следует рассматривать залежь, как систему обладающую иерархией строения, т.е. как систему, состоящую из трех-четырех продуктивных пачек (объектов). При этом указанный комплекс сеточных областей (полей) строится для каждого объекта в отдельности. В результате учета взаимодействия между сеточными областями разных объектов при решении задач достигается возможность перехода от плоской (двухмерной) к объемной (трехмерной) модели.
Обычно при построении моделей площадей исходная информация выступает в виде карт промыслово-геологических параметров (рис. 5). При
|
|
карта к роьли
990
1010
1030
1050
10?D
1090
1110
1130
1150
ИГО
андчения и ъолиний
Рис. 5. Структурная карта кровли сеноманской залежи Ямбургского
месторождения реализации задач в АСУТП РМ все данные заносятся и хранятся в памяти ЭВМ в специализированной базе данных. Основные положения сеточного моделирования на примере сеноманской залежи Медвежьего месторождения описаны в работе ГЪ]. 28
Сеточная двухмерная модель сеноманской залежи принята в лромыш-ленную эксплуатацию в 1985 г. и функционирует в АСУТП РМ ПО Уренгой-газдобнча на ЭВМ EC-I045. За время ее эксплуатации уточнялись фильт-рационно-емкостные параметры залежи путем решения задачи идентификации и просчитывались варианты для составления обоснованных корректив к проекту разработки.
Программное обеспечение модели позволяет определять изменение газонасыщенного объема залежи за счет общего притока воды и дает детальную картину продвижения воды в сеноманскую залежь Уренгойского месторождения. Прогнозирование процесса падения давления и продвижения воды дает возможность решать основную задачу функционирования АСУТП РМ. -планирование эффективных управляющих воздействий исходя из условий выполнения плановых заданий. По итогам каждого прошедшего года на модели залежи с учетом реальных отборов газа проводятся расчеты и выдаются основные показатели разработки.
Интересны просчеты на модели вариантов разработки. Так, например, в 1985 г. из-за уменьшения дебитов скважин встал вопрос о дополнительном бурении некоторого числа скважин.
Рассмотрены следующие варианты.
Вариант I - разработка по проекту с запланированной добычей газа по годам и с расположением скважин на площади в соответствии с проектом.
Вариант П - добыча газа и расположение скважин на площади, как в варианте 1,плюс дополнительное бурение кустов скважин, расположение которых предложено Уренгойским филиалом Тюменниигипрогаза (130 скважин). Порядок ввода скважин в эксплуатацию следующий: 71 скважина на УКПГ-1 -УКПГ-7 в 1987 г. и 59 скважин на УКПГ-8 - УКПГ-10 в 1988 г. (всего 46 кустов по две-четыре скважины в кусте).
Вариант Ш - несколько измененный вариант П с переносом некоторого числа кустов скважин из периферийной части залежи в ее центральную часть.
Цель данных расчетов - нахождение наиболее оптимального варианта разработки. Расчеты проводились до определенного года. Варианты анализировались на заданный год по минимальному и максимальному значениям пластового давления в указанной зоне залежи и до перетокам газа, так как по средним показателям варианты почти не отличались.
Были получены следующие выводы:
результаты расчетов показывают, что из предложенных вариантов наилучшим является вариант П;
на участках расположения УКПГ-I и УКПГ-1АС к заданному году происходит истощение залежи, что указывает на неизбежность перенесения части добычи газа на периферийные области этих участков разработки;
29
дедрессионные воронки во всех залежах Уренгойской площади довольно глубокие, что свидетельствует о плохой их отработке и необходимости переноса части добычи газа из центральных областей залежи в периферийные;
дополнительное бурение скважин в районе УКПГ-9 и УКПГ-1О не дает ожидаемого эффекта;
вариант П приводит к улучшению показателей варианта разработки до проекту, но и он недостаточно эффективен.
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.
