Методики прогноза показателей разработки.

На основе геолого-физических сведений о свойствах нефтяного, газового или газоконденсатного месторождения, взглядов на его будущую систему и технологию разработки создают количественные представления о их разработке. Система взаимосвязанных количественных представлений о разработке месторождения-модель его разработки, которая состоит из модели пласта и модели процесса разработки месторождения.

Модели пластов с известной степенью условности подразделяют на детерминированные и вероятностно-статистические.

Детерминированные модели - это такие модели, в которых стремятся воспроизвести как можно точнее фактическое строение и свойства пластов. Другими словами, детерминированная модель при все более детальном учете особенностей пласта должна стать похожей на «фотографию» пласта. При расчете данных процессов разработки месторождения с использованием детерминированной модели всю площадь пласта или его объем разбивают на определенное число ячеек в зависимости от заданной точности расчета, сложности процесса разработки и мощности ЭВМ. Каждой ячейке придают те свойства, которые присущи пласту в области, соответствующей ее положению.

Дифференциальные уравнения разработки месторождения заменяют конечно-разностными соотношениями, а затем производят расчет на ЭВМ численными методами.

В настоящее время для крупных месторождений термин «детерминированная модель» все более заменяется понятием «постоянно- действующая геолого – технологическая модель разработки месторождения».

Вероятностно – статистические модели не отражают детальные особенности строения и свойства пластов. При их использовании ставят в соответствие реальному пласту некоторый гипотетический пласт, имеющий такие же вероятностно-статистические характеристики, что и реальный. Прогнозирование показателей разработки на базе таких моделей осуществляется приближенными методами.

Центральный этап моделирования — постановка соответствующих процессу разработки месторождения математических задач, включающих дифференциальные уравнения, начальные и граничные условия. Процедуры расчетов на основе моделей называют методиками расчетов.

Приближенные методы прогнозирования показателей разработки.

При приближенном прогнозировании показателей разработки газовых и газоконденсатных месторождений на периоды нарастающей и постоянной добычи (в условиях проявления газового режима и вертикального типа скважин) используется система из 5 основных уравнений, представляемых в следующем виде:

— уравнению материального баланса

(7)

— уравнение притока газа к скважине

(8)

— замыкающие соотношения-критерии технологических режимов работы скважин

(9)

— уравнение движения газа в колонне НКТ вертикальной скважины

(10)

— уравнение числа проектных скважин

(11)

Из данных уравнений видно, что по данному методу прогнозирования показателей разработки газовых и газоконденсатных месторождений на истощение к основным показателям относятся:

— среднее пластовое давление и его изменение во времени;

— средний проектный дебит и его изменение в процессе разработки;

— число скважин и принятый режим их эксплуатации, например, Dр = сonst;

— среднее устьевое (забойное) давление во времени;

— годовые отборы в период падающей добычи газа;

— приближенный объем вторгшейся в залежь воды, учет которой должен быть осуществлен через текущий газонасыщенный объем залежи.

Приближенный метод прогнозирования основных показателей разработки с использованием «средней» скважины включает в себя несколько определяющих положений, являющихся основой этого метода. К таким определяющим признакам относятся:

а) использование уравнения материального баланса для определения средневзвешенного пластового давления в процессе разработки, независимо от: размещения скважин, сроков ввода в разработку отдельных участков залежи, неоднородности залежи, наличия гидродинамической связи между пропластками, параметра анизотропии и т.д.

б) использование понятия «средней» проектной скважины, представляющей собой скважину со средней глубиной, средней конструкцией средней допустимой депрессией на пласт, средним дебитом и средними коэффициентами фильтрационного сопротивления;

в) использование средних параметров пористой среды при оценке суммарного объема вторгшейся в газовую залежь воды.

Поэтому при определении параметров проектной средней скважины нужно учесть:

— расположение и число скважин, по результатам исследования которых определяются параметры средней скважины;

— степень вскрытия пласта скважинами, типа использованных перфораторов;

— характеристику бурового раствора, использованного при вскрытии продуктивного интервала;

— процесс освоения скважин;

— величину депрессий на пласт при освоении и исследовании скважин и ее влияние на параметры призабойной зоны;

— конструкции скважин и возможность выноса твердых и жидких частиц с забоя и другие факторы.

Методика определения параметров средней проектной скважины сводится к использованию уравнения притока к каждой из имеющихся скважин к моменту составления технологической схемы или проекта разработки месторождения.

Для периода падающей добычи используется метод последовательных приближений по уточнению добытого количества газа на разные моменты периода падающей добычи.

Численные методы прогнозирования показателей разработки.

Численные методы прогнозирования показателей разработки газовых и газонефтяных месторождений применяются сравнительно недавно по сравнению сприближенными аналитическими.

Преимуществом численного метода прогнозирования показателей разработки является то, что этот метод высокой точности существенно расширяет перечень прогнозируемых показателей по сравнению с приближенными методами. Этот метод не требует осреднения параметров залежи, флюидов и других определяющих факторов, от которых зависит достоверность прогнозируемых показателей. Этот метод требует очень большого объема исходной информации. Перечень исходных данных, необходимых для численного прогнозирования показателей разработок, может быть разделен на следующие группы:

1. Геологическая характеристика залежи и водоносного бассейна;

2. Физические и теплофизическне свойства флюидов, насыщающих пористую среду;

3. Промысловая информация.

Динамика закачки газа или воды в пласт; запасы газа, нефти, конденсата (начального и текущие), гелия, серы и других сопутствующих компонентов.

Степень истощения отдельных пропластков; данные об изменениях давления по отдельным объектам нефтяной и газовой зон; контроль за характером изменения показателей разработки.

Кроме перечисленных выше параметров, желательно иметь отчет по подсчету запасов газа и нефти, а также проектные документы, если таковые имеются к моменту создания геолого-математической модели месторождения.

Возможности численных методов не ограничиваются только прогнозированием показателей разработки месторождений углеводородов. Применение численных методов позволяют решить обратные задачи подземной газогидродинамики и определить коллекторские свойства продуктивных пластов.

С помощью численных методов можно определять оптимальные показатели разработки путем внесения соответствующих изменений по отбору, размещению скважин, срокам ввода отдельных участков в разработку, дожимных компрессорных станций и других элементов общей системы «пласт - магистральный газопровод».

Появление возможности расширения перечня показателей разработки месторождений, оптимизация процесса разработки и его регулирования в результате применения численных методов позволили решить проблемы повышения компонентоотдачи системой вертикальных или горизонтальных скважин с поддержанием или без поддержания пластового давления.

Теоретические основы численных методов прогнозированпя показателей разработки нефтяных и газовых месторождении базируются на численном интегрироовании дифференциальных уравнений в частных производных неустановившейся фильтрации газа, нефти и воды (а при необходимости и четвертой фазы закачиваемой в пласт, например, гелей) в неоднородной пористой среде при произвольном размещении на структуре нагнетательных и эксплуатационных вертикальных и горизонтальных скважин.

При численном интегрировании дифференциальное уравнение в частных производных заменяется системой конечно-разностных уравнений, что означает замену производных от искомой функции по времени и координатам разностными значениями этой функции в соседних узловых точках.

Определение показателей разработки в период падающей добычи газа сводится к интегрированию дифференциального уравнения истощения газовой залежи. Особенности методики расчетов на основе численного интегрирования уравнения «истощения» подробно изложены С.Н. Закировым и др. (1974).

 

Аналитическая часть

Исходные данные к проекту

Ефремовское газоконденсатное место­рождение расположено южнее

г. Харькова и к западу от Шебелинки. Поднятие вы­явлено в 1952 г. структурно-поисковым бурением по палеогену и верхнему мелу. Сейсморазведочными работами (МОВ) в 1962—1966 гг. было изучено его строение по нижнеюрским отложениям. В разведку структура введена в 1965 г. и сразу же из отложений нижней перми был получен промышленный приток газа. Месторожде­ние находится в юго-восточной части Дне­провско-Донецкой впадины, в зоне, от­личающейся широким развитием соляных купонов. Для этой зоны характерно не­соответствие структурных планов палео­зоя и мезозоя.

Ефремовское поднятие по кровле карта­мышской свиты (свита медистых песча­ников) представляет собой купол размером 12 X 7 км (по изогипсе —3100 м), огра­ниченный тектоническими нарушениями (рис. 113). Амплитуда сброса на восточном крыле складки достигает 1000 м. Благо­даря соляным куполам, прорывающим периклинали палеозойского поднятия, в мезозое — кайнозое сформировалась сед­ловина, наиболее погруженная часть кото­рой соответствует своду поднятия. Южное крыло купола круче северного и ослож­нено продольным сбросом. Амплитуда под­нятия около 1400 м.

Газовая залежь вскрыта в отложениях славянской, никитовской, картамышской и араукаритовой свит в интервале глубин 1800—3375 м. Залежь массивная, коллек­тором служат песчаники и алевролиты, пористость которых составляет 7,5—17,5%, проницаемость — до 27 мД. Значитель­ную роль играют также трещинные кол­лектора. Месторождение имеет единый газоводяной контакт, принятый при оцен­ке запасов на абсолютной отметке —3300 м. Высота залежи около 1300 м.

Месторождение с 1967 г. находится в разработке

 

Рисунок 2.1 Ефремовское месторождение: а - структурная карта;

б - геологический разрез.

 

Таблица 2.1 Исходные данные для расчета показателей разработки Ефремовское ГКМ (Славянская)

Наименование параметра	Значение параметра
Средняя глубина залегания пластов объекта – L,m
Средняя эффективная толщина – h, м
Пористость – m, доли ед.	0,075
Проницаемость – k, 10-15 м2
Начальное пластовое давление – рн, МПа Начальный коэффициент сверхсжимаемости – zH, б.р.	33,49 0,95
Начальное приведенное пластовое давление – рн/zH, МПа	35,25
Пластовая температура – Тпл, К	330,4
Устьевая температура – Ту, К	20 + 273 = 293
Состав газа, % об.: С1 – 90,89; С2 -3,73; С3 – 1,4; n-C4 – 0,55; C5+ - 0,18; N2 – 2,68; C02 – 0,57.
Плотность газа, ρн, кг/м3 Относительная плотность газа – Δ, б.р.	0,74166 0,61549
Вязкость газа – μг, 10-5 Па с	2,4081
Вязкость воды – μв, мПа с	0,85
Балансовые запасы газа – Vr, млрд. м3	3,845
Начальный объём газонасыщенности – αΩ,109м3	0,0123
А, МПа2/(тыс.м3/сут)	0,405
В, (МПа/(тыс.м3/сут))2	0,0002112
Депрессия на пласт – Δр, МПа
Максимальные дебиты скважин по газу – qr, тыс.м3/сут
Коэффициент эксплуатации скважин – КЭ; доли ед.	0,9
Коэффициент резерва скважин – Кр, б.р.	1,2

 

 

⇐ Предыдущая1234Следующая ⇒

Поделиться:

Воспользуйтесь поиском по сайту: