Стан обводнення горизонтів за даними математичного моделювання

Размещено на http://www.allbest.ru/

СТАН ОБВОДНЕННЯ ГОРИЗОНТІВ ЗА ДАНИМИ МАТЕМАТИЧНОГО МОДЕЛЮВАННЯ

З метою визначення поточного стану обводнення продуктивних горизонтів Тетерівського родовища було проаналізовано комплекс геолого-промислових та геофізичних даних: динаміка пластових тисків, значень водних факторів, ізоляції обводнених пластів в свердловинах, результатів ГДС-контролю тощо. Результати промислово-геофізичних досліджень по визначенню положення ГВК наведені в табл. 3.10. Результати аналізу поточного стану обводнення продуктивних горизонтів наведені нижче.

І об'єкт (горизонт Б-1). Даний горизонт експлуатувався деякий час свердловинами 6 та 25, а на поточний час свердловинами 4 та 18. Початкове положення ГВК було визначено за результатами стандартного каротажу та було прийнято на а.в. - 1281,0 м [5].

Свердловину 6 введено в експлуатацію 12.1978 р. Інтервал перфорації 1345-1352 м (а.в. -1254,9 -1261,9 м). На початку 1980 року за результатами ГДС-контролю рівень ГВК по св.6 відмічається на глибині 1360 м (а.в. -1269,9 м), але через неякісне цементування експлуатаційної колони мало місце обводнення нижньої частини інтервалу перфорації. В тому ж році було встановлено цементний міст (“голова” ц.м. 1348 м, а.в. -1257,9 м), але свердловина продовжує обводнюватись і за даними ГДС-контролю від 12.1983 р. рівень ГВК склав 1347 м (а.в. -1256,9 м). В 1990 році в свердловині проведено ізоляцію нижньої частини горизонту (“голова” ц.м. 1325 м, а.в. - 1234,9 м) та проведено перфорацію в інтервалі 1316-1320 м, (а.в. -1225,9-1229,9 м), але свердловину ліквідовано 1992.09.08 року за технічними причинами у зв`язку з неможливістю проведення якісної ізоляції припливу пластової води через негерметичність заколонного простору.

1. Методика прогнозування розробки газового покладу при водонапірному режимі з використанням історії його розробки

При прогнозуванні та аналізі розробки ряду газових і газоконденсатних родовищ являється доцільним використання балансових моделей. В якості перемінних моделі вибирається середній тиск в покладі і кількість води, яка заглибилась в поклад. При цьому використовуються спрощена схематизація геометрії водоносної області і покладу.

Розглянемо газоконденсатний поклад, який взаємодіє з водоносним басейном. Поровий газонасичений об'єм покладу - _п, коефіцієнт газонасиченості - _п. Початковий тиск і температура газу складають p_п і T_пл. Радіуси покладу і водоносного басейну відповідно - R_п і R_к. Припустимо, що в процесі розробки середній тиск P_в в обводненій частині покладу дорівнює середньому тиску (Р_г) в газонасиченій частині. Це припущення добре підтверджується при розробці газових покладів з підошовною водою.

Розглянемо задачу фільтрації води в басейні, до якого приурочено газовий поклад. Припустимо, що геометрію водоносного басейну можна апроксимувати плоскорадіальною або плоскопаралельною фігурами. Показники розробки покладу при водонапірному режимі описуються наступною граничною умовою

Введені параметри моделі визначаються формулами

де - температурна поправка,

- коефіцієнт п'єзопроводності;

k, - коефіцієнти проникності і пружноємності пласта відповідно;

- в'язкість води; , p_ат=0.1013 МПа.

При плоскопаралельному русі води (=0) координата r - лінійна, а при плоскорадіальному (=1) координата r - радіальна. Тоді, d₀=d - лінійний розмір моделі плоскопаралельного покладу, d₁=R_п, - кут розхилу плоскорадіального покладу (рад). В силу зроблених припущень має місце рівність тиску на стінці «укрупненої», свердловини з тиском в газовому покладі.

Метод рішення прямої задачі (3.8) - (3.13) докладно описаний в роботах [6, 11] і об'єднує в собі інтегро-інтерполяційний засіб побудови різничних схем і засіб прогонки спільно з квазілініаризацією системи різничних рівнянь.

В основу проектування розробки покладу, що знаходиться в експлуатації, покладено аналіз і прогноз її розробки, який базується на промислових даних історії розробки. Найбільш важливу інформацію несуть динаміка пластового тиску - P_e(t_k), к=1,М, а також динаміка видобутку пластового газу Q_г(t). Будемо вважати залежність Q_г(t) відомою точно. Третій тип промислової інформації представляють дані обводнення свердловин і просування газоводяного контакту. Однак визначення по них кількості води, яка заглибилася в поклад, виявляється складною задачею, і тому даний тип інформації нами не використовується.

Співставляючи фактичні значення тиску P_пл(t_k), к=1,М з розрахованими згідно з математичною моделлю, можна знайти такі параметри моделі, розрахунок по яких в середньому повторював би історію зміни тисків в покладі. Математична задача формулюється, як оптимізаційна. Необхідно знайти параметри моделі, які забезпечують мінімум функціоналу нев'язок

Де - тиски в газоконденсатному покладі, які отримано при розв'язуванні прямої задачі.

Слід відмітити, що розглянута задача не має єдиного рішення, тобто ми можемо знайти декілька значень комплексного параметру, що відповідають мінімуму функціонала неув'язок.

2. Математичне моделювання розробки об'єктів І, ІІІ, ІV Тетерівського ГКР

Для оцінки активності водонапірного басейну, який приурочено до горизонтів об'єктів І, ІІІ, ІV Тетерівського ГКР, було проведено гідродинамічні розрахунки. Щодо водоносного басейну, то інформація про нього майже відсутня. З урахуванням значної довжини контуру ГВК для газових покладів пропонується плоскорадіальна апроксимація реальної геометрії водонапірної системи, згідно з якою поклад апроксимується колом або сектором кола. При цьому величина радіусу покладу і кут розхилу визначалися, виходячи з площі покладу.

На рис.3.20 зображено загальний принцип апроксимації геометрії покладу і водоносного басейну фігурами плоскорадіальної симетрії [11].

Рисунок 3.20 Загальний принцип апроксимації геометрії покладу і водоносного басейну фігурами плоскорадіальної симетрії

З чотирьох параметрів моделі два параметра нами визначалися з розв'язання зворотної задачі.

Характеристики покладів і водоносних пластів по І, ІІІ та ІV об'єктам відповідно такі: запаси пластового газу на початок розрахунку (за падінням пластового тиску) -832,9, 594,6 та 2001,5 млн.м³, в'язкість води - 0,6; 0,51 та 0,46 мПас, радіус покладу - 1719, 1434 та 1837 м, кут розхилу сектора - 6,3 рад (останнім часом з боку Красорецького скиду спостерігається активність водонапірної системи на сусідніх родовищах, що дає підставу не вважати його екраном [1]), початковий пластовий тиск - 14,13; 19,82 та 20,41 МПа, пластова температура - 317, 327 та 333 К, товщина водоносного пласта - 15, 8 та 11 м, коефіцієнт проникності водоносного пласта - 50, 4 та 20 мД, початковий коефіцієнт газонасиченості _поч - 0,72; 0,85 та 0,82, коефіцієнт залишкової газонасиченості - _зал - 0,35. Коефіцієнт пружноємності водоносних пластів визначався згідно з [9]. Вихідні дані для розрахунків приведені в таблиці 3.11.

Так як коефіцієнт проникності, товщина водоносного пласта та радіус живлення водоносної системи є величини невідомі, то було виконано значну кількість розрахунків, для підбору найбільш реальних значень цих параметрів, які дали б мінімальне значення похибки при відтворенні історії розробки покладу. Межі значень фазової проникності та товщини водоносного шару незначно впливають на розрахунки.

Тому при відтворенні історії розробки покладу для співставлення розрахункового і фактичного пластового тиску було виконано ряд розрахунків при різних контурах живлення: R=3000 м, R=5000 м, R=7000 м. При цьому річні відбори підбиралися рівними фактичним значенням, вибраним з історії розробки.

На рис.3.21 -3.23 приведено динаміку фактичних та розрахункових пластових тисків при гідрогазодинамічному моделюванні історії розробки покладів об'єктів Тетерівського ГКР. У таблицях 3.12 - 3.20 приведені результати розрахунків.

3. Аналіз отриманих результатів

В силу неоднозначності і недостатньої достовірності вихідних даних розрахунки носять оціночний характер. Так як глибинні заміри пластових тисків майже не проводились, а час стабілізації недостатній для відновлення статичного тиску, тому не виключено, що розрахункові пластові тиски занижені. Нами розглянуті варіанти, які відрізняються радіусом контуру живлення: варіант 1 - Rк=3000 м; варіант 2 - Rк=5000 м і варіант 3 - Rк=7000 м.

Порівнюючи динаміку отриманих за розрахунковими варіантами пластових тисків від відбору газу з фактичними (рис.3.21 -3.23 ), можна зробити висновок, що варіант 1 відповідає існуючій ситуації для всіх об'єктів. Оскільки введення горизонтів в розробку і, відповідно, залучення запасів проводилося поступово шляхом дострілу продуктивних інтервалів, а відтворити на ПЕОМ це неможливо, фактичні значення пластового тиску на початку розробки нижчі за розрахункові. Під кінець розглянутого періоду розрахункові і фактичні значення майже співпадають, що свідчить про майже повне охоплення дренуванням запасів. Згідно варіанту 1 об'єм заглибленої води на 2004.07.01 склав: по об'єкту І -317 тис.м³ (6,1%), по об'єкту ІІІ -474 тис.м³ (16,8%), по об'єкту ІV - 721 тис.м³ (7,7%). Отже, можна зробити висновок, що прояву активності водонапірної системи за період розробки об'єктів І, ІІІ та ІV не відмічалось.

Згідно з отриманими даними був розрахований підйом ГВК по об'єктах за формулою:

де - підйом ГВК, м;

- різниця між початковим та поточним радіусом покладу, м;

? - кут падіння пластів.

Оціночні розрахунки показали, що підйом ГВК становить: по І об'єкту - 2,4 м, по ІІІ об'єкту - 7,1 м і по ІV об'єкту - 7,5 м.

Згідно промислово-геофізичним даним по цим горизонтам також відмічається підйом ГВК. Однак в деяких випадках причиною цього, швидше за все, є негерметичність затрубного простору в багатьох свердловинах, що сприяло перетокам води і, як наслідок, технічному обводненню свердловин.

4. Режими розробки об'єктів

родовище розробка поклад тетерівський

Оцінку режиму розробки об'єктів родовища за промисловими даними проведено на основі залежностей приведеного середнього пластового тиску від сумарного відбору газу .

Динаміка темпу зниження приведеного пластового тиску дР/Z відносно темпу відбору газу дQвид по об'єктах розробки родовища на різних етапах приведено в таблиці 3.21.

В результаті проведення аналізу розробки з урахуванням всього промислового матеріалу можна зробити загальний висновок про переважно газовий режим розробки І об'єкта з елементами прояву водонапірного. Але, слід відмітити, що активний прояв пружно-водонапірного режиму, яке відмічалось в перші роки експлуатації (1978-1988 рр.), в останні роки не відмічається. Динаміка темпу зниження приведеного пластового тиску дР/Z відносно темпу відбору газу дQвид свідчить про деяке його уповільнення на початковому етапі розробки (1978-1981рр.) та складає 30,2 % проти 54,7 % відносно затверджених ДКЗ та 43,6 % відносно уточнених в 1980р. запасів газу оцінених об'ємним методом. Далі в період 1982-1984рр. темп зниження дР/Z відносно темпу відбору газу дQвид вирівнявся і склав 63,1% проти 85,1 та 67,8 %. Певний прояв пружно-водонапірного режиму на першому етапі розробки підтверджено динамікою обводнення покладу І об'єкта. Надалі темп обводнення уповільнився. Переоцінені в 1980р. запаси більш об'єктивні (700 млн.м³), що підтверджено їх оцінкою з урахуванням прояву пружно-водонапірного режиму в об'ємі 712,6 млн.м³. Динаміка параметрів дР/Z та дQвид в період 1985-2004рр. свідчить про збереження певного балансу. Ці величини відповідно складають 71,2 % та 107,1 і 85,4 %. Дреновані запаси за станом на поточний час (2004.07.01) складають 832,9 млн.м³. Очевидно, величина переоцінених запасів об'ємним методом (700 млн.м³) більш вірогідна в порівнянні з затвердженими ДКЗ. Не виключено, що запаси, оцінені за методом падіння пластового тиску (ППТ) в об'ємі 832,9 млн.м³ можуть підтверджуватись в процесі дорозробки покладу. Отже динаміка темпів зниження приведеного пластового тиску та відборів газу свідчать про переважно газовий режим покладу І об'єкта.

Режим розробки ІІ об'єкта газовий, що обумовлено, з одного боку, літологічним обмеженням покладу (по площі пісковики заміщаються глинами) та погіршеними колекторськими властивостями порід з другого боку. Динаміка темпів зниження приведеного пластового тиску відносно темпу відбору в різні етапи розробки свідчить про певну відповідність параметрів дР/Z та дQвид відносно затверджених ДКЗ запасів в об'ємі 998 млн.м³ за категоріями С₁+С₂. По мірі розбурювання ІІ об'єкта ці запаси підтверджені оцінками за методом ППТ, які за станом на поточний час (2004.07.01) оцінюються в об'ємі 1199,8 млн.м³. При цьому поточні значення дР/Z та дQвид складають 40,6 та 54,2 %, що в умовах газового режиму вказує на більшу достовірність запасів оцінених за методом ППТ.

Режим розробки ІІІ та ІV об'єктів також можна характеризувати як газовий з проявом пружно-водонапірного на початку розробки. Слід відмітити, що фактично ІІІ і ІV об'єкти з 1986-1987 рр. розробляються як єдина газодинамічна система. За останні роки активного прояву пружно-водонапірного режиму не спостерігається. Динаміка темпу зниження приведеного пластового тиску дР/Z відносно темпу відбору газу дQвид по ІІІ об'єкту свідчить про деяке його уповільнення на початковому етапі розробки (1980-1984рр.) та складає 63,3 % проти 75,5 % відносно затверджених ДКЗ та 82,1 % відносно уточнених в 1980р. запасів газу оцінених об'ємним методом. Далі в період 1985-2004рр. темп зниження дР/Z відносно темпу відбору газу дQвид ще більш уповільнився і склав 68,5 % проти 98,9 та 108,0 %. Переоцінені в 1980р. запаси не об'єктивні (411 млн.м³), що підтверджено перевищенням поточного відбору 441,6 млн.м³. Отже динаміка параметрів дР/Z та дQвид по ІІІ об'єкту свідчить про більшу достовірність запасів оцінених за методом ППТ в об'ємі 594,6 млн.м³.

Динаміка параметрів дР/Z відносно дQвид по ІV об'єкту свідчить про деяке його зростання на початковому етапі розробки (1979-1984рр.) та складає 73,5 % проти 48,7 % відносно затверджених ДКЗ та 67,8 % відносно уточнених в 1980р. запасів газу оцінених об'ємним методом. Далі в період 1985-2004рр. також спостерігається зростання темпа зниження дР/Z відносно темпу відбору газу дQвид і склав 73,3 % проти 61,7 та 86,0 %. Дещо завищений темп зниження приведеного пластового тиску дР/Z відносно дQвид (затв.ДКЗ) в умовах газового режиму може свідчити про менші дреновані запаси, яким більш об'єктивно відповідають запаси оцінені за методом ППТ в об'ємі 2001,5 млн.м³. Динаміка параметрів дР/Z та дQвид по ІV об'єкта свідчить про більшу достовірність запасів оцінених за методом ППТ в об'ємі 2001,5 млн.м³.

Однозначно визначити режими розробки об'єктів Тетерівського родовища виходячи з порівняння динаміки темпу зниження приведеного пластового тиску та темпу відбору газу, на жаль, неможливо. Крім того, динаміка приведених пластових тисків в функції відбору газу не дозволяє однозначно судити про режими розробки об'єктів. Це обумовлено, перш за все, багатопластовою будовою родовища, відносно низькими колекторськими властивостями пластів, неоднорідністю як за площею, так і за розрізом, а також поступовим об`єднанням продуктивних інтервалів об`єктів розробки.

Размещено на Allbest.ru