4. КОМПЬЮТЕРНОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ.
4. 1. Результаты моделирования разработки семилукской залежи
Речицкого месторождения в программе ECLIPSE.
На основе созданной в программе “RM” трехслойной статической геологической модели семилукской залежи в течение 10.2001 г. – 01.2002 г. в программе “ECLIPSE” проводилась адаптация по истории разработки новой, уточненной версии динамической модели данной залежи. Исходя из порового нефтенасыщенного объема залежи, полученного в “RM”, и физико-химических параметров нефти, принятых в “ECLIPSE”, рассчитанные в “ECLIPSE” начальные балансовые запасы нефти составили 30642 тыс.т, что на 0,95% меньше числящихся на балансе.
На текущий момент работы над динамической моделью расхождение между расчетной и фактической накопленной добычей нефти по залежи в целом на различных отрезках истории изменяется в пределах от 0,1% до 7,3%. По состоянию на 01.01.2002 г. расчетная накопленная добыча нефти превышает фактическую на 509,7 тыс.т, что составляет всего 2,9%, при расхождении между расчетной и фактической накопленной добычей жидкости – 0,23%. Расчетные и фактические годовые отборы нефти и воды также имеют небольшое расхождение, как по отдельным скважинам, так и по залежи в целом.
На базе созданной модели в программе “ECLIPSE” были построены карты текущего распределения нефтенасыщенности по отдельным слоям залежи (рис. 4.1.10), а также рассчитаны начальные и остаточные балансовые запасы нефти по зонам залежи.
На залежи были выделены западная, центральная и восточная зоны, каждая из которых в свою очередь была разбита на приконтурную (“промытую”) и приразломную (“стягивающий ряд”) зоны. Был проведен баланс между начальными, остаточными запасами и суммарной добычей нефти по отдельным выделенным зонам залежи. При этом определены перетоки нефти между зонами (таблица 4.1.14).
Исходя из проведенного баланса из приконтурной (“промытой”) зоны в приразломную (“стягивающий ряд”) вытеснено всего 8,87 млн.т нефти, из них 1,19 млн. т в западную, 5,922 млн . т в центральную и 1,76 млн. т в восточную приразломные зоны залежи. В свою очередь из 5,922 млн. т нефти, вытесненных в центральную зону “стягивающего” ряда, 2,284 млн. т приходится на нефть, вытесненную из западной, 3,085 млн. т из центральной и 0,553 млн. т из восточной “промытых” зон.
Текущие результаты адаптации позволяют с достаточной точностью использовать данную версию динамической модели для моделирования различных вариантов дальнейшей разработки залежи. Было рассмотрено 12 вариантов разработки семилукской залежи на период 2002 – 2010 г.г., основные положения которых представлены в таблице 4.1.1. Результаты расчетов основных технологических показателей по каждому варианту представлены в таблицах 4.1.1 - 4.1.12. Сводная таблица основных показателей разработки по вариантам представлена в таблице 4.1.13.
Вариант 1 (базовый) является основой для сравнения последующих вариантов и определения эффекта от внедрения геолого-технических мероприятий. По данному варианту в программу вводилось условие сохранения в течение всего прогнозного периода постоянных отборов жидкости (м3/сут) на уровне планируемых норм на 2002 год и объемов закачки на уровне декабря 2001 года. Выбытие добывающих скважин из-за полного обводнения не задавалось.
По результатам расчетов базового варианта (таблицы 4.1.1 и 4.1.13, рис.4.1.1) за период 2002-2010 г.г. из залежи будет отобрано 727,1 тыс.т нефти; годовая добыча в 2010 г. составит 70,3 тыс.т при среднегодовой обводненности продукции 89,4%. При этом с обводненностью 95-99% будут работать две скважины (скв. 149, 270), c обводненностью более 99% две скважины: скв. 82 полностью обводнится к началу 2006 года, скважина 6 – к началу 2010 г.
Назначением двух последующих вариантов (2 и 3) является оценка потенциальных возможностей увеличения отборов по залежи.
Вариант 2.По данному варианту в программу вводилось условие сохранения годовых отборов нефти на уровне 100 тыс.т в течение всего прогнозного периода при сохранении объемов закачки на уровне базового варианта.
Результаты расчетов (таблицы 4.1.2 и 4.1.13, рис.4.1.2) показывают, что годовая добыча нефти 100 тыс.т удержится в течение семилетнего периода с 2002 по 2008 г.г. с дальнейшим резким падением добычи нефти и с ростом обводненности. При этом для удержания добычи нефти требуется постоянное увеличение отборов жидкости, которое в 2008 году составит 300% (по объему) по отношению к 2002 году.
По результатам расчетов варианта 2 за период 2002-2010 г.г. из залежи будет отобрано 843,7 тыс.т нефти, что на 116,6 тыс.т больше базового варианта. Годовая добыча в 2010 г. составит 66,5 тыс. т при среднегодовой обводненности продукции 96,6%.
Вариант 3.По данному варианту в программу вводилось условие увеличения нормы отборов жидкости по скважинам примерно 2 раза, начиная с 2002 года.
Результаты расчетов (таблицы 4.1.3 и 4.1.13, рис.4.1.3) показывают, что увеличение годовой добычи нефти по сравнению с базовым вариантом составит 75% в 2002 г. и в последующие годы в среднем 42%.
По варианту 3 за период 2002-2010 г.г. из залежи будет отобрано 1095,6 тыс.т нефти, что на 368,5 тыс.т больше базового варианта. Годовая добыча в 2010 г. составит 99,7 тыс.т при среднегодовой обводненности продукции 92,1%.
Назначением четырех последующих вариантов (варианты 4, 5, 6, 7) является оценка эффективности мероприятий по изменению системы поддержания пластового давления, которые осуществлялись на основе базового варианта:
- вариант 4- ввод нагнетательной скважины 74 и организация циклической закачки по восточному участку и определение влияния данного геолого-технического мероприятия на работу скважин 6 и 82;
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.