Главная | Случайная
Обратная связь

ТОР 5 статей:

Методические подходы к анализу финансового состояния предприятия

Проблема периодизации русской литературы ХХ века. Краткая характеристика второй половины ХХ века

Ценовые и неценовые факторы

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

 

№ п/п Показатели Значение  
 
Плотность пластовой нефти, кг/м3  
Вязкость пластовой нефти, мПа с 1.97  
Газонасыщенность пластовой нефти, м3/ м3  
Объемный коэффициент пластовой нефти 1.6  
Плотность газа относительная (по воздуху) 0.637  
Вязкость газа в пластовых условиях, мПа*с 0.025  
Плотность пластовой воды при 20 оС, кг/м3 1.146  
Вязкость пластовой воды, мПа*с 1.22  
Симаемость воды при пластовых условиях, 1/МПа 0.0005  
Объемный коэффициент воды при пластовых условиях 1.005  

 

 


Таблица 2.2 - Геолого-промысловая характеристика залежи

 

№ п/п Показатели Значение
Пластовое давление, МПа 21.35
Пластовая температура, оС
Давление насыщения нефти газом, МПа 20,4
Абсолютная отметка ГНК (газонефтяной контакт), м -2022
Абсолютная отметка ВНК (водонефтяной контакт), м -2072
Высота газовой части, м
Сжимаемость коллектора (средняя), 1/МПа 0,0001
Коэффициент песчанистости, доли ед. 0,5
Средний коэффициент пористости, д. ед. 0,1
Средний коэффициент проницаемости (по исследованиям), мД
Коэффициент анизотропии (kx/kz) 0,5

 

Таблица 2.3 - Зависимости свойств нефти и газа от давления

 

Давление, атм. Газосодержание, м33 Объемный коэффициент нефти Коэффициент сверхсжимаемости газа Вязкость нефти, мПа*с Удельный вес газа т/м3 Вязкость газа, мПа*с
152.978 1.567 0.851 1.940 0.637 0.025
118.742 1.404 0.840 2.572 0.637 0.018
90.283 1.296 0.842 3.438 0.637 0.015
64.459 1.196 0.861 4.784 0.637 0.014
34.272 1.113 0.902 8.003 0.637 0.012
1.03353 0.000 1.000 1.000 19.705 0.637 0.011

 


 

Рис. 2.9 - Зависимость капиллярного давления
от газонасыщенности на границе газ-нефть

Рис. 2.10 - Зависимость капиллярного давления
от водонасыщенности на границе нефть-вода

 

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
через 120 суток с начала разработки

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)

 

Дата, ч/м/г Qн, тыс. м3 Qг, тыс. м3 Рпл, атм КИН, %
02/03/00 3.00 15.73 189.29 1.33
01/05/00 4.66 23.89 181.44 2.07
01/07/00 5.65 24.55 180.66 2.51
01/09/00 6.41 24.69 180.39 2.85
01/11/00 7.01 24.77 180.22 3.11
01/01/01 7.53 24.83 180.08 3.34
01/03/01 7.97 24.89 179.96 3.54
01/05/01 8.39 24.94 179.84 3.72
01/07/01 8.76 24.99 179.73 3.89
01/09/01 9.10 25.04 179.63 4.04
01/11/01 9.40 25.08 179.54 4.17
01/01/02 9.67 25.11 179.46 4.29
01/05/02 10.09 25.16 179.34 4.48
01/07/02 10.26 25.19 179.28 4.56
01/09/02 10.42 25.21 179.24 4.62
01/11/02 10.54 25.22 179.20 4.68
01/01/03 10.65 25.24 179.16 4.73
01/05/03 10.82 25.26 179.11 4.80
01/07/03 10.89 25.27 179.09 4.83

Таблица 2.5 - Динамика показателей разработки модели с водоносной областью (Рз=16,5 МПа, коэффициент анизотропии равен 0,5)

Дата, ч/м/г Qн, тыс. м3 Qв, тыс. м3 b, % КИН, %
01/05/00 12.100 0.619 0.084 5.495
01/09/00 24.400 3.155 0.208 11.082
01/01/01 36.600 7.736 0.320 16.622
01/09/01 55.381 20.925 0.468 25.152
01/01/02 62.227 28.125 0.539 28.261
01/09/02 72.996 43.330 0.628 33.152
01/01/03 77.321 51.316 0.658 35.116
01/09/03 84.508 67.821 0.725 38.380
01/01/04 87.467 76.323 0.748 39.724
01/09/04 92.645 93.645 0.787 42.076
01/01/05 94.798 102.480 0.810 43.054
01/09/05 98.454 120.363 0.841 44.714
01/01/06 100.069 129.391 0.852 45.448
01/09/06 102.926 147.412 0.871 46.745
01/01/07 104.162 156.520 0.884 47.306
01/09/07 106.245 174.812 0.905 48.252
01/01/08 107.149 184.043 0.912 48.663
01/09/08 108.775 202.537 0.923 49.402
01/01/09 109.509 211.787 0.928 49.735
01/09/09 110.837 230.127 0.936 50.338
01/01/10 111.444 239.321 0.939 50.614
01/09/10 112.551 257.543 0.945 51.117
01/01/11 113.051 266.655 0.949 51.354

 

 




Не нашли, что искали? Воспользуйтесь поиском:

vikidalka.ru - 2015-2019 год. Все права принадлежат их авторам! Нарушение авторских прав | Нарушение персональных данных