Кплф Нэф И Кпр Н»фф
Следует отметить, что значение удельной газонасыщенной емкости и проводимости (Kn.*t> H и Кпр Н) имеет принципиальную важность, например, при решении задач дифференцированного распределения запасов газа по качеству коллектора, оценки отработки залежи по площади и разрезу, расчета и распределения воды при обводнении залежи.
6. Параметр Н [д] -
энтропия отборов жидкости или газа -
учитывает неоднородность пласта по трем
параметрам: прони
цаемость Кпр, эффективная
газонасыщенная толщина А. и рас
члененность. Этот параметр предложен
Л.Ф. Дементьевым и
другими (1974 г.), И.П. Чоловским (1977 г.).
Установлена обратная зависимость между этим показателем и дебитами нефтяных сквжин. Может применяться при оценке продуктивности газовой скважины.
Расчет производится по следующей формуле
130
к л. к . л.
H[q] ш -Z -f2—■-- In л"р' '--- .----------------------- (27)
2 К .Л. Z К . А.
. npt i npt i
Для других уровней параметры рассчитываются на основании усреднения параметров пород-коллекторов. Конечным этапом создания геологической модели является построение массивов параметров на всей площади для пропластков, пластов и всей залежи. Параметры в скважинах разносятся по всей площади методом кубической сплайновой интерполяции. Вся информация геологической модели хранится в базе данных геолого-газодинамической модели.
ГАЗОДИНАМИЧЕСКАЯ МОДЕЛЬ
Разработка сеноманских залежей месторождений - гигантов Севера Тюменской области по природным и экономическим условиям не может осуществляться одновременно по всей площади и разрезу равномерной сеткой скважин. Учитывая большие размеры месторождения, освоение залежей проводится во времени поэтапно путем приобщения к разработке новых площадей.
Такой порядок ввода в разработку месторождений вызвал целый ряд проблемных вопросов, связанных с подсчетом запасов по падению давления в отдельных зонах и по всей залежи; определением характера перетока газа между зонами, их количественной оценки; регулированием разработки залежи по площади; выявлением характера взаимодействия водоносного бассейна и разрабатываемой залежи, закономерности продвижения подошвенных и законтурных вод, а также решением перспективных вопросов разработки залежи в таких условиях.
Применение математического сеточного моделирования дает возможность совместно решать основные текущие и перспективные задачи разработки газовой залежи в условиях упруго-водонапорного режима.
Данная методика позволяет определять начальные запасы газа, как в целом по залежи, так и по отдельным промысловым зонам месторождения. С помощью предложенного метода можно регулировать темп падения давления и темп обводнения путем перераспределения добычи газа по площади залежи.
При форсированной разработке темп вторжения воды в залежь увеличивается, приводя к преждевременному обводнению.
Сеточная модель дает надежные результаты по определению показателей разработки на перспективу в условиях интенсивного внедрения воды в залежь, что особенно важно на крупных месторождениях, так как дает возможность точно определить сроки ввода ДКС, объем дополнительного бурения и своевре-
ш
менно принять меры для предотвращения преждевременного обводнения скважин.
Сеточная модель позволяет охватить и учесть все факторы, влияющие на разработку, и является ключом решения проблемы оптимизации, регулирования и управления разработкой месторождения.
Задача решается в двух режимах, что задается в диалоге при работе с компьютером: в режиме адаптации и режиме прогноза.
Расчет в режиме адаптации (уточнение параметров модели) производится в несколько этапов, пока модель не будет воспроизводить изменения параметров пласта в соответствии с историей разработки с приемлемой точностью.
Расчет в режиме прогноза позволяет вычислять значения прогнозных показателей на любой срок разработки месторождения.
В результате решения задачи рассчитываются следующие параметры разработки:
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.