö à		7.14
õ	ó1	ó2		. . .	óñ	Σi
x1	n11	n12		. . .	n1c	n1
x2	n21	n22		. . .	n2c	n2
. . .	. . .	. . .		. . .	. . .	. . .
. . .	. . .	. . .		. . .	. . .	. . .
xr	nr1	nr2		. . .	nrc	nr
Σj	m1	m2		. . .	mc	n

Предположим, что рассматриваемые переменные классифицированы на две или более категорий. Запишем таблицу r × c в следующем виде (табл. 7.14).

Коэффициент связи в этом случае будет выражаться формулой

		2			2
	ƒ2 = ∑	Dij	= ∑		nij	−1 .	(7.27)
		ni n j n			ni n j
	ij			ij

Если выполняется гипотеза о независимости, то величина коэффициента связи асимптотически имеет 2-распределение с числом степеней свободы (r – 1)(c – 1) и независимость оценивается соответственно по сравнению коэф-

фициента связи с критическими значениями ƒα2 . Сама величина	2 не очень
подходит в качестве меры связи, так как верхняя граница 2	стремится к

бесконечности при возрастании n. Введем коэффициент сопряженности Пирсона:

	ƒ	2			1 2
Ð =					.	(7.28)
			2
n +ƒ

Известно, что 0 ≤ Ð ≤ 1, но не имеет одно и то же значение для всех слу- чаев верхнего предела. Это означает, что даже при полной связи Ð зависит от числа строк и столбцов в табл. 7.14. Поэтому вводится еще один коэффициент связи:

			ƒ	2				1 2	(7.29)
T =								.
	(	r −1	)(		c −1	)	1 2
	n

Модификацией критерия Ò является критерий Ñ:

	ƒ	2		1 2
C =				.	(7.30)
nmin (r −		1)(c −1)

Для квадратной таблицы Ñ = Ò, в остальных случаях Ñ > Ò.

Исходя из приведенной методики, было оценено влияние уплотнения сетки скважин Оренбургского месторождения на добычу газа. Как уже было отме- чено в предыдущем разделе, основное уплотнение было проведено в 1978 г. Исходные данные, в частности дебиты газа по всем трем участкам, были разбиты на отдельные классы и сведены в таблицу сопряженности. В качестве переменной ó был взят дебит газа, в качестве õ — уплотнение сетки. Причем ó разбивался на много классов, а õ — íà n1 до уплотнения и после уплотнения. Было рассмотрено несколько вариантов по õ.

659

1. Периоды до и после уплотнения составили 3 мес. Дебит газа был разбит на шесть групп, исходные данные приведены ниже.

ó, òûñ. ì3 ......................................................................	0,5–1	1–1,5	1,5–2	2–2,5 2,5–3		3–3,5
x до уплотнения.......................................................	1	3	5	8	2	1
x после уплотнения................................................	3	3	8	27	5	0
В результате расчета были получены следующие значения критериев свя-
çè: 2 = 4,79; Ð = 0,260; Ñ = 0,130 è Ò = 0,27. Табличное значение					2	с пятью

степенями свободы и уровнем значимости α = 0,05 будет ƒ20,05; 5 = 11,07; òàê êàê 2 < ƒ20,05; 5 , то переменные õ è ó признаются независимыми. Это подтверждает-

ся также низкими значениями коэффициентов Ð, Ñ è Ò.

2. Исследовалось влияние уплотнения за периоды по 6 мес до и после уплотнения.

Исходные данные приведены ниже.

ó, òûñ. ì3 ......................................................................	<1	1–2	2–3	3–4	4–5	>5
x до уплотнения.......................................................	0	2	4	5	7	3
x после уплотнения ...............................................	2	2	2	9	26	5

В результате расчета были получены следующие значения коэффициентов связи: 2 < ƒ20,05; 5 , переменные õ è ó признаются независимыми. Значения Ð, Ñ è Ò также низкие.

3. Рассматривались периоды по 9 мес до и после уплотнения. Исходные данные приведены ниже.

ó, òûñ. ì3 ......................................................................	<3	3–3,5	3,5–4	4–4,5	4,5–5
x до уплотнения.......................................................	2	1	0	2	2
x после уплотнения................................................	3	2	1	8	5
ó, òûñ. ì3 ......................................................................	5–5,5	5,5–6	6–6,5	6,5–7	>7
x до уплотнения.......................................................	1	4	3	3	3
x после уплотнения................................................	2	2	2	3	4

В результате расчета были получены следующие значения коэффициентов:

2 = 5,72; Ð = 0,31; Ñ = 0,19; Ò = 0,33; ƒ20,05; 9 = 16,92. Òàê êàê 2 < ƒ20,05; 9 , то переменные õ è ó признаются независимыми.

4. Исследовались периоды по 1 году до и после уплотнения. Исходные данные приведены ниже.

ó, òûñ. ì3 ......................................................................	<6	6–7	7–8	8–9	9–10	10–11	>11
x до уплотнения.......................................................	3	4	4	5	2	2	1
x после уплотнения................................................	8	4	8	8	4	11	2

В результате расчета были получены следующие значения коэффициентов: 2 = 3,23; Ð = 0,22; Ñ=0,14; Ò = 0,22; ƒ20,05;6 = 14,07. Òàê êàê 2 < ƒ20,05; 6 , òî

признаки õ è ó признаются независимыми.

Итак, для рассматриваемых скважин в целом по всем трем участкам ввод новых скважин не повлиял на дебит группы в целом.

Рассмотрим влияние уплотнения на дебит газа отдельных скважин. Исследовался период 12 мес до уплотнения и 12 мес после него.

Участок I. Исходные данные по скв. 112, 115, 118, 119, 135, 141, 144 при-

ведены			íèæå.
Ñêâ. 112
y, òûñ. ì3 ...............................................................	<0,85	0,85–0,9	>0,9
x до уплотнения................................................	2	10	0
x после уплотнения ........................................	7	6	5
660