Таким образом, использование предложенной модели на основе имеющейся текущей информации результатов геофизических, геохимических исследований и обработки кернов в разведочных, наблюдательных, и эксплуатационных скважинах позволяет надежно и эффективно производить подсчет запасов отдельных зон газовых залежей. Учитывая разновременность ввода в разработку отдельных участков северных месторождений, которые имеют различную информативность по геологическому строению, продуктивности и распределению запасов, важность рассмотренной модели по подсчету запасов не вызывает сомнений, так как позволяет оперативно корректировать проектные данные по разработке газовых месторождений.
РЕГУЛИРОВАНИЕ ПРОЦЕССОМ РАЗРАБОТКИ
Проектирование разработки месторождений обычно начинается при получении данных опытно-промышленной эксплуатации (ОПЭ). Этот подход прошел апробацию на многих месторождениях страны, позволив сократить срок выхода промысла на расчетную мощность. Однако до сих пор практика исходила из освоения относительно небольших месторождений, самые крупные из которых (Газлинское и Шебелинское) значительно уступали уникальным ресурсам Западной Сибири. Особенностью освоения последних являются не только возросшие запасы газа, исчисляемые несколькими триллионами, но и значительно большей площадью их пространственного строения. Например, месторождение Медвежье имеет длину 120 км, ширину 25 км, Уренгойское - 180х (25+50) км, Ямбургское - 175x50 км. Залежи простираются с юга на север. В этом же порядке осуществлялось и их освоение.
Поэтому какими бы точными не были данные ОПЭ, полученные с ограниченной части залежи, невозможно составить оптимальный проект разработки всего месторождения за весь
161
срок эксплуатации, не прибегая к внесению корректив по уточненной исходной информации. Этим и вызвана необходимость регулирования процессом разработки.
Уменьшение потерь газа, особенно по крупнейшим месторождениям страны, учитывая масштаб запасов и отборов по ним, имеет огромное значение. В этой связи регулирование перераспределения отборов газа из зон с целью сокращения его потерь и пластовой энергии является важнейшей составной частью рациональной разработки месторождений.
Созданная и апробированная на сеноманской залежи Уренгойского месторождения геолого-газогидродинамическая модель позволила провести многовариантные прогнозные расчеты по различным критериям оптимальности. Ниже приводятся два варианта расчетов на период постоянной добычи: первый - базовый (с проектным уровнем добычи и распределением отборов по объектам) и второй - улучшенный (с проектным уровнем добычи и оптимальным распределением отборов). Критерием оптимизации явилась минимизация потерь на межзонные перетоки пластового газа при соблюдении проектных ограничений (предельно допустимой депрессии, возможностей технологического оборудования, безгидратного режима работы и т.д.) [55].
На рис. 12 показана динамика суммарных межзонных перетоков газа £>пер для рассматриваемых вариантов (соответственно Q\ и Qz). Установлено значительное снижение перетоков по второму варианту Qi в сравнении с первым ф к концу периода постоянной добычи (27,2 и 44 млрд. м3 соответственно) .
На рис. 13 приведены профили пластовых давлений рпя и подъема газоводяного контакта #„ по первому варианту (р\ и Н\) и второму (р2 и Hi) через выделенные зоны УКПГ. Снижение межзонных перетоков приводит к уменьшению депрес-сионной воронки на 1-2 МПа и максимальному подъему ГВК на 4 м. Сравнительно небольшое уменьшение подъема ГВК по сравнению с изменением давления объясняется повышенной инерционностью движения жидкой фазы по сравнению с газообразной.
Анализ рузультатов расчета показывает, что без снижения надежности эксплуатации залежи второй вариант по сравнению с первым позволяет за период постоянной добычи уменьшить общий объем энергетических потерь на межзонные перетоки газа на 4-1016 Дж. Это эквивалентно энергии, выделяемой при сжигании 1,2 млрд. м3 газа.
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.