Геология \ Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Оптимизация темпов разработки газовых месторождений с учетом ресурсосбережения: Производственно-практическое издание, страница 89

 

1-2,4

Ъ.\рп+\ -чг*ч

<37)


уравнение связи А*!1 + А"!1 - #.,•  р™. - р™. + / A"TV2 + /А^./г.    (38)

Г1/Bi/               if     *Bi/        КГ//        7B  BJ/                           'Г  Tl]

Формулы расчета аналогичны этапу 1.

Адаптация математической модели газоносного и водоносно­го пластов осуществляется следующим образом.

Корректировка параметров проводится одновременно в три этапа:

а) общая подправка пористости по всей газовой залежи по формуле:

ГП* - т[(ри - />рас)/(/>н - РФ«)Р1 +(/ " рд] ,                                                                                                                            (39)

где /и*, т - соответственно уточненная и уточняемая порис­тости; рн, Ррас Рфж - начальные, расчетные и фактические давления; pi - весовой множитель, pi - 0-1.

Аналогично подправляется проницаемость водоносной части залежи:


Кв


 (40)


где Кв, Кв - соответственно уточненная и уточняемая прони­цаемость водоносной части залежи; рг - весовой множитель,  0-1;

б)    корректировка пористости и проницаемости эксплуата­
ционных зон, все входящие параметры являются усредненными
для соответствующих зон;

в)    корректировка пористости и проницаемости по узлам
разностной сетки, аппроксимирующей залежь. Формулы уточне­
ния следующие:


 (р

ф/


 (41)



к


 -P2ip>


(42)


141


К,»» К. [/ + (р..  - р  )/п I:                                                                                                                            (AVt

IB         ib                      <Jw         ip     cp                                      \~*f/

где pep - среднее давление по залежи; i - номер узла сетки.

Корректировка параметров проводится после просчета ис­тории разработки. Корректируемые параметры записываются на диск, уточнение производится до сведения к минимально воз­можному значению функционала:

(44)

Адаптация модели представляет собой многократное повто­рение (шаги) расчета истории разработки: сравнение на каж­дом шагу полученных на конец расчета значений пластовых давлений и подъема ГВК с соответствующими фактическими зна­чениями по результатам замеров, корректировка и переход на следующий шаг. Результаты заносятся в базу данных.

Глава 5

ИСПОЛЬЗОВАНИЕ МАТЕМАТИЧЕСКИХ МОДЕЛЕЙ ДЛЯ ПРИНЯТИЯ РЕШЕНИЙ ПО РАЗРАБОТКЕ ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ (НА ПРИМЕРЕ МЕСТОРОЖДЕНИЙ СЕВЕРА ТЮМЕНСКОЙ ОБЛАСТИ)

АНАЛИЗ СОСТОЯНИЯ РАЗРАБОТКИ

Собственно Уренгойская площадь сеноманской залежи Урен­гойского месторождения находится в эксплуатации с апреля 1978 г. Отобрано 1532,5 млрд. м3, что составляет 35,4% от начальных утвержденных запасов. В 1985 г. введена в раз­работку Ен-Яхинская площадь, из которой отобрано 109,9 млрд. м3. На месторождении работает 15 установок комплекс­ной подготовки газа, из них 11 на собственно Уренгойской площади. Неодновременный ввод в работу отдельных участков месторождения обусловил различный уровень пластовых дав­лений. Из профиля снижения пластового давления вдоль боль­шой оси Уренгойской площади (рис. 5) видно, что депрес-сионная воронка сформировалась в районе УКПГ-3-5 с мини­мальным пластовым давлением 7,93 МПа в районе скважин УКПГ-3,4. Максимальное пластовое давление 11,45 МПа сохра­няется в зоне Северо-Уренгойского месторождения. На собст­венно Уренгойской площади 98% всего фонда скважин оснащены 168-миллиметровыми эксплуатационными колоннами. Данное об­стоятельство в целом благоприятно отразилось на продолжи­тельности срока бескомпрессорной эксплуатации при форсиро-

142

§§ § §     Й Номе/в кустов ЙЙЙ Й     Й   скважин


Рис. 5. Профиль снижения пластового давления вдоль большой оси Уренгойской площздн


Скачать файл