Прогнозирование показателей разработки месторождения - Геология, гидрология и геодезия дипломная работа

Главная

Геология, гидрология и геодезия
Прогнозирование показателей разработки месторождения

Теоретические основы проектирования и разработки газовых месторождений. Характеристика геологического строения месторождения "Шхунное", свойства и состав пластовых газа и воды. Применение численных методов в теории разработки газовых месторождений.


посмотреть текст работы


скачать работу можно здесь


полная информация о работе


весь список подобных работ


Нужна помощь с учёбой? Наши эксперты готовы помочь!
Нажимая на кнопку, вы соглашаетесь с
политикой обработки персональных данных

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
Размещено на http://www.allbest.ru/
1. Геолого-физическая характеристика месторождения
1.1 Общие сведения по месторождению
1.2 Характеристика геологического строения
1.4 Свойства и состав пластовых газа и воды
2. Состояние разработки месторождения
2.2 Технологические показатели разработки
2.3 Результаты газодинамических исследований
2.4 Оценка запасов газа по методу падения пластового давления
3. Применение численных методов в теории разработки газовых месторождений
3.1 Аппроксимация дифференциального уравнения конечно-разностным аналогом
3.1.3 Явная и неявная разностные схемы
3.2 Многомерные задачи теории фильтрации
3.2.3 Полностью неявная разностная схема
3.2.4 Учет дебитов и местоположения отдельных скважин
3.3 Задача теории разработки газовых месторождений
4. Воспроизведение истории разработки месторождения
4.1.1 Аппроксимация области интегрирования
4.1.2 Поля фильтрационных параметров
4.2 Расчет воспроизведения процесса разработки
4.2.2 Учет взаимодействия между пластами
5. Прогнозирование показателей разработки месторождения
5.3 Результаты расчета прогнозирования
5.4 Регулирование процесса разработки месторождения
5.4.2 Применение градиентного метода
5.4.3 Определение функциональных производных
5.4.4 Определение весовых коэффициентов
5.4.6 Результаты расчетов по регулированию
6. Технико-экономические показатели разработки месторождения
6.2 Характеристика системы налогообложения
6.3 Расчет технико-экономических показателей
7. Безопасность и экологичность проекта
7.1 Основные направления обеспечения безопасности и экологичности эксплуатации газовых скважин в НГДУ “Оханефтегаз”
7.2 Мероприятия по обеспечению производственной безопасности
7.3 Обеспечение мер по ликвидации чрезвычайных ситуаций
7.4 Мероприятия по обеспечению охраны окружающей среды
Опыт проектирования и разработки газовых месторождений показывает необходимость прогнозирования показателей разработки с первых лет эксплуатации месторождений с использованием численных методов и ЭВМ. При этом речь идет, прежде всего, о численном интегрировании уравнения неустановившейся фильтрации газа к системе скважин при соответствующих краевых условиях, на чем основывается современная теория разработки газовых месторождений.
Нахождение решения практически интересных задач осуществляется в результате использования методов вычислительной математики. Решение соответствующих краевых задач на некотором временном слое сводится к решению системы алгебраических уравнений, что требует большого объема вычислений. Поэтому современные методы решения и исследования задач разработки газовых месторождений базируются на применении быстродействующих ЭВМ.
Однако методы вычислительной математики позволяют определить не только зависимость изменения во времени показателей разработки для одного расчетного варианта, но и произвести регулирование этих показателей с целью удовлетворения критерию рациональности разработки месторождений природных газов. На данный момент теория проектирования и разработки месторождений природных газов успешно развивается в этом направлении.
1 . Геолого-физическая характеристика месторождения
1.1 Общие сведения по месторождению
Месторождение Шхунное расположено в северо-восточной части острова, близ юго-восточного берега залива Байкал, в междуречье Волчинка-Правый Кобзак (рисунок 1.1). В орографическом отношении приурочено к северному окончанию Гыргыланьи-Глухарской горной гряды. Рельеф полого-холмистый. В пределах площади гряда представлена невысокой и сглаженной возвышенностью с наибольшими высотными отметками (до 79 м) в южной части площади. К северу рельеф выполаживается, высотные отметки не превышают 50 м. Возвышенность вытянута в северо-западном направлении и является водоразделом притоков рек Волчинка, Шхунный Ключ.
Гидрографическая сеть площади представлена притоками вышеуказанных рек. Реки и ручьи имеют спокойное и медленное течение, заболоченные поймы и несудоходны. Уровень воды в них имеет сезонное колебание и зависит от количества выпадающих атмосферных осадков.
Площадь залесена, преобладающие породы деревьев -- лиственница и кедровый стланик.
Климат района морской, довольно суровый. Зима продолжительная, холодная, с частыми буранами и сильными ветрами северо-северо-западного направления. Наиболее низкая температура (до минус 33 о С) отмечается в январе. Продолжительность морозного периода 150-180 дней в году. Лето короткое с максимальной температурой 28 - 30 о С в июле-августе. В летний период преобладают ветры восточного и юго-восточного направления.
В административном отношении месторождение расположено в пределах Охинского района, центр которого - г.Оха расположен в 36 км к северо-востоку от месторождения и связан с ним грунтовыми дорогами.
Рисунок 1.1 - Карта размещения месторождений северного Сахалина.
1.2 Характеристика геологического строения
В тектоническом отношении месторождение приурочено к одноименной антиклинальной структуре, расположенной на северном окончании Гыргыланьинской антиклинальной зоны.
Структура месторождения представляет собой сложнопостроенную антиклинальную складку. По данным геофизических исследований свод складки состоял из двух куполов, разделенных неглубокой седловиной. В подсчете запасов по материалам глубокого бурения, структура трактуется как однокупольная антиклинальная складка, осложненная разрывными нарушениями, причем наибольшей нарушенностью характеризуется северная периклиналь структуры. В последующем материалы бурения эксплуатационных и разведочных скважин установили еще более сложное ее строение. На данном этапе изученности Шхунная структура представляет собой двукупольную антиклинальную складку, осложненную многочисленными разрывными нарушениями. Длина складки 7-8 км, ширина - 2,5 км, простирание оси - северо-западное. В целом структура имеет широкий пологий свод, крылья с удалением от свода имеют более крутые углы падения, причем восточное крыло более крутое. С глубиной свод структуры смещается к западу, в сторону более пологого крыла. Так, если по кровле VII горизонта (в южном куполе) наибольшие гипсометрические отметки фиксируются в скважинах №№ 5 и 8, и осевая линия проходит через скважину № 5 и между скважинами №№ 8 и 16 по кровле XVI горизонта она проходит между скважинами №№ 5-11 и №№ 8-15, то есть на 400 м к западу.
Северный купол более рельефный, южный - более пологий. Купола разделены неглубокой (менее 10 м) седловиной. Наличие северного купола определяется повышением гипсометрических отметок кровли VII и VII a .
Структура осложнена многочисленными разрывными нарушениями. Основной разрыв I-I, определивший характеристику продуктивности разреза и разных частей структуры - сбросо-сдвиг, плоскость которого падает на северо-запад, проходит по своду северного купола. По нему северная часть структуры сдвинута к востоку на 700-800 м. Вертикальная амплитуда его за счет сдвига и контакта различных элементов складки изменяется от 300 м западной части структуры до нуля на востоке. Плоскость сбросо-сдвига экранирует с севера газовые залежи VII, VII a горизонтов.
Северная часть структуры вблизи этого сбросо-сдвига на уровне VII-VIII горизонтов осложнена пятью разрывами, падающими на юго-восток и с глубиной экранирующимися сбросо-сдвигом. Остальные разрывы в северной части структуры осложняют ее за пределами площади продуктивности.
Разрывы III-III и IV-IV, осложняющие южную периклиналь южного купола, скважинами не подсекаются, контролируются несоответствием гипсометрических отметок горизонтов в скважинах и характеризуются как сбросо-сдвиги с горизонтальной амплитудой 300-500 м. За счет сдвиговых деформаций вертикальная амплитуда их колеблется от 0 до 60 м и характеризуется сменой знака на западном и восточном крыльях структуры. Разрыв III-III делит залежи VII и VII a горизонтов на две части.
Изученный скважинами литолого-стратиграфический разрез месторождения представлен отложениями нутовской, окобыкайской и дагинской свит (рисунок 1.4). Основная продуктивность месторождения связана с отложениями окобыкайской свиты.
Общая толщина окобыкайской свиты на месторождении составляет 1600 м. В песчаный верхний комплекс выделена верхняя часть свиты, включающая III-X горизонты общей толщиной порядка 600 м. Пласты песчаных пород составляют порядка 80 % разреза комплекса. Толщины песчаных пластов (горизонтов) колеблются от 30 до 80 м. Они неоднородны, включают пропластки и линзы глинистых и алевритных пород малой толщины.
Песчаные горизонты разделены глинистыми пластами толщиной 5 - 42 м. Самый мощный глинистый раздел (38-42 м) перекрывает кровлю VII горизонта. Песчаные горизонты VII-X четко распознаются на электрокаротажных диаграммах.
VII горизонт вскрыт всеми пробуренными на месторождении скважинами, большинство которых пробурено в северной части.
Литологически горизонт представлен песками, песчаниками, алевритами и глинами, что и определило пористый тип коллектора. Глинистый раздел толщиной 2-8 м делит горизонт на два песчаных пласта, которые неоднородны по составу и содержат тонкие прослои глин и алевритов. Наблюдается и глинизация пород горизонта в северо-западном направлении, что зафиксировано и уменьшением эффективных толщин горизонта от 42 м в скважине № 8 до 29 м в скважине № 26. Эта закономерность подтверждена и скважинами, пробуренными после подсчета запасов. Так, в скважине № 58, самой северо-западной, вскрывшей залежь, эффективная толщина составляет 23 м. Газоносность горизонта установлена испытанием скважин №№ 5, 8, 10, 11, 15, 18, 75 при опробовании которых получены фонтаны сухого газа с дебитами от 90 до 96 тыс. м 3 /сут. на 9 мм штуцерах.
Залежь горизонта пластово-сводовая, тектонически экранированная с севера плоскостью сбросо-сдвига I-I. Кроме того, разрывом III-III залежь разделена на две части. Амплитуда разрыва III-III в пределах большей части залежи не превышает толщины горизонта, что позволяет предполагать единую гидродинамическую систему в обоих блоках, разделенных этим разрывом. Это подтверждается и совпадением абсолютных отметок ГВК в обоих блоках. Общий размер залежи 3 км 1,5 км.
Залежь водоплавающая и ГВК подсечен всеми скважинами, пробуренными в пределах контура. Абсолютные отметки ГВК (минус 728 м, минус 727 м), принятые в подсчете запасов, подтверждаются и материалами ГИС скважин, пробуренных после подсчета запасов, которые расположены в северо-западной части залежи, в них отметки ГВК колеблются в пределах от минус 728,3 м до минус 727,2 м (средняя минус 727,6). Таким образом, положение ГВК залежи устанавливается по материалам ГИС скважинах и по результатам опробования горизонта.
VII a горизонт вскрыт так же всеми пробуренными на месторождении скважинами. К югу от сбросо-сдвига I-I вскрывается шестнадцатью скважинами на гипсометрических отметках от минус 736 м в скважине № 8 до минус 790 м в скважине № 6.
Наибольшие толщины горизонта (55-57 м) в III и IV блоках зафиксированы скважинами №№ 5, 8, 14, 15, 16, наименьшие (44-47 м) - скважинами №№ 58 и 85, то есть наблюдается та же закономерность: уменьшение толщины горизонта в северо-западном направлении.
Литологически горизонт сложен песчаными породами, алевритами и глинами, что также определило тип коллектора как поровый. Верхняя часть горизонта толщиной 30-40 м сложена монотонными песчаными породами. Алевриты, алевролиты и глины встречаются в основном в нижней части горизонта в виде маломощных прослоев и линз. Отмечена некоторая глинизация подошвенной части горизонта в северо-западном направлении, о чем говорит и уменьшение эффективных толщин от 55,6 м в скважине № 15 до 40 в скважине № 58.
Газоносность горизонта установлена испытанием скважин №№ 5, 8, 10, 16, 75, при опробовании которых получены фонтаны сухого газа с дебитами от 49 до 68,6 тыс. м 3 /сут. на 6,5-7,5 мм штуцерах.
Залежь горизонта пластово-сводовая, тектонически-экранированная, водоплавающая. Разрывом III-III так же разделена на две части, но как и в залежи VII горизонта, здесь предполагается единая гидродинамическая система обоих блоков. Общий размер залежи - 3 км 1,25 км.
К коллекторам VII и VII а горизонтов относятся песчано-алевритовые породы, слагающие разрез этих горизонтов. Поскольку специальных исследований для установления нижнего предела пористости пород коллекторов не проводилось, то по аналогии с другими месторождениями Северного Сахалина, к коллекторам отнесены породы с пористостью не меньше 10 % и проницаемостью не меньше 0,001 мкм 2 .
Лабораторных исследований керна, из скважин, пробуренных после подсчета запасов в газоносных блоках этих горизонтов не проводилось и новых данных не поступало.
Интерпретация материалов промыслово-геофизических исследований новых скважин по результатам близка к результатам интерпретации материалов ГИС скважин, вошедших в подсчет запасов. Учитывая, что вновь пробуренные скважины, как уже отмечалось, пробурены на небольшом локализованном участке залежей газа этих горизонтов, изменения в средних значениях параметров полученных по материалам интерпретации ГИС этих скважин не следует считать корректными.
Учитывая изложенное, приняты параметры коллекторов (пористость, проницаемость, начальная газонасыщенность) по подсчету запасов (таблица 1.1).
Таблица 1.1 - Характеристика параметров горизонтов.
Наибольшие толщины VII горизонта зафиксированы в юго-восточной части залежи в скважинах №№ 16, 8, 15, 10 (44-41 м) и наименьшие в северо-западной в скважинах №№ 26, 85, 58 (37-32 м). Такая же закономерность характерна и для изменения эффективных толщин. Они уменьшаются от 42-39 м (скважины № 16, 18, 15) до 24,6-22,3 м в скважинах №№ 85, 58, 86. Эти закономерности связаны с глинизацией разреза горизонта также в северо-западном направлении. Если в скважинах №№ 16, 15 общая толщина непроницаемых прослоев и линз в разрезе горизонта не превышает 2 м, то в скважинах №№ 81, 86 она составляет уже 14,6-14,7 м, глинизируется, в основном, средняя часть горизонта. Количество глинистых прослоев и линз в северных скважинах достигает пяти, а их толщина колеблется в пределах 1-7 м; в нижней части горизонта - количество их не превышает трех и толщины так же не более 3 м. В кровельной же части горизонта появляется лишь один прослой толщиной около двух метров и то только в одной скважине.
Наибольшие толщины VII а горизонта так же фиксируются в юго-восточной части залежи, где они варьируют от 57 м (скважина № 15) до 55 м (скважина № 16), наименьшие же (47-44 м) -- в северо-западной части (скважины №№ 85, 58) . Эта же закономерность отражается и в изменении эффективных толщин, которые изменяются от 55,6 м (скважина № 15) до 42,8 м (скважина № 58). По коллекторским свойствам горизонт почти однороден. Незначительные по толщине (1-1,5 м) прослои и линзы непроницаемых пород приурочены к подошвенной части и за редким исключением встречаются в средней части. Сколько-нибудь заметной закономерности в изменении их по площади залежи не наблюдается.
1.4 С войства и состав пластовых газа и воды
Свободные газы месторождения Шхунное преимущественно сухие, метанового состава с незначительным содержанием тяжелых углеводородов.
Метан является основным компонентом в составе газа и его содержание в объемных процентах изменяется от 96,5 до 98,5.
Тяжелые углеводороды присутствуют в незначительных количествах: этан - от следов до 0,7; пропан - от следов до 0,4; содержание паров бутана и пентана обнаружены лишь в пробах из скважин №№ 5 и 10: бутана - от 0,2 до 0,4, пентана - 0,1.
Неуглеводородные компоненты представлены СО 2 и N 2 , содержание которых в газе соответственно составляет : углекислого газа - 0,2-1,4; азота - 0,6-2,0.
Относительная плотность газа колеблется в пределах 0,5643 - 0,5806.
Гидрогеологические исследования вод VII и VII а горизонтов в блоках с газовыми залежами проводились в четырех скважинах №№ 11, 14, 15, 16. Причем в скважине № 14 исследования проводились в законтурной зоне VII горизонта, а в остальных изучалась подошвенная вода газовой залежи VII а горизонта.
Состав вод изучался по глубинным пробам, взятым из зоны перфорации во всех четырех скважинах, состав растворенного газа - в двух скважинах. Кроме того, состав воды изучался в пробах, отобранных при сепарировании в процессе исследования газовой залежи в скважинах №№ 5 и 8.
По составу воды относятся к гидрокарбонатнонатриевому типу, слабосолоноватые с минерализацией 2-3 г/л. В большинстве случаев недонасыщенные водорастворенными газами, состав которых метановый с содержанием азота до 21 %.
Вязкость подземных вод зависит, в основном, от температуры и на глубине 680 м составляет порядка 1•10 -3 Па•с.
Запасы VII и VII а горизонтов были утверждены ГКЗ в 1970 г. (VII горизонт - 1647 млн. м 3 и VII а горизонт - 1023 млн. м 3 категории С 1 ) и с тех пор не пересматривались. Позднее пробуренные скважины, сконцентрированные на небольшом участке северо-западной части залежей, не внесли сколько-нибудь заметных корректив в основные параметры залежей. Запасы сопутствующих компонентов не подсчитывались и не утверждались.
2 . Состояние разработки месторождения
В газоносной части Шхунного месторождения (III и IV блоки VII и VII а горизонтов) пробурено 7 разведочных скважин (№№ 5, 8, 10, 11, 15, 16, 26) (таблица 2.1) и в водяной части три скважины (№№ 2, 6, 14). Скважина № 6 ликвидирована без спуска колонны. Скважина № 2, находящаяся в обособленном блоке, для использования в процессе эксплуатации непригодна. Скважина № 14 вскрыла все газоносные залежи в водной их части.
Таблица 2.1 - Действующий фонд скважин
По состоянию разработки на 1.01.98 г. для залежей VII и VII а горизонтов, содержащих промышленные запасы газа, эксплуатационный фонд составляет 7 скважин (№№ 5, 8, 10, 11, 15, 16, 75). Скважина № 26 переведена в консервацию из-за парафинизации фонтанных труб.
Скважины эксплуатируются по 2,5 и 2 дюймовым насосно-компрессорным трубам и работают без признаков обводнения.
VII горизонт вскрыт перфорацией раздельно в скважинах №№ 11 и 15. В скважинах №№ 5, 8, 10, 16, 75 залежи газа VII и VII а горизонтов вскрыты перфорацией совместно.
2.2 Характеристика технологических показателей разработки
На 1.01.1999 г. в разработке находились залежи VII+VII a горизонтов в III и IV блоках.
Добыча газа в период 1993-1998 гг. изменялась в пределах 59-221 млн. м 3 . Максимальный темп отбора таза был достигнут в 1994 г. в объеме 221 млн. м 3 , затем месторождение вступает в период падающей добычи. Добыча газа занижается искусственно по причине низких устьевых давлений и отсутствия шлейфа низкого давления (менее 4,5 МПа). Снижение дебитов скважин в летние месяцы связаны с отсутствием потребителя. Среднесуточный дебит снизился со 115 до 44 тыс. м 3 /сут.
За время разработки из месторождения отобрано 718,4 млн. м 3 , что составляет 26,9 % от начальных запасов газа, утвержденных ГКЗ.
Разработка залежей VII+VII а пластов в III блоке, началась в марте 1993 г. скважиной № 5. В настоящее время залежь дренируется четырьмя скважинами. В скважинах №№ 5, 10, 75 залежи газа VII и VII a пластов вскрыты перфорацией совместно, в скважине № 11 только залежь VII пласта.
Разработка VII+VII a горизонтов в IV блоке началась в марте 1993 года скважиной № 8 и продолжается до настоящего времени. Залежь дренируется тремя скважинами. В скважинах №№ 8, 16 залежи газа VII и VII а , пластов вскрыты перфорацией совместно, в скважине № 15 - только залежь VII пласта.
Пластовое давление снизилось с 7,68 МПа до 5,86 МПа, потери давления составляют 1,82 МПа (23,7 % от начального).
Первые признаки появления пластовых вод в эксплуатационных скважинах были зафиксированы в конце 1996 г. в скважине № 16.
Учитывая, что скважина находится на удалении всего 100 м (VII a горизонт) от начального контура газоносности, а расстояние от нижних дыр перфорации (VII a горизонт) до начального положения контакта “газ-вода” составляет 4,2 м, а также то, что район расположения скважины в VII a горизонте характеризуется высокими значениями проницаемости (0,968 мкм 2 ) и удельный рабочий дебит (5 тыс. м 3 /(сут.•м)) превышал предельный безводный дебит, установленный расчетным путем и равный 4 тыс. м 3 /(сут.•м), можно предположить, что был подтянут конус воды и произошел прорыв её в скважину.
В массивных залежах с подошвенной водой, обводнение скважин может произойти преждевременно из-за образования конуса воды. За счет перепада давления зеркало подошвенной воды вблизи скважины начинает подниматься, образуя водяной конус. При прорыве подошвенной воды в скважину обводнение её прогрессирует довольно быстро, поэтому полное обводнение продукции скважины может наступить задолго до выработки основных запасов газа.
Технологические показатели разработки приведены на рисунке 2.1.
Рисунок 2.1 - Фактические технологические показатели разработки месторождения Шхунное за 1993 - 1998 гг.
2.3 Результаты газодинамических исследований
Общие гидрогеологические условия месторождения характеризуются близостью областей питания (Гыргыланьинская гряда) и разгрузки (залив Байкал), движением подземных вод в северо-северо-западном направлении со средним напорным градиентом 1-2,4 м/км, хорошими фильтрационными свойствами пород, обуславливающими значительный инфильтрационный водообмен, повышенным значением относительного напора подземных вод, возможным ощутимым влиянием водонапорного режима.
Однако залежи VII и VII a горизонтов находятся в зоне затрудненного водообмена. Относительный напор подземных вод VII и VII a горизонтов в III и IV блоках составляет 29-30 м абс, что меньше, чем в ниже и вышезалегающих толщах (соответственно 47 и 40 м абс) и говорит об изолированности горизонтов и можно предположить, что разработка залежей VII и VII a горизонтов будет происходить в условиях смешанного режима (газоводонапорного).
В период разведки 1964-1966 гг. на месторождении проведены исследования скважин методом установившихся отборов c целью определения пластовых давлений и температуры, проницаемости и продуктивности скважин, допустимых рабочих дебитов.
Опробование газовых VII и VII а горизонтов производились раздельно, и только в скважинах № 10, 16 после исследования VII а горизонта был дострелян VII горизонт и проведено их совместное исследование.
Скважины отрабатывались на 7-17 режимах (5 мм - 27 мм), дебиты при этом изменялись от 30 тыс. м 3 /сут. до 560 тыс. м 3 /сут. при депрессии 0,1-1,3 МПа.
Пластовые давления определялись путем замера глубинными манометрами и рассчитывались по барометрической формуле.
По полученным данным, начальное пластовое давление равно условному гидростатическому и изменяется по блокам и горизонтам в зависимости от глубины залегания.
Замеры пластовой температуры выполнены в семи скважинах. Геотермическая ступень составляет 34 м/градус.
Устьевые температуры определены для рабочих режимов в процессе исследования и приведены в таблице 2.2.
В результате обработки данных по исследованию на режимах стационарной фильтрации определены коэффициенты фильтрационного сопротивления, проницаемости и пьезопроводности (таблица 2.2).
Для коллекторов продуктивных горизонтов VII и VII a в газонасыщенной части характерна высокая проницаемость, особенно в коллекторах VII a горизонта.
За период разработки месторождения 1993-1995 гг. по скважинам выполнен комплекс газодинамических исследований, направленный на уточнение коэффициентов фильтрационных сопротивлений и допустимых дебитов (таблица 2.2).
Нужно отметить, что за период эксплуатации газовых залежей по скважинам выполнен недостаточный комплекс газодинамических исследований.
Периодичность исследований на продуктивность установлена не реже 1 раза в год по каждой действующей скважине, однако, анализ данных, приведенных в таблице 2.2, свидетельствует о том, что периодичность исследований на продуктивность, в основном, составляла 1 раз в 2 - 3 года.
Из семи скважин действующего фонда определение продуктивной характеристики выполнено только в четырех скважинах.
Закономерности изменения фильтрационных коэффициентов устанавливались по скважинам, исследованным более одного раза.
Таблица 2.2 - Результаты исследования скважин
Так, по скважине № 15, при первоначальных исследованиях, выполненных сразу после бурения скважины, получены самые низкие коэффициенты (А=0,001 МПа 2 /(тыс. м 3 /сут.), В=0,00001 МПа 2 /(тыс. м 3 /сут.) 2 ). Исследования, проведенные после задавки скважины глинистым раствором (скважина находилась в консервации), показали, что фильтрационное сопротивление притоку газа возросло и составило А=0,0021 МПа 2 /(тыс. м 3 /сут.), В=0,00025 МПа 2 /(тыс. м 3 /сут.) 2 . В процессе же эксплуатации скважины происходила очистка призабойной зоны, вследствие которой уменьшалось фильтрационное сопротивление и коэффициент А почти достиг своей первоначальной величины 0,0014 МПа 2 /(тыс. м 3 /сут.) (В=0,00013 МПа 2 /(тыс. м 3 /сут.) 2 ).
В скважине № 16, величина коэффициента А в процессе разработки постоянно увеличивается: 0,0005, 0,002, 0,0024. Увеличение коэффициента А связано с ухудшением фильтрационных параметров призабойной зоны за счет поступления пластовой воды и уменьшения пластового давления.
Коэффициент проницаемости, определенный по результатам промысловых исследований в скважине № 5, вскрывшей совместно коллекторы VII и VII а горизонтов, значительно ниже коэффициентов проницаемости скважине № 5, вскрывшей в отдельности коллекторы VII и VII а горизонтов в период разведки. Все это указывает на то, что продуктивная характеристика в районе скважины значительно ухудшилась в результате загрязнения призабойной зоны.
2.4 Оценка запасов газа по методу падения пластового давления
В основе метода определения запасов газа по данным о количестве отобранного газа и изменения во времени среднего пластового давления лежит уравнение материального баланса для газовой залежи:
где p н - начальное пластовое давление;
Q доб ( t ) - суммарное добытое количество газа ко времени t , приведенное к атмосферному давлению p ат и стандартной температуре Т ст ;
- газонасыщенный объем порового пространства залежи;
z н и - соответственно коэффициенты сверхсжимаемости газа при пластовой температуре Т пл и давлениях p н и .
Из данного уравнения следует, что для газового режима характерна прямолинейность зависимости .
Определив по промысловым данным средние пластовые давления и соответствующие добытые количества газа на различные моменты времени, построим график зависимости приведенного пластового давления в функции суммарного отбора газа (рисунок 2.2).
На рисунок 2.2 пунктиром обозначена линия газового режима для запасов, определенных объемным методом. Сплошной же линией интерполированы промысловые замеры.
Рисунок 2.2 - Определение запасов по методу падения пластового давления
Газовая залежь, работающая при газовом режиме, характеризуется тем, что отношение суммарного количества газа, добытого за определенный промежуток времени к падению средневзвешенного приведенного давления в залежи за тот же промежуток времени есть величина постоянная. Для данной зависимости эта величина постоянна и равна 520 млн. м 3 /МПа.
Как видно, по промысловым данным можно уточнить начальные запасы газа, экстраполировав линию газового режима до оси Q доб . Уточненные запасы оцениваются в 2788 млн. м 3 .
Говорить о внедрении краевых или подошвенных вод с уверенностью невозможно, так как к настоящему времени ни одна скважина не обводнилась (за исключением скважины № 16, в продукции которой появилась вода), хотя по некоторым скважинам (№ 15) нижние перфорационные отверстия находятся на абсолютной отметке ГВК (минус 727 м) и, к тому же, никаких специальных исследований (применение радиоактивного метода каротажа, замера избыточного давления в водяных скважинах (№ 14), подтверждающих перемещение ГВК не проводилось.
3 . Применение численных методов в теории разработки газовых месторождений
3.1 Аппроксимация дифференциального уравнения конечно-разностным аналогом
В теории фильтрации решение краевой задачи обычно сводится к интегрированию дифференциального уравнения в частных производных при тех или иных начальном и граничном условиях. При численном интегрировании исходное дифференциальное уравнение аппроксимируется (заменяется) системой конечно-разностных уравнений. При этом производные от искомой функции по времени и пространственным координатам заменяются разностями значений функции в соседних узловых точках. Это - один из главных моментов в численных алгоритмах решения краевых задач.
Известно, что любую функцию Р = Р(х), непрерывную и имеющую все необходимые производные при х = а, можно разложить в ряд Тейлора:
Здесь Р( a ) - значение функции в точке x = а ; Р(х) - значение функции в близрасположенной ( к точке х = а ) точке х; Р'(а) , Р"(а) ,... - значения первой, второй и т.д. производных по х в точке x = а .
Если для рассматриваемой функции Р = Р(х) в точке х = а известны ее значение Р( a ) , величины первой, второй и т.д. производных, то ряд Тейлора позволяет найти значение функции Р(х) в близлежащей точке х.
Предположим теперь, что на оси ОХ имеется некоторый отрезок МN, который разбит на п равных частей так, как указано на рисунке 3.1. Тогда расстояние (шаг) между двумя точками равен h = ( N -М)/n .
Рисунок 3.1 - Схема разбиения отрезка MN на n равных элементарных отрезков
Выберем произвольные точки i -1, i и i +1 на отрезке МN. При помощи ряда Тейлора (3.1) запишем значения функции в точках i -1 и i +1 через значения функции и ее производных в i -й точке. Для точки i -1 величина (х-а) =- h , а для точки i +1 она равна h . Следовательно,
Здесь Р i , Р i -1 , P i + 1 соответственно значения функции в i -й, ( i -1)-й, ( i +1)-й точках; Р' i , Р" i , ... - соответственно значения первой, второй и других производных по х в i - й точке.
Из выражений (3.2) и (3.3) легко получить значения первой производной в точке i :
Здесь R 1 ( h ) и R 2 ( h ) - суммы остаточных членов, причем первый из отбрасываемых членов имеет порядок малости h (пропорционален шагу h ).
Таким образом, формула (3.4) без R 1 ( h ) дает значение первой производной для конца ин
Прогнозирование показателей разработки месторождения дипломная работа. Геология, гидрология и геодезия.
Сочинение Рассуждение На Цитату Бердяева Государство Существует
Сочинение Эссе Темная Аллея
Что Такое Ультрамарафон Какая Его Дистанция Реферат
Реферат На Тему Профилактика Кишечных Инфекций
Смысл Драмы Гроза Сочинение
План Написания Сочинения По Цитате
Курсовая работа по теме Заработная плата в системе стимулирования труда персонала предприятия
Курсовая работа по теме Организация продажи товаров для детей в магазине 'АБВ' №3
Сочинение Фамусовская
Рецензия Тарас Бульба Сочинение
Право Древней Греции Реферат
Курсовая работа по теме Оборудование солнечной энергетики
Курсовая работа по теме Анализ финансово-хозяйственной деятельности предприятия на примере ООО "Кировсклес"
Отчет Учебной Практики Воспитателя
Кровотечение Неотложная Помощь Реферат
Принцип построения и опыт практической реализации экологических информационных систем
Годовая Контрольная Работа По Древнему Миру
Курсовая работа: Электрофизические методы обработки материалов
Курсовая работа: Методика подбора репертуара для самодеятельных коллективов. Скачать бесплатно и без регистрации
Хронобиология И Спорт Реферат
The skeleton - Биология и естествознание презентация
Чрезвычайные ситуации природного характера - Безопасность жизнедеятельности и охрана труда реферат
Види, форми та методи внутрішнього банківського контролю - Бухгалтерский учет и аудит реферат