Оптимизация темпов разработки газовых месторождений с учетом ресурсосбережения: Производственно-практическое издание, страница 85

1)  начальные запасы газа по залежи и отдельным промыс­
ловым зонам;

2)  уточненные карты фильтрационно-емкостных характеристик
сеноманского пласта;

3)  распределение пластовых давлений по всей площади и
отдельным зонам залежи, как по годам истории разработки,
так и по годам прогнозного периода разработки;

4)  объемы внедрения пластовой воды и высоту подъема ГВК
по залежи в целом и отдельным зонам по годам истории и

прогноза разработки;

5)  средние устьевые давления в  зонах залежи по годам
разработки;

6)  пластовые давления и величины подъема ГВК в районах
отдельных (или всех) эксплуатационных кустов.

Задача решается совместно с геологическим отделом произ­водственных объединений (в режиме адаптаци 1 раз в год, в прогнозном режиме 4 раза в год или по мере необходи­мости) .

Рассчитанные показатели используются для анализа процесса разработки и выработки управляющих воздействий.

Обводнение сеноманской залежи моделируется как смешанный режим с изменяющимся по стадиям разработки соотношением жесткого водонапорного и упруговодонапорного. Такой харак­тер взаимодействия газовой залежи и водонапорного бассейна требует учета влияния на обводнение залежи всей площади артезианского бассейна, которая находится в гидродинами­ческой и гидравлической взаимосвязи.

На северных месторождениях размеры водоносного бассейна значительно превышают размеры газовой залежи, т.е. размер области  бассейна  заведомо  превосходит  область  возмущения

132

(газовой залежи),  что позволяет считать граничные  условия постоянными во времени:

постоянство притока пластовой воды в зоне питания;

постоянство оттока воды в зоне разгрузки;

отсутствие или постоянство перетока воды в других гра­ничных областях.

В горизонтальном плане размеры сеноманского артезианско­го водонапорного бассейна Ямбургского месторождения со­ставляют порядка 600x450 км, по вертикале достигают 200 м. Сеноманский бассейн ограничен покрышкой туронских глин -естественной газоводонепроницаемой кровлей.

Приведенные условия взаимного расположения газовой за­лежи и окружающего водоносного бассейна гарантируют макси­мальный охват факторов, влияющих на процессы, протекающие в залежи и в бассейне. При этом достигается определенность и однозначность решения задачи совместной фильтрации газ-вода в пласте как задачи математической физики.

Детальный анализ фактического материала дает возможность определить геометрические характеристики модели бассейна. Здесь применен принцип сеточной аппроксимации области во­донапорного бассейна, включающего газовую залежь.

Весь водоносный сеноманский бассейн в плане разбит на блоки, которые примерно равны по площади всей газовой зале­жи (размеры блоков порядка 150x50 км).

Газовая залежь разбивается на блоки размером 2x2 км, причем размер блоков с одной стороны гарантирует включение в каждый из них не более одного эксплуатационного куста, с другой - обеспечивает раздробление прямоугольной области газовой залежи на 2000-5000 блоков. Такой размер массивов при моделировании на ПЭВМ процесса разработки залежи поз­воляет достаточно оперативно проводить адаптационные и прогнозные расчеты.

Приведенная схема аппроксимации водоносного бассейна и газовой залежи обеспечивает достаточную точность решения задачи и учет всей имеющейся геолого-промысловой инфор­мации.

Все блоки гидродинамически связаны между собой. Связь осуществляется по площади через условную вертикальную пло­щадку, разделяющую блоки, а также через условную горизон­тальную площадку, разделяющую блоки газовой залежи и под­стилающего водонапорного бассейна.

Гидродинамическая связь характеризуется проницаемостями вдоль₄ отрезков, соединяющих центры соседних блоков г К

проводимости по оси jc (с севера на юг); К  - проводимость по оси у (с востока на запад). Это связи К ., К +, К .,  К +.

х       х       у        у

Они вводятся как в водоносной части (для блоков всей об­ласти), так и в газоносной части области.

133