Оптимизация темпов разработки газовых месторождений с учетом ресурсосбережения: Производственно-практическое издание, страница 99

Таким образом, использование предложенной модели на ос­нове имеющейся текущей информации результатов геофизиче­ских, геохимических исследований и обработки кернов в раз­ведочных, наблюдательных, и эксплуатационных скважинах поз­воляет надежно и эффективно производить подсчет запасов отдельных зон газовых залежей. Учитывая разновременность ввода в разработку отдельных участков северных месторож­дений, которые имеют различную информативность по геологи­ческому строению, продуктивности и распределению запасов, важность рассмотренной модели по подсчету запасов не вызы­вает сомнений, так как позволяет оперативно корректировать проектные данные по разработке газовых месторождений.

РЕГУЛИРОВАНИЕ ПРОЦЕССОМ РАЗРАБОТКИ

Проектирование разработки месторождений обычно начинает­ся при получении данных опытно-промышленной эксплуатации (ОПЭ). Этот подход прошел апробацию на многих месторожде­ниях страны, позволив сократить срок выхода промысла на расчетную мощность. Однако до сих пор практика исходила из освоения относительно небольших месторождений, самые крупные из которых (Газлинское и Шебелинское) значительно уступали уникальным ресурсам Западной Сибири. Особенностью освоения последних являются не только возросшие запасы га­за, исчисляемые несколькими триллионами, но и значительно большей площадью их пространственного строения. Например, месторождение Медвежье имеет длину 120 км, ширину 25 км, Уренгойское - 180х (25+50) км, Ямбургское - 175x50 км. Залежи простираются с юга на север. В этом же порядке осуществля­лось и их освоение.

Поэтому какими бы точными не были данные ОПЭ, получен­ные с ограниченной части залежи, невозможно составить оп­тимальный  проект  разработки   всего   месторождения   за   весь

161


срок эксплуатации, не прибегая к внесению корректив по уточненной исходной информации. Этим и вызвана необходи­мость регулирования процессом разработки.

Уменьшение потерь газа, особенно по крупнейшим место­рождениям страны, учитывая масштаб запасов и отборов по ним, имеет огромное значение. В этой связи регулирование перераспределения отборов газа из зон с целью сокращения его потерь и пластовой энергии является важнейшей составной частью рациональной разработки месторождений.

Созданная и апробированная на сеноманской залежи Урен­гойского месторождения геолого-газогидродинамическая модель позволила провести многовариантные прогнозные расчеты по различным критериям оптимальности. Ниже приводятся два ва­рианта расчетов на период постоянной добычи: первый - ба­зовый (с проектным уровнем добычи и распределением отборов по объектам) и второй - улучшенный (с проектным уровнем добычи и оптимальным распределением отборов). Критерием оптимизации явилась минимизация потерь на межзонные перетоки пластового газа при соблюдении проектных ограничений (пре­дельно допустимой депрессии, возможностей технологического оборудования, безгидратного режима работы и т.д.) [55].

На рис. 12 показана динамика суммарных межзонных пере­токов газа £>пер для рассматриваемых вариантов (соответ­ственно Q\ и Qz). Установлено значительное снижение пере­токов по второму варианту Qi в сравнении с первым ф к кон­цу периода постоянной добычи (27,2 и 44 млрд. м3 соответ­ственно) .

На рис. 13 приведены профили пластовых давлений рпя и подъема газоводяного контакта #„ по первому варианту (р\ и Н\) и второму (р2 и Hi) через выделенные зоны УКПГ. Сни­жение межзонных перетоков приводит к уменьшению депрес-сионной воронки на 1-2 МПа и максимальному подъему ГВК на 4 м. Сравнительно небольшое уменьшение подъема ГВК по сравнению с изменением давления объясняется повышенной инерционностью движения жидкой фазы по сравнению с газо­образной.

Анализ рузультатов расчета показывает, что без снижения надежности эксплуатации залежи второй вариант по сравнению с первым позволяет за период постоянной добычи уменьшить общий объем энергетических потерь на межзонные перетоки га­за на 4-1016 Дж. Это эквивалентно энергии, выделяемой при сжигании 1,2 млрд. м3 газа.