ТОР 5 статей: Методические подходы к анализу финансового состояния предприятия Проблема периодизации русской литературы ХХ века. Краткая характеристика второй половины ХХ века Характеристика шлифовальных кругов и ее маркировка Служебные части речи. Предлог. Союз. Частицы КАТЕГОРИИ:
|
Юрубчено-Тохомского нефтегазового месторождения(пласт Рифей) Ниже приведен пример расчета показателей разработки для участка пласта Рифей Юрубчено-Тохомского нефтегазо-вого месторождения при возможном образовании водяных и газовых конусов. Физико-химические свойства газа, нефти и воды, а также геолого-промысловые параметры, необходимые для моделирования, приведены в табл. 2.1; геолого-промысловая характеристика – табл. 2.2 (величина коэффициента анизотропии отражает преобладание горизонтальной трещинности). PVT свойства в принятых в VIP обозначениях (1, раздел 2) приведены в табл. 2.3. Зависимости модифицированных относительных фазовых проницаемостей и капиллярных давлений приведены на рис. 2.12 – 2.15.
Таблица 2.1 -Физико-химические свойства пластовых флюидов
Таблица 2.2 - Геолого-промысловая характеристика залежи
Таблица 2.3 - Зависимости свойств нефти и газа от давления
Рис. 2.9 - Зависимость капиллярного давления Рис. 2.10 - Зависимость капиллярного давления
Рис. 2.11 - Зависимости относительных фазовых проницаемостей по нефти и газу от газонасыщенности Рис. 2.12 - Зависимости относительных фазовых проницаемостей по нефти и воде от водонасыщенности
Для учета техногенных процессов была принята экспоненциальная зависимость проницаемости и пористости от эффективного давления (αk = 0.05 1/МПа) при локальном измельчении основной гидродинамической сетки (использована опция COMPACТ REVERSE). В соответствии с особенностями месторождения для выявления закономерностей выработки нефтяной оторочки были рассмотрены типовые секторные модели с активной подошвенной водой и газовой шапкой. Моделирование газовой шапки происходило следующим образом: газовая часть представляется двумя слоями (по z) размером 40 м в соответствии с размерами газовой шапки. Средняя пористость и проницаемость приняты по аналогии с нефтяной частью (таблица 2.2). Газонефтяной контакт расположен на глубине 2022 м, т.е. между 2 и 3 слоями модели (рис. 2.14). Возможно представление газовой шапки с большим количеством слоев с соответствующими толщинами; при этом, как показали расчеты, показатели разработки практически не изменяются. Нефтяная часть представлена 10 слоями по Z размером 5 м с перетоками между слоями (что возможно при небольших размерах поровых блоков. Водонефтяной контакт находится на отметке 2072 м. Водоносная область моделировалась совместно с нефтяной областью /1/. Параметрами законтурной области соответствуют геолого-промысловым особенностям пласта Рифей: средняя пористость – 0,1; средняя проницаемость – 30 мД; размеры по оси x и y совпадают с размерами модели продуктивного пласта; водоносная область по оси z составляет 300 м (рис. 2.14) В этом заключается второй метод моделирования водоносной области - расширение сеточной области так, чтобы покрыть водоносную зону вместе с продуктивным пластом (рис. 2.13). При моделировании на секторных моделях предпочтительнее использовать второй метод, в котором взаимосвязь между продуктивным пластом и водоносной зоной принимается автоматически. Второй метод может потребовать значительно больше оперативной памяти и вычислений. Возможно сокращение количества ячеек при адекватном увеличении их пористости.
Рис 2.13 - Способ расширения сетки для исследования конусообразования
Рис. 2.14 - Распределение водонасыщенности Учитывая вышеизложенное, секторные модели представлены элементами симметрии площадью 420*420 м2, с вертикальной добывающей скважиной, расположенной в центре. Параметры нефтяной части модели (рис. 2.15 и 2.16): · количество ячеек NX=21, NY=21, NZ=10 (с перетоками), DX=DY=20м, DZ= 5 м. · ограничения по забойному давлению добывающей скважины (0,96-0,75)*Рнас; ограничение по максимальному дебиту изменялись от 200 м3/сут (что соответствует добывным возможностям скважины) до 50 м3/сут; · гидродинамическая сетка в околоскважинной области измельчена в 11 раз. · окончание расчетов - при условии достижения обводненности продукции скважины 0,95 или минимального рентабельного дебита по нефти добывающих скважин - 2 м3/сут. Вычислительные эксперименты проводились для исследования процессов образования водяных (рис. 2.14) и газовых конусов (рис.2.15). Следует также отметить, что при данных исследованиях имеет место достаточно полный учет деформационных процессов и роста насыщенностей фазами (размер скважинной ячейки имеет размер менее 1 м).
Рис. 2.15 - Распределение газонасыщенности через 120 суток с начала разработки Результаты вычислительных экспериментов, приведенные в табл. 2.4, 2.5 и на рис. 2.16, позволяют сделать следующие выводы. 1. При разработке газонефтяной зоны имеют место крайне низкие значения коэффициента извлечения нефти (КИН превышающие 4.9% при ограничении по дебиту добывающей скважины - 50 м3/сут). Срок разработки – около 4 лет. Это связано с быстрым падением пластового давления, что приводит к росту газонасыщенности пласта, образованию газового конуса и снижению дебита по нефти. Исследование по обоснованию забойного давления не проводилось, поскольку вследствие низких значений КИН должны быть рекомендованы технологии по закачке вытесняющих агентов. 2.При разработке порового коллектора с подошвенной водоносной областью имеет место упруговодонапорный режим с падающей динамикой пластового давления. Наибольший КИН достигается за 11 лет.Скважина обводняется с начала разработки. При проведении многовариантных расчетов обосновано ограничение по дебиту скважины - 100 м3/сут (рис. 2.16). 3. Уменьшение КИН при снижении забойного давления связано с комплексным влиянием роста водонасыщенности в околоскважинной области (водяной конус), деформационных процессов, а также роста газонасыщенности (забойное давление ниже давления насыщения), (рис.2.16). Полученные результаты хорошо согласуются с исследованиями процессов конусообразования в нефтяных оторочках нефтегазовых месторождений, а также с промысловыми данными.
Рис. 2.16 - Зависимость КИН от величины забойного давления водяного конуса
Таблица 2.4 - Динамика показателей разработки при естественном газонапорном режиме (Рз=18 МПа, qн=50 м3/сут, коэффициент анизотропии равен 0,5)
Таблица 2.5 - Динамика показателей разработки модели с водоносной областью (Рз=16,5 МПа, коэффициент анизотропии равен 0,5)
Не нашли, что искали? Воспользуйтесь поиском:
|