Гидродинамическая связь газовой залежи с подстилающей водоносной частью бассейна характеризуется вертикальными проницаемостями для зон газовой залежи К...
Физический смысл проницаемости К.. - среднее значение
фазовой проницаемости вдоль вертикальной оси в районе продвижения ГВК для блока (i, f) газовой залежи и соответствующего ей блока (i, /) подстилающей части упруговодона-порного бассейна.
Каждый блок характеризуется поровым объемом aMH..S,
|
и пластовой температурой Т.* |
|
.. |
где S = dxdy (площадь блока), пластовым давлением флюида
р
В процессе решения описанной сеточной модели ставится задача получения основных параметров газовой залежи и водоносного бассейна: значений начальных запасов газовой залежи, распределения пластового давления в газовой и водоносной частях пласта, объемов внедрившейся воды, величин внутрипластовых перетоков флюидов и др.
Значения рассчитываемых величин (с шагом, принятым в расчете) непосредственно зависят от задаваемых исходных параметров, характеризующих газовую залежь и бассейн, т.е. от геометрии залежи бассейна и проводимостей между блоками модели (горизонтальных и вертикальных).
Уточнение этих параметров модели (адаптации модели) проводится в несколько этапов, т.е. до тех пор, пока модель не будет воспроизводить заданные значения промысловой информации с приемлемой точностью.
Процесс фильтрации газа и пластовой воды описывается системой дифференциальных уравнений:
1) для газовой залежи
|
г г |
а Г Л и Г К-Л- dp*
х
0,5
_d_ d
К Л г
JUl(pr)Z(pr)
(28)
2) для водонапорного бассейна
- Vm
J-
d
К Л в в
dP
_d_ d
к h
в в
dp.
(29)
134
и уравнениями связи между газонасыщенной и водонасыщенной частями:
Лг + Ав = Я; рв - рг + гвЛв/2 + УгАг/2, (30)
где рГ) Рв - пластовое давление соответственно газовой и водяной частей залежи; Аг, Лв - мощность соответственно газовой залежи и подошвенной воды; Кг, Кв - фазовые проницаемости соответственно газа и воды; т - открытая пористость; Ло - коэффициент остаточной газонасыщенности; jir, Mb - вязкость соответственно газа и воды; Zip*), bB - коэффициент сжимаемости соответственно газа и воды; Qr - отбор газа; уг, Ув - плотность соответственно газа и воды; с -коэффициент, зависящий от реальных свойств пласта.
Важным преимуществом рассматриваемой модели пласта является учет наибольшего числа факторов, отражающих его состояние и поведение. С этой целью при моделировании используются общая разностная сетка, аппроксимирующая единую газогидродинамическую систему; а также граничные условия, которые соответствуют реальному расположению зон питания и разгрузки [38].
С помощью метода конечных разностей уравнения (28), (29) заменяются системой разностных уравнений в соответствии с количеством покрывающих пласт узлов. Начальными условиями полученной системы разностных уравнений являются равенство пластового давления его начальному значению, как для газовой залежи, так и для водоносного бассейна, краевыми -отсутствие перетоков через кровлю и подошву в системе газ -вода. Величина водонапорного бассейна принята из условия обеспечения постоянства градиента давления в зоне питания и сброса, и отсутствие перетока в остальных зонах. Шаг по времени задается равным одному месяцу (кварталу) [38].
ЭКОНОМИЧЕСКАЯ МОДЕЛЬ
Оптимизация системы разработки месторождений Западной Сибири предполагает соизмерение значительного количества вариантов для получения на основе разработанной модели и интегрального критерия однозначного экстремального решения.
Для практического применения интегрального критерия на ЭВМ разработана специальная программа ТЕН-ЕКО, в которой предусмотрен входной набор данных EKON DAT, содержащий различные нормативные экономические показатели, снабженные поясняющими надписями (табл. 7).
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.