Исследование процесса разработки однородного пласта на начальной стадии режима выделившегося газа

Рассмотрен элемент пласта с геолого-промысловыми особенностями, близкими к особенностям карбонатного пласта Фм Озерного месторождения (таблица 1.1).

Фильтрационно-емкостные параметры осреднены по пустотному пространству (поры, каверны, трещины). Связь с законтурными областями (ВНК, ГНК) отсутствует.

При проведении расчетов использовалась секторная гидродинамическая модель, включающая одну скважину. Размер модели - 25 га/скв.

Секторная модель представлена элементом симметрии площадью 500*500 м, с одной вертикальной добывающей скважиной, которую представляют 4 скважины с долей 1/4 (4*1/4) (рис. 1.1). Для учета изменения ФЕС от внутрипорового пластового давления рассмотрена секторная модель с большим количеством ячеек. В соответствии с обозначениями, принятыми при компьютерном моделировании /1/.

Характеристика секторной модели следующая: NX=100; NY=100; NZ=2; DX=DY=5 м; DZ=20 м. Таким образом, скважинная ячейка разбита на 25 ячеек (5*5). Поскольку скважинная ячейка составляет 5*5м, то размер измельченной ячейки составляет 1*1м.

В пакете DESKTOP-VIP имеется возможность задать зависимости пористости и проницаемости от внутрипорового пластового давления. Эта возможность реализуется при использовании процедуры COMPACT REVERSE или COMPACT. В данном математическом эксперименте таблица относительного изменения пористости и проводимости соответствует данным, приведенным на рисунке 1.2.

Зависимости модифицированных относительных фазовых проницаемостей и PVT- свойства представлены на рис. 1.3 - 1.5 и в таблице 1.2

Результаты расчетов, приведенные на рис. 1.6 и в таблице 1.3, показывают, что вследствие протекания деформационных процессов удается дополнительно получить 12 тыс. м³ нефти; срок разработки на упругом режиме существенно увеличивается. Таким образом, количественно оценено влияние деформационных процессов, что необходимо учитывать в дальнейшем при обосновании рациональной технологии разработки залежи. Естественно, что при снижении пластового давления нельзя допускать необратимых изменений пористости и проницаемости, в т.ч. переуплотнения пласта.

Рис. 1.1 - Распределение нефтенасыщенности через 10 лет с начала разработки при ограничении на забойное давление 6МПа

Рис.1.2 - Зависимость относительного изменения пористости и проницаемости от внутрипорового пластового давления

Таблица 1.1 - Исходные данные для моделирования

Рис. 1.3 - Зависимости модифицированных ОФП от водонасыщенности системы нефть-вода

Рис. 1.4 - Зависимости ОФП от газонасыщенности системы нефть-газ

Таблица 1.2 - PVT свойства

Рис. 1.5 - Зависимости свойств нефти Озерного месторождения от давления (при пластовой температуре).

Конечные показатели разработки различаются примерно на 6%, причем время разработки до дебита по нефти 1 м3/сут при забойном давлении 8,5 и 9,5 МПа составляют соответственно 47 и 31 год (рис. 1.6, табл. 1.3). Различие КИН связано с уменьшением депрессии в пласте.

Следует отметить, что на начальной стадии режима выделившегося газа достигаются достаточно высокие по сравнению с упругим режимом удельные показатели разработки за счет существенного повышения сжимаемости системы.

Рис. 1.6 - Динамика КИН при различных ограничениях на забойные давления

Таблица 1.3 - Фрагмент динамики КИН за 10 лет с начала разработки

Не нашли, что искали? Воспользуйтесь поиском: