В основу моделирования поддержания пластового давления (ППД) закачкой воды и (или) газа в разрабатываемые нефтяные пласты положены математическая модель и методика расчета, реализованная в виде комплекса программ "GOWARE" на алгоритмическом языке "ФОРТРАН" (стандартная версия), разработанных ВНИИнефтью, дополненных в части визуализации выходных параметров (карты равных значений текущих Платовых давлений и газо-, нефте-, водонасыщенностей, таблицы, графики) НТЦ ПО Уренгойгазпром.
Методика предназначена для расчета гидродинамических показателей разработки участка нефтяной или нефтегазовой залежи на основе модели двумерной площадной трехфазной фильтрации (нефти, газа, воды) в системе добывающих и нагнетательных скважин.
С помощью указанной методики решались следующие задачи:
1. Определение влияния анизотропии пород-коллекторов
по
проницаемости на коэффициент
нефтеотдачи.
Необходимость решения этой задачи основана на полученных ранее в НТЦ ПО Уренгойгазпром данных (лабораторных исследований керна и изучения характера формирования продуктивных отложений), свидетельствующих о наличии площадной анизотропии проницаемости.
2. Определение изменения коэффициента нефтеотдачи в
процессе
разработки для различных вариантов ППД
закачкой воды или газа
в нефтяных оторочках II участка и выбор рационального варианта
ППД.
Необходимость решения этой задачи очевидна, так как, с одной стороны, со снижением пластового давления уменьшаются производительность скважин и отбор нефти из оторочек, с другой - продолжающийся отбор газа из газоконденсатных частей пластов приведет к увеличению потерь нефти в результате расформирования нефтяных оторочек.
31
Запасы нефти нефтяных оторочек II участка сосредоточены преимущественно в пластах БУ-11-1-1 и БУ-11-1-2, из которых отобрано на конец 1993 г. свыше 95% от общей добычи нефти на участке. Нефтяные оторочки этих пластов, прилегающие к ним газонасыщенные части и водоносные области с контуром питания, отстоящим от ВНК на расстоянии 50 км, были разбиты на 1720 блоков. Размеры блоков в пределах расположения добывающих и нагнетательных скважин 125x125 м. Размер моделируемого участка 6250x54750 м. Северная и южная границы участка непроницаемые. На западной границе со стороны газовой шапки задавалось изменение пластового давления, определяемое темпом отбора газа из пластов БУ-10-11 III эксплуатационного объекта. На восточной границе со стороны водоносной области задавалось постоянное давление, равное начальному пластовому давлению 28,2 МПа.
Поля газо-, нефте-, водонасыщенных толщин пластов и по-ристостей рассчитывались по данным геофизических исследований всех скважин, расположенных на участке.
Геолого-физические характеристики нефти, газа и воды пластов БУ-11 и зависимости их от текущего пластового давления приняты равными их средним значениям и зависимостям, определенным Сиб-НИИНП.
Основные характеристики фильтрации нефти, газа и воды в пористых средах - зависимости фазовых проницаемостей от насыщенностей приняты согласно лабораторным исследованиям, проведенным в экспедиции Сибнефтегазгеофизика, г. Новосибирск, и ТюменНИИГипрогазе с поправкой на среднюю абсолютную проницаемость, которая для пластов БУ-11 принята равной 56 мД.
На каждый пласт были созданы две модели:
1. Изотропная по проницаемости модель со средней
абсолютной
проницаемостью 56 мД.
2. Анизотропная с
коэффициентом анизотропии, равным 3
(85 и 28 мД, соответственно, по оси У вдоль нефтяной оторочки
и оси X).
Обе модели были адаптированы по истории разработки по дебитам и средним пластовым давлениям начиная с 1987 по 1993г.
На изотропных и анизотропных моделях были проведены по четыре варианта расчетов, три варианта с моделированием ППД закачкой воды и газа и вариант без ППД.
32
Основные характеристики вариантов ППД определялись необходимостью компенсировать падение давления в нефтяных оторочках и их расформирование, обусловленные, в первую очередь, опережающей разработкой газоконденсатных частей пластов.
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.