Определение режима разработки Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения

  • Вид работы:
    Курсовая работа (т)
  • Предмет:
    Геология
  • Язык:
    Русский
    ,
    Формат файла:
    MS Word
    1,95 Мб
  • Опубликовано:
    2012-08-13
Вы можете узнать стоимость помощи в написании студенческой работы.
Помощь в написании работы, которую точно примут!

Определение режима разработки Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения

Цель курсового проектирования

Курсовое проектирование по разработке газовых месторождений является одним из этапов обучения студентов в ВУЗе и выполняется с целью:

·   систематизации, закрепления и расширения теоретических и практических знаний по специальности в области разработки и эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений и применения этих знаний при решении конкретных научных и производственных задач;

·   развития навыков в самостоятельной работе и овладения методикой исследований и экспериментирования при решении рассматриваемых в курсовом проекте вопросов;

·   выяснения степени подготовленности студентов для самостоятельной работы в условиях современного производства и научно-исследовательской деятельности.

Работа над проектом должна показать способность студента использовать новую, в том числе выходящую за рамки учебного плана научную и техническую литературу, самостоятельно и глубоко изучать разделы предмета, которые необходимы ему для успешной разработки проекта.

Студенты, как правило, выполняют курсовые проекты, но могут выполнять курсовые работы исследовательского характера. Замена курсового проекта курсовой работой может быть разрешена в отдельных специальных случаях.

Курсовой проект выполняется в IX семестре по материалам второй производственной практики.

1.Геолого-техническая характеристика месторождения

Геологическое строение

Геологическое строение Оренбургского месторождения освещено в многочисленных публикациях, в отчетах по подсчету запасов и НИР, проектах разработки. Поэтому в настоящем разделе основное внимание уделяется (в связи с созданием цифровой геологической модели) характеристике продуктивных пластов (объектов). Стратиграфия и тектоника представляются в кратком виде.

Тектоника

Оренбургское НГКМ приурочено к одноименному валу, осложняющему северную часть Соль-Илецкого выступа, который располагается в зоне сочленения Волго-Уральской антеклизы с Прикаспийской впадиной и Предуральским прогибом. В районе, где находится месторождение, фундамент залегает на глубине свыше 6000-7000 м (данные геофизики) и перекрывается осадочным чехлом, сложенным ордовикскими, девонскими, каменноугольными, пермскими и мезокайнозойскими образованиями, Оренбургский вал, с которым связано ОНГКМ, имеет достаточно сложное строение в связи с проявлением в его пределах и тектонических, и седиментационных структуроформирующих факторов. Простираясь с запада на восток, структура имеет протяженность 120 км и ширину от 10 до 20 км. Тектоническое строение горизонтов нижней перми ОНГКМ изучено по более чем 1000 скважинам. В рамках создания цифровой геологической модели переинтерпретирован сейсмический материал 2Д. Прослежены отражающие горизонты (Кн, Fl, Akp, D, U, Or, Dk, Daf, D1), связанные с осадочным комплексом пород додевона, девона, карбона и перми. Выделены предполагаемые тектонические нарушения и органогенные постройки. По структурной карте отражающего горизонта Аkp видно, что Центральный и Восточный купола разделяются системой тектонических нарушений (Графическое приложение 2). По кровле артинской карбонатной толщи структура выделяется в виде единого поднятия (типа брахиантиклинали) по изогипсам минус наиболее высокие отметки (минус 1230-1240 м) в пределах поднятия приурочены к его центральной, сводовой части. На севере, где поднятие контролируется крутым (10°-15°) крылом, отметки достигают минус 1800-1840 м в западной части и почти минус 1900 м - в восточной. На южном крыле, характеризующемся погружением не более 1,5°-2,0°, наиболее глубокие абсолютные отметки равны: минус 1760 м - на западе, минус 1780 м - в центре и минус 1825 м - на востоке. Из-за различной крутизны крыльев поднятие имеет асимметричную форму. В пределах поднятия выделяются Западный, Центральный и Восточный купола. Остановимся на характеристике названных куполов. Западный купол, выделяющийся как обособленное поднятие с размерами 20х6 км и амплитудой 120 м по кровле среднекаменноугольных отложений (III объекта), по кровле артинской карбонатной толщи отмечается в виде обширной (25х12 км) периклинали, осложненной небольшой, оконтуривающейся по изогипсе минус 1450 м, вершиной. Амплитуда в районе Западного купола (относительно северного и южного погружений) достигает 300 м. Центральный купол, как и Западный, выделяющийся в виде самостоятельного поднятия (40х13 км, амплитуда 280 м) по III объекту, по артинской карбонатной толще образует наиболее крупную (50х18 км) и наиболее приподнятую часть Оренбургского поднятия. В своде купола, являющегося одновременно и сводом всего поднятия, отметки равны минус 1230-1240 м. Амплитуда купола достигает почти 500 м. На востоке неглубоким прогибом (с погружением до минус 1580-1590 м) Центральный купол отделяется от Восточного. Восточный купол в своде имеет абсолютные отметки минус 1460 - 1470 м, что относительно свода Центрального купола более чем на 200 м ниже. Свод купола вырисовывается по изогипсе минус 1650 м в виде поднятия, имеющего почти изометрическую вершину (изогипса минус 1550 м) и протяженную (на восток) периклиналь. Размеры свода 16х6 км. С юга к своду примыкает сравнительно широкое (3-4 км) моноклинальное крыло, а с востока - обширная (14х8 км) террасообразная площадка, ограниченная субмеридианальной флексурой, которая является продолжением флексуры северного крыла. В пределах площадки выделяются еще три небольших купола: Западно-Караванский, Караванский и Южно-Караванский. Они имеют размеры от 5 до 8 км по большой оси и от 2 до 5 км - по малой, амплитуды их 20-100 м.

Литолого - стратиграфическая характеристика

Наиболее древними из вскрытых в пределах месторождения отложений являются ордовикские; бурением они освещены не полностью. Представлены ордовикские отложения каолинито- гидрослюдистыми аргиллитами и разнозернистыми алевролитами, и песчаниками (преимущественно полевошпатово-кварцевыми); породы в некоторой степени метаморфизованы. Девон (развитый участками и в объеме только фаменского яруса), карбон и нижняя пермь (до артинских ангидритов, залегающих в верхней части яруса) представлены известняками (нередко измененными за счет доломитизации) с прослоями терригенных пород: или аргиллитов и песчаников (фаменский ярус, бобриковский горизонт), или только аргиллитов (радаевский, тульский и др. горизонты). Известняки чаще органогенные; представлены органогеннообломочными, органогенно-детритовыми, водорослевыми и т.п. разновидностями. Наиболее широко они развиты в башкирских, ассельских и артинских образованиях. Кунгурские отложения представлены в нижней части известняками и ангидритами (филипповский горизонт), а выше каменной солью (иренский горизонт). В верхней части разреза (верхняя пермь, мезокайнозой) развитыпреимущественно терригенные осадки (глины, алевролиты, песчаники) с прослоями мергелей, известняков, а иногда ангидритов, и гипсов (уфимский ярус). Более подробно (с литологическим описанием, фаунистическими определениями и таблицами стратиграфических отбивок по скважинам) стратиграфия представлена в отчетах по подсчету запасов 1974 г., а также 1993 г. На Графическом приложении 3 представлен сводный литолого-стратиграфический разрез ОНГКМ Разрез основной газоконденсатной залежи слагают породы нижней перми в объеме от артинского до ассельского яруса и каменноугольные отложения в объеме верхнего и среднего отделов. Сложен разрез известняками преимущественно органогенными, в значительной степени измененными, перекристаллизованными, доломитизированными и сульфатизированными, участками трещиноватыми. Литологофациальные особенности продуктивной толщи рассмотрены вмногочисленных публикациях и отчетах НИР. В данном разделе дано описание объектов и пластов, входящих в основную залежь.

Рисунок 1 - Схематический профиль и структурная карта по кровле карбонатной пачки артинского яруса

Продуктивные пласты и объекты

Продуктивные пласты и объекты, рассматриваемые ниже, выделены по их плотностной характеристике и эксплуатационным качествам. Индексация пластов и объектов принята в добывающих организациях ООО «Оренбурггазпром». В разрезе основной газо конденсатной залежи ОНГКМ, согласно принятой унифицированной схеме, выделяется 35 пластов, индексированных как - I1, I2, I3, I4, I5, I6, R1-1, R1-2, II1, II2, II3, II4, II5, II6, II7, II8, R2-1, R2-2, R2-3, R2-4, III1, III2, III3, III4, III5, III6, III7, III8, III9, III10, III11, III12, III13, III14, III15. Толщина выделенных пластов варьирует от 0,5 метров до 30 метров, пласты определены по эталонной скважине 177Д, расположенной в центральной части месторождения на участке УКПГ-7. Не все выделяемые пласты имеют четко выраженные характеристики, границы пластов проведены либо с учетом литологических признаков - смена литологии, наличие глинистости и битумов, либо по изменению плотностной характеристики. Продуктивная толща разделена на следующие объекты: первая коллекторская толща артинского возраста, первый раздел и первая низкопоровая толща сакмарского возраста, вторая коллекторская толща сакмаро-ассельского возраста, второй раздел ассельского возраста, вторая низкопоровая толща ассельско-верхнекаменноугольного возраста и третья коллекторская толща верхне- и среднекаменноугольного возраста. Пласты ОНГКМ соотносятся с объектами следующим образом:

− пласты I1, I2, I3, I4, I5, I6 образуют первую артинскую

коллекторскую толщу;

− пласт R1-1 - первый раздел;

− пласт R1-2 - первую низкопоровую толщу;

− пласты II1, II2, II3, II4, II5, II6, II7, II8 - вторую коллекторскую толщу;

− пласт R2-1 - второй раздел;

− пласты R2-2, R2-3, R2-4 - вторую низкопоровую толщу;

− пласты III1, III2, III3, III4, III5, III6, III7, III8, III9, III10, III11, III12, III13, III14,- третья коллекторская толща.

Объекты, принятые при подсчете запасов 1995 г. и геологическом моделировании, объединяют пласты коллекторских толщ и разделов, при этом диапазон включенных пластов на разных участках месторождения различен. На Западном и Центральном куполах выделяются следующие объекты.объект

Объект приурочен к артинскому и верхней части сакмарского ярусов (пласты от I1 до R1-2). В литологическом отношении объект представлен известняками, в верхней части участками значительно сульфатизированными и доломитизированными. Общие толщины пласта, закономерно увеличиваясь по направлению с запада на восток, изменяются от 60-70 до 100-200 и достигают иногда более 150 м.объект

Объект объединяет нижнюю часть сакмарского яруса, ассельские и частично верхнекаменноугольные отложения (пласты от II1 до R2-4 включительно). От основных коллекторов I объекта он отделяется плотными породами раздела R1, который включает пачку плотных пород, нередко начиная с кровли сакмарского яруса или чуть выше. И в этом случае толщина раздела как перемычки достигает 20-30 м. Но на западном склоне Западного купола, верхняя, большая, часть R1 замещена проницаемыми разностями и перемычкой, отделяющей II объект от I, служит лишь нижняя часть раздела. Общая толщина II объекта практически такая же, что и у I объекта, изменяясь от 70 до 170 м, чаще всего составляет 100 - 120 м.объект

Данный объект включает отложения верхнего и часть среднего карбона. Его толщины в зависимости от структурного положения изменяются от 20 до 280 м. От коллекторов II объекта III объект отделяется плотными породами раздела R2, толщина которого меняется от нескольких

десятков метров до 100 м и более. В пределах толщи R2, подобно R1, также наблюдается замещение плотных пород проницаемыми, и в этом случае проницаемые пропластки толщи становятся составной частью II объекта. Вследствие этого плотная часть пачки R2, выполняющая роль перемычки, сокращается до нескольких метров, как это имеет место на западном склоне.

В восточной части месторождения (Восточный купол) выделены другие объекты и пласты.

Пласты РV-1, РV-2, РV-3

Данные пласты впервые выделены в 1992 г. при подсчете запасов нефти по восточной части ОНГКМ. Пласт РV-1 охватывает верхнюю карбонатную часть артинского яруса. Общая толщина пласта колеблется от 20-25 до 70-80 м. Пласт РV-2 выделен в средней части артинского яруса. Толщины пласта практически такие же, что и у пласта РV-1. Пласт РV-3 охватывает нижнюю часть артинского яруса и имеет общие толщины от 20-30 до 90 и более метров. Для установления соответствия артинских разрезов Центрального и Восточного куполов проведено сопоставление артинских пластов I1, I2, I3, I4, I5, I6 с пластами РV-1, РV-2, РV-3. Проведенная корреляция показала, что в первом приближении пласту РV-1 соответствуют пласты I1, I2, пласту РV-2 - пласты I3, I4, пласту РV-3 - пласты I5, I6. В последнем подсчете запасов, проведенном на восточном участке месторождения, пласты РV-1, РV-2, РV-3 объединены в один пласт РV с едиными газо- и водонефтяными контактами (ЗАО «Стимул», 2003 г.).

Толща сакмарского яруса (пласт PVI)

Данный пласт прослежен в пределах Восточного купола и в районе Караванских куполов. По разрезу пласт охватывает отложения, начиная от подошвы так называемого сакмарского репера до кровли пачки плотных пород, прослеживаемых в нижней части яруса. Общие толщины пласта в большинстве случаев достигают 70 м, в единичных случаях - 90 м. Как и предыдущие пласты, рассмотренные выше, пласт представлен известняками. Сакмарская толща в основном уплотненная, проницаемые пропластки развиты среди плотных пород, последние иногда преобладают в разрезе. В целом пласт PVI изучен недостаточно полно и, скорее всего, это не единый пласт, а несколько пластов. Заканчивая описание выделенных пластов (объектов), отметим следующее: приуроченные к одной и той же (артинско-сакмарской) толще I объект и пласты (РV-1 и др.) восточной части месторождения разобщены между собой, скорее всего, литолого-тектоническим разделом в прогибе, отделяющем Центральный и Восточный купола. Несомненно, что предполагаемый раздел имеет достаточно сложное строение. Однако нами он представляется в виде единой линии для упрощения модели, и графических построений.

2. Состав газа

Оренбургское газоконденсатное месторождение отличается аномальным составом газа. В газе Оренбургского месторождения отмечается высокое содержание сероводорода и конденсата. На месторождении отмечены притоки небольших количеств нефти, однако промышленного значения нефтяная оторочка не имеет. В настоящее время разведка Оренбургского месторождения продолжается. Одновременно ведется эксплуатационное бурение и подготовка месторождения к разработке.

В залежах филипповского и артинскосреднекаменноугольного горизонтов в газе кроме метана содержатся значительные количества этана, пропана, бутана, пентана и высших углеводородов, а также сероводород. Запасы газа Оренбургского месторождения оцениваются в 1792 млрд. м3 по промышленным категориям.

Таблица 1. Состав газа Оренбургского месторождения.

СН4

С2Н6

С3Н8

C4H10

C5H12

N2

CO2

H2S

83,63

4,03

1,73

0,93

1,78

5,51

0,66

1,73


3. Обоснование конструкций фонтанных подъемников, скважинное оборудование

Рисунок 2 - Фонтанная арматура скважины.

Требования к конструкции скважин

Промышленная разработка основной залежи ОНГКМ началась исходя из представлений о массивном характере залежи. С начала эксплуатации газоконденсатной залежи продуктивные отложения вскрывались в основном скважинами с открытым стволом. Применяемая конструкция обеспечивала отработку всего вскрытого газонасыщенного разреза и вполне оправдывала себя с экономических позиций. По причине массового обводнения скважин, начиная с 1981 г. Вновь пробуренные скважины оборудовались обсадной колонной, перфорированной в выбранных интервалах. Дебиты по обсаженным скважинам были ниже, но переход на поинтервальное вскрытие явился вынужденной мерой.

При сложившейся системе вскрытия продуктивного разреза и существующем способе эксплуатации основной залежи первый объект (артинско-сакмарские отложения), характеризующийся ухудшенными фильтрационными свойствами, отрабатывался более низкими темпами, чем нижние горизонты. Вследствие этого, на отдельных участках залежи в артинских продуктивных отложениях отмечаются достаточно высокие (10-16 МПа) значения пластовых давлений. Остановка большого числа скважин по причине обводнения или снижение рабочих дебитов являются причиной формирования участков, отрабатываемых низкими темпами.

С целью интенсивной отработки запасов продуктивных отложений верхних горизонтов основной залежи и участков залежи, отрабатываемых низкими темпами, вовлечения в разработку не разбуренных зон месторождения в качестве основных мер необходимо бурение новых скважин и забуривание в существующих низкодебитных и остановленных скважинах боковых стволов. Строительство новых скважин на современном этапе разработки основной газоконденсатной залежи в условиях низких пластовых сопряжено с определенными особенностями процесса бурения и освоения скважин.

Выбор условий вскрытия продуктивного пласта и оборудования забоя скважин относится к числу важных вопросов проектирования. 517

Выбор конструкции скважин

Конструкция газовых скважин должна отвечать следующим условиям:

• максимально возможное вскрытие продуктивного пласта;

• герметичность и устойчивость колонны;

• обеспечение ожидаемых дебитов с минимальными потерями

давления в стволе и выносом примесей в составе добываемой продукции.

К конструкции скважин относятся фонтанная арматура, колоннаяголовка, обсадные и фонтанные трубы, фильтровая часть, ингибиторный и циркуляционный клапаны, клапан-отсекатель, пакер и хвостовик.

При обосновании конструкции эксплуатационных газовых и газоконденсатных скважин необходимо учесть:

• геологические особенности разреза горных пород в районе расположения месторождения;

• наличие водоносных пластов в разрезе;

• наличие подошвенной воды (нефтяной оторочки);

• наличие филипповской нефтегазоконденсатной и среднекаменноу-гольной газонефтяной залежей на западном участке месторождения, ассельской газонефтяной залежи и артинско-сакмарской нефтяной оторочки в восточной части месторождения;

• устойчивость коллекторов в пределах этажа газоносности;

• наличие в составе газа коррозионно-активных компонентов (СО2, Н2S и др.);

• величину пластового давления;

• ожидаемый дебит скважины;

• однородность продуктивного разреза, последовательность залегания пропластков с различными фильтрационными характеристиками и гидродинамическую связь между ними;

• содержание конденсата в газе и другие факторы.

Так как на основной залежи предполагается бурение горизонтальных (субгоризонтальных) скважин, то к перечисленным факторам необходимо добавить:

• обоснование радиуса кривизны для перехода ствола от вертикального к горизонтальному, длину горизонтального участка ствола,

• обеспечение выноса примесей из затрубного пространства к башмаку фонтанных труб и далее до устья скважины.

При этом необходимо обосновать работоспособность участка от башмака фонтанных труб до торца скважины, решить вопрос о центрировании положения фонтанных труб, распределении пластового давления в пласте в зависимости от конструкции скважины и т.д.

В газовых и газоконденсатных скважинах заколонное пространство цементируется практически до устья с целью исключения утечки и газопроявлений. Герметичность газовых и газоконденсатных скважин является обязательным условием для их принятия в эксплуатационный фонд.

Задачи, связанные с герметичностью и устойчивостью скважин, вскрытием пласта, оборудованием скважин, решаются специалистами по бурению. Обоснование диаметра обсадной колонны, глубины ее спуска и вопросы состояния забоя (открытый или перекрытый обсадной колонной с перфорацией) решаются технологом по режимам эксплуатации скважин, исходя из ожидаемого дебита скважин.

газовый месторождение фонтанный труба

Выбор диаметра и глубины спуска фонтанных труб

Конструкция фонтанных труб выбирается путем проведения газодинамических расчетов движения газа по предполагаемым видам скважин (горизонтальным и наклонным). В зависимости от конструкции скважин (вертикальная, горизонтальная, наклонная) и состава добываемой продукции в расчетах используются уравнения, связывающие диаметр и длину труб с дебитом газа, забойным и устьевым давлениями, и учетом изменения температуры газа от забоя до устья скважины. Диаметр фонтанных труб, так же, как и диаметр эксплуатационной колонны, выбирается исходя из условий, связанных с потерями давления и выносом примесей, поступающих в ствол вместе с газом.

При эксплуатации газовых скважин необходимо создать условия, которые обеспечивают вынос жидкости с забоя. То есть, скважина должна работать с дебитом, превышающим значение минимально допустимого.

Коротаев Ю.П. предлагает определять минимальный дебит газовой скважины.

Расчеты выполнены для различных диаметров НКТ.

При этом скорости на входе в НКТ (на башмаке) изменяются в пределах от 4,6 - 11,2 м/с (dнкт=40,9 мм) до 7,2 - 17,6 м/с (dнкт=100,5 мм).

4. Режимы разработки месторождения

Под режимом газового месторождения понимается характер проявления движущих сил в пласте, обусловливающих приток газа к забоям скважин. Существуют два режима газовых месторождений: газовый и водонапорный.

При газовом режиме приток газа к забоям скважин обусловливается потенциальной энергией давления, под которым находится газ. Газовый режим характеризуется постоянством газонасыщенного объема порового пространства газовой залежи. Это может быть в том случае, когда в процессе разработки контурная или подошвенная вода практически не поступает в газовую залежь или совсем отсутствует.

При водонапорном режиме в процессе разработки в газовую залежь поступает контурная или подошвенная вода. С течением времени это приводит к уменьшению объема порового пространствагазовой залежи. Следовательно, при водонапорном режиме приток газа к забоям скважин обусловливается как энергией давления сжатого газа, так и напором продвигающейся в газовую залежь контурной или подошвенной воды. Продвижение воды в газовую залежь приводит к замедлению темпа падения пластового давления.

Довольно часто при разработке месторождений природных газов в условиях водонапорного режима давление вначале падает, как при газовом режиме. Это явление объясняется тем, что в начальный промежуток времени в газовую залежь поступает мало воды по сравнению с начальным газонасыщенным объемом порового пространства. Поэтому вначале поступление воды незначительно влияет на темп падения пластового давления. Дальнейшее поступление воды в залежь приводит иногда к заметному замедлению темпа падения пластового давления. Складывается впечатление, что месторождение вначале разрабатывается при газовом, а затем при водонапорном режиме.

Изменение во времени среднего Р пластового давления а в случае газового режима определяется следующим уравнением:


Изменение во времени среднего Р пластового давления а в случае водонапорного режима определяется следующим уравнением:


Из приведенного уравнения следует, что для газового режима характерна прямолинейность зависимости

.

При водонапорном режиме зависимость

 

отклоняются от соответствующей зависимости, справедливой для газового режима.

Таким образом, при водонапорном режиме начальный участок кривой зависимости средневзвешенного по газонасыщенному объему порового пространства газовой залежи пластового давления от добытого количества газа во многих случаях может описываться формулой, справедливой для газового режима. В ряде случаев (при хорошей проницаемости пласта, малом темпе разработки газовой залежи) вода поступает в газовую залежь настолько интенсивно, что водонапорный режим проявляется уже на ранней стадии разработки.

Уменье правильно установить режим месторождения, определить темп продвижения воды в процессе разработки газовой залежи имеет большое значение при проектировании, анализе и определении перспектив разработки газового месторождения. Знание количества поступившей в газовую залежь воды необходимо при определении запасов газа по данным о количестве отобранного газа и изменении во времени среднего пластового давления.

От темпов продвижения контурной или подошвенной воды зависит темп падения пластового давления. Темп падения пластового давления оказывает непосредственное влияние на падение дебитов газовых скважин, а следовательно, на число необходимых скважин для обеспечения запланированного отбора газа из месторождения. Темп падения пластового давления определяет продолжительность периодов бескомпрессорной и компрессорной эксплуатации, постоянной и падающей добычи газа, эффективной работы установок низкотемпературной сепарации газа, изменение во времени потребной мощности установок искусственного холода, мощности дожимной компрессорной станции.

Таким образом, режим месторождения и связанные с ним темпы падения пластового давления непосредственно влияют на технико-экономические показатели разработки месторождения и обустройства промысла. Проявление водонапорного режима оказывает благоприятное влияние на эти показатели разработки и обустройства. Однако проявление водонапорного режима приводит и к некоторым отрицательным последствиям, которые необходимо учитывать при проектировании и осуществлении процесса разработки газового месторождения. Прежде всего в результате продвижения воды в газовую залежь часть скважин обводняется и вместо них приходится бурить новые скважины.

До недавнего времени считалось, что при разработке газовых месторождений, достаточно однородных по коллекторским свойствам и с высокими пластовыми давлениями, газоотдача в условиях водонапорного режима может достигать 95-98%. Однако лабораторные исследования и промысловые наблюдения последних лет показывают, что газоотдача из обводненной зоны месторождений значительно меньше и в отдельных случаях может снижаться до 50%.

Следовательно, снижение коэффициента газоотдачи пласта - второе отрицательное последствие проявления водонапорного режима.

На практике режим месторождения природного газа устанавливается следующим образом. Промысловые данные об изменении среднего пластового давления Р(t) и о добытом количестве газа QДОБ обрабатываются в координатах Р(t)/Z(p) от QДОБ(t). Если в указанных координатах отмеченные промысловые данные ложатся на прямую, это указывает на проявление газового режима. Если с какого-то момента темп падения приведенного среднего пластового давления Р(t)/Z(p) начинает замедляться, это свидетельствует о начале заметного поступления воды в залежь.

Прямолинейность зависимости Р(t)/Z(p) от QДОБ(t) в рассматриваемых координатах является необходимым, но не достаточным условием проявления газового режима. Опыт разработки газовых месторождений показывает, что в ряде случаев зависимость Р(t)/Z(p) от QДОБ(t) может быть прямолинейной и при водонапорном режиме (Анастасиевско-Троицкого месторождения (Краснодарский край)). Характер данных зависимостей объясняется активным проявлением водонапорного режима. Ф. А.Требин и В. В. Савченко своими исследованиями показали, что для газового месторождения прямолинейность зависимости Р(t)/Z(p) от QДОБ(t) при водонапорном режиме может быть вызвана изменением темпа отбора газа.

Для того чтобы достоверно установить, относится ли прямолинейная зависимость Р(t)/Z(p) от QДОБ(t) к газовому или водонапорному режиму, необходимо пользоваться дополнительной информацией о режиме месторождения.

Источниками дополнительной информации о режиме месторождения могут быть следующие:

. Данные об изменении давлений (уровней) в пьезометрических скважинах. Пьезометрические скважины, пробуренные на водоносный пласт, показывают реакцию водоносного бассейна на процесс разработки газовой залежи. Раньше всего и достовернее всего о начале поступления воды в залежь можно судить по пьезометрическим скважинам. Падение давления (уровней) в системе пьезометрических скважин часто неоспоримо свидетельствует о поступлении воды в залежь.

Данные по пьезометрическим скважинам позволяют также приближенно оценивать на различные моменты времени суммарное количество воды, поступающей в залежь, достаточно близкую по форме к круговой. Использование данных по пьезометрическим скважинам для оценки продвижения воды не требует знания начальных запасов газа в пласте.

. Источником дополнительной информации о режиме пласта являются данные геофизических исследований скважин. Геофизические методы исследования скважин позволяют проследить за положением границы раздела газ-вода в различные моменты времени, т. е. судить о режиме месторождения.

. Естественно, что признаком водонапорного режима является обводнение газовых скважин. Обводняющиеся скважины необходимо тщательно исследовать, чтобы: а) установить непричастность вышезалегающих водоносных пластов к обводнению рассматриваемых скважин; б) определить интервалы притока воды в скважины. Первая задача решается, например, в результате химического анализа поступающей с продукцией скважины воды. Для решения второй задачи используются геофизические методы исследования скважин, поинтервальное опробование пласта и т. д. Необходимо иметь в виду, что обводнение одной или нескольких скважин не всегда свидетельствует об активном проявлении водонапорного режима. Обводнение скважин может произойти по наиболее проницаемым и дренируемым пропласткам, в то время как основные запасы газа еще не охвачены процессом вытеснения водой.

. В последнее время для контроля стали применять метод наблюдения за ионами хлора в воде, добываемой вместе с газом .В результате обработки данных по обводнению скважин было замечено, что обводнению скважин предшествует резкое увеличение содержания ионов хлора в добываемой воде. Таким образом, наблюдение за ионами хлора в продукции газовых скважин позволяет косвенно судить о проявлении водонапорного режима.

Для наиболее надежного установления режима месторождения необходимо комплексное использование всех отмеченных источников дополнительной информации.

5. Определение объема вторгшейся воды при круговой форме залежи

Следует подчеркнуть, что в природе практически отсутствуют залежи круговой формы. Однако в большинстве случаев месторождения, имеющие овальную форму, условно заменяют круговые. При этом площадь залежи эллиптической формы FЭ приравнивается к площади залежи круговой формы FК, имеющей радиус RЭ:


Замена площади газоносности произвольной формы кругом вызвана необходимостью решения задачи о вторжении контурных вод в круговую залежь. Если форма газовой залежи отличается от формы круга, то получить простые расчетные формулы для определения QB(t) намного сложнее. Кроме замены некруговой формы газовой залежи на круговую, необходимо предположить, что форма водоносного бассейна тоже круговая Причем для получения расчетной формулы, позволяющей определить величину QB(t) во времени, допускается, что проницаемость газоносной зоны по периметру и толщина пласта постоянные. Допускается также, что пласт однородный по толщине. Следует также подчеркнуть, что замена залежи овальной формы круговой допускается, если продольная ось залежи 2b не превышает поперечную более чем в 2 раза, т.е. заменить площадь газоносности кругом можно только тогда, когда b<2а.

Для принятой схематизации, позволяющей газоносную залежь произвольной формы заменить залежью круговой формы с радиусом RЗ, считается, что это не залежь, а укрупненная скважина, к которой притекает вода. В качестве забойного давления «водяной скважины» принимается средневзвешенное пластовое давление газовой залежи, изменяющееся в процессе разработки из-за отбора газа из газовой зоны. В общем виде количество воды, притекающее к этой укрупненной скважине, можно представить в виде:


где f0 - параметр Фурье, определяемый по формуле:


 - безразмерная дебит воды, зависящий от параметра Фурье и определить по таблицам или по приближенным полиномам:

если f0<0,05, то

,05≤f0≤200, то

∆Рj - изменение пластового давления в j-й интервал времени и определяется по формуле

   

В первом приближении считается, что давление на стенке укрупненной скважины снижается по газовому режиму, т.е. так, как будто бы вода в газовую залежь не поступает. Такой характер изменения средневзвешенного пластового давления при газовом режиме (давления на стенке укрупненной скважины) следует определить, используя уравнение материального баланса для случая, когда объем залежи и постоянен в процессе разработки, т.е. по формуле:


Полученное по этой формуле значение текущего средневзвешенного пластового давления в газовой залежи РПЛ(t), принимаемого за давление у стенки укрупненной водяной скважины как забойное, целесообразно представить в виде зависимости PПЛ(t) от t, a не от QДОБ(t). Поэтому используемые различные значения QДОБ(t)следует представить в виде QДОБ(t) от t. Затем эти значегагя времен t использовать для построения зависимости РПЛ(t) от t. Далее эта зависимость разбивается на одинаковые интервалы с продолжительностью 0,5÷1 год, и для этих отрезков времени находят значения ∆Р1, ∆Р2, ∆Р3 и т.д. Затем, используя метод суперпозиций, суммарное количество вторгшейся воды следует определить по форлгуле:


Полученный объем воды QB.CУM(t) будет максимальным, так как характер изменения средневзвешенного пластового давления РПЛ(t) времени был установлен в первом приближении, исходя из газового режима. Это означает, что определенные величины ∆Р1, ∆Р2, ∆Р3 и т.д. завышены, так как при газовом режиме не учитывается уменьшение объема газонасьцценной залежи по мере вторжения воды в газовую залежь. Вторжение воды в залежь, начиная с пуска месторождения в разработку, приводит к уменьшению объема залежи, и поэтому темп падения средневзвешенного давления в залежи будет более медленный, чем при газовом режиме.

Для уточнения объема воды, вторгшейся в залежь, результаты расчетов QB.CУM(t), полученных в первом приближении, для значений ∆Р1, ∆Р2, ∆Р3 и т.д. при газовом режиме используются в уравнениях для определения Р (t). Это означает, что использованы завышенные QB.CУM(t) из-за величины ∆Р1, ∆Р2, ∆Р3. Поэтому найденные для различных отрезков времени значения P(t) будут больше чем их истинные значения. Для уточнения величин Р(t) во времени следует определить по результатам второго приближения, т.е. по результатам QB.CУM(t) вычисленных при ∆Р1, ∆Р2, ∆Р3.

Предлагаемая методика расчета суммарного объема вторгшейся в газовую залежь воды является приближенной даже для идеально однородного пласта, что связано со схематизацией задачи. Для многослойных неоднородных залежей эта методика не применима. Оценка величины QB.CУM(t) по каждому пропластку возможна при отсутствии взаимодействий пропластков, т.е. при параметре анизотропии χ=0 и неизменных во времени параметрах водоносной зоны, т.е. в случае, когда продвижение воды в газовые пропластки с различными объемами и проницаемостями не отражается на параметрах водоносной зоны.

6. Определение объема вторгшейся воды при полосообразной форме залежи

При полособразной залежи вода вторгается только по внешнему контору газоносности. В ряде случаев из-за формы структуры контурная вода вторгается в газовую залежь только по пологому склону вдоль длинной оси структуры.

В залежь полосообразной формы, когда вода вторгается только по внешней границе, её объём определяется приближенно по формуле:


7. Алгоритм расчета

.Заменяем овальную форму месторождения круговой и находим радиус залежи по формуле:

 (1)

Считаем, что газовая залежь это укрупненная скважина, к которой притекает вода.

.Определяем приведенные параметры газа для каждого года разработки месторождения по формулам:

 (2)

 (3)

.Находим коэффициент сверхсжимаемости газа для каждого года разработки месторождения по формуле:

 (4)

.В первом приближении считаем, что давление на стенке укрупненной скважины снижается по газовому режиму. Тогда изменение пластового давления можно определить по следующей формуле:

 (5)

5.Определяем суммарное количество воды, вторгшейся в газовую залежь по формуле:

 (6)

где f0 - параметр Фурье, определяемый по формуле:

 (7)

 - безразмерная дебит воды, зависящий от параметра Фурье и определить по таблицам или по приближенным полиномам:

если f0<0,05, то  (8)

,05≤f0≤200, то  (9)

∆Рj - изменение пластового давления в j-й интервал времени и определяется по формуле

    (10)

.Во втором приближении, и последующих, пластовое давление определяем из уравнения материального баланса с учетом продвижения воды:

 (11)

.Находим текущую газонасыщенную толщину по формуле:

 (12)

.Определяем соотношение Р(t)/Z для каждого года разработки месторождения.

.Строим график зависимости Р(t)/Z от Q.

.По полученному графику определяем режим разработки месторождения.

8. Расчетная часть

Исходные данные для решения задачи:

РПЛ=

7,55

МПа


ТПЛ=

303

К


QЗАП=

1721

млр.м3


hЭФ=

125

м


m=

0,38



ῤ=

0,81



ρВ=

1,002

г/м3


μВ=

0,8

мПас


АСР=

0,00332

МПа2сут.тыс.м3

ВСР=

0,00000298

(МПа∙сут.тыс.м3)2

KЭ=

0,9



KР=

1,3



∆Р=

0,886

МПа


Ω=

42,642226

млр.м3



Таблица 2 - Фактические значения падения пластового давления.

Год

Z

Qдоб

P

P/Z

1992

0,818

768

10,67

13,044

1993

0,828

802

10,35

12,5

1994

0,833

834,4

10,12

12,149

1995

0,838

864,9

9,78

11,671

1996

0,843

893,5

9,56

11,34

1997

0,849

920,5

9,35

11,013

1998

0,854

946

9,07

10,621

1999

0,86

970,7

8,93

10,384

2000

0,865

994,8

8,68

10,035

2001

0,871

1017,6

8,35

9,5867

2004

0,889

1038,9

8,14

9,1564

2005

0,895

1058,7

7,93

8,8603

2006

0,902

1077,2

7,92

8,7805

2007

0,908

1095,4

7,72

8,5022

2008

0,914

1112,1

7,7

8,4245

2009

0,92

1129,8

7,66

8,3261

2010

0,926

1147,5

7,46

8,0562

2011

0,932

1164,2

7,43

7,9721

2012

0,946

1181,5

7,55

7,981

Таблица 3 - Определение пластового давления при газовом режиме.

год

Qдоб

Pt,МПа

Z

1992

768

12,22

0,818

1993

802

11,72

0,827

1994

834,4

11,25

0,833

1995

864,9

10,75

0,838

1996

893,5

10,34

0,842

1997

920,5

9,95

0,849

1998

946

9,51

1999

970,7

9,02

0,86

2000

994,8

8,61

0,862

2001

1017,6

8,25

0,871

2004

1038,9

7,91

0,888

2005

1058,7

7,46

0,895

2006

1077,2

7,07

0,9

2007

1095,4

6,78

0,908

2008

1112,1

6,45

0,912

2009

1129,8

6,19

0,92

2010

1147,5

5,85

0,924

2011

1164,2

5,61

0,932

2012

1181,5

5,34

0,935


Таблица 4 - Определение пластового давления при водонапорном режиме и объёма вторгшейся воды.

год

Qдоб

Pt,МПа

Z

∆Рi

QВ, млр.м3

h, м

Р/Z

QВ/Ω

1992

768

12,22

0,818




14,939


1993

802

11,72

0,827

0,235

0,1802434

123,74

14,172

0,0042

1994

834,4

11,25

0,833

0,25

0,3143576

122,81

13,505

0,0074

1995

864,9

10,75

0,838

0,205

0,4743681

121,69

12,828

0,0111

1996

893,5

10,34

0,842

0,195

0,6598392

120,4

12,28

0,0155

1997

920,5

9,95

0,849

0,22

0,8703244

118,93

11,72

0,0204

1998

946

9,51

0,852

0,245

1,1055874

117,29

11,162

0,0259

1999

970,7

9,02

0,86

0,205

1,3655405

115,48

10,488

0,032

2000

994,8

8,61

0,862

0,18

1,650204

113,49

9,9884

0,0387

2001

1017,6

8,25

0,871

0,17

1,9596804

111,34

9,4719

0,046

2004

1038,9

7,91

0,888

0,225

2,2941378

109,01

8,9077

0,0538

2005

1058,7

7,46

0,895

0,195

2,6538001

106,5

8,3352

0,0622

2006

1077,2

7,07

0,9

0,145

3,0389399

103,81

7,8556

0,0713

2007

1095,4

6,78

0,908

0,165

3,4498752

100,95

7,467

0,0809

2008

1112,1

6,45

0,912

0,13

3,8869676

97,9

7,0724

0,0912

2009

1129,8

6,19

0,92

0,17

4,3506225

94,668

6,7283

0,102

2010

1147,5

5,85

0,924

0,12

4,8412898

91,247

6,3312

0,1135

2011

1164,2

5,61

0,932

0,135

4,86458

87,634

6,0193

0,1141

2012

1181,5

5,34

0,935

0,128

4,96531

83,826

5,7112

0,1164


Таблица 5 - Определение параметра Фурье

год

f0

ft-1

ft-2

ft-3

ft-4

ft-5

ft-6

ft-7

ft-8

ft-9

2002

0,044

-

-

-

-

-

-

-

-

-

2004

0,088

0,044

-

-

-

-

-

-

-

-

2005

0,132

0,088

0,044

-

-

-

-

-

-

-

2006

0,177

0,132

0,088

0,044

-

-

-

-

-

-

2007

0,221

0,177

0,132

0,088

0,044

-

-

-

-

-

2008

0,265

0,221

0,177

0,132

0,088

0,044

-

-

-

-

2009

0,309

0,265

0,221

0,177

0,132

0,088

0,044

-

-

-

2010

0,353

0,309

0,265

0,221

0,177

0,132

0,088

0,044

-

-

2011

0,397

0,353

0,309

0,265

0,221

0,177

0,132

0,088

0,044

-

2012

0,441

0,397

0,353

0,309

0,265

0,221

0,177

0,132

0,088

0,044


Таблица 6 - Определение безразмерного дебита воды

год

Ǭ(f0)

Ǭ(ft-2)

Ǭ(ft-3)

Ǭ(ft-4)

Ǭ(ft-5)

Ǭ(ft-6)

Ǭ(ft-7)

Ǭ(ft-8)

Ǭ(ft-9)

2002

0,282

-

-

-

-

-

-

-

-

-

2004

0,381

0,265

-

-

-

-

-

-

-

-

2005

0,475

0,381

0,265

-

-

-

-

-

-

-

2006

0,557

0,475

0,381

0,265

-

-

-

-

-

-

2007

0,633

0,557

0,475

0,381

0,265

-

-

-

-

-

2008

0,703

0,633

0,557

0,475

0,381

0,265

-

-

-

-

2009

0,769

0,703

0,633

0,557

0,475

0,381

0,265

-

-

-

2010

0,831

0,769

0,703

0,633

0,557

0,475

0,381

0,265

-

-

2011

0,892

0,831

0,769

0,703

0,633

0,557

0,475

0,381

0,265

-

2012

0,949

0,892

0,831

0,769

0,703

0,633

0,557

0,475

0,381

0,265





Результат проделанных вычислений:

В результате проведенных расчетов были получены зависимости P/Z от Q для газового и водонапорного режимов. Сравнивая полученные и фактические зависимости P/Z от Q, определяем режим разработки месторождения. Так как фактическая зависимость P/Z от Q лежит ближе к зависимости P/Z от Q для водонапорного режима, можно сделать вывод, что режим разработки месторождения водонапорный.

Список используемой литературы

1.Закиров С.Н. Теория и проектирование разработки газовых и газоконденсатных месторождений. - М., Недра, 1989 г.

.Закиров С.Н. Разработка газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений. - М., Струна, 1998 г.

.Гриценко А.И., Алиев З.С., Ермилов О.М., Ремизов В.В., Зотов Г.А. Руководство по исследованию скважин. - М., Наука, 1995 г.

.Ермилов О.М. и др «Физика пласта, добыча и подземное хранение газа». - М.; Наука 1996

.Ермилов О.М., Алиев З.С. и др «Эксплуатация газовых скважин» -М.; Наука 1995

.Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных скважин и пластов. Под редакцией Г.А.Зотова и З.С.Алиева - М.; Недра 1981

.Материалы геолого-промысловых служб

Похожие работы на - Определение режима разработки Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения

 

Не нашел материал для своей работы?
Поможем написать качественную работу
Без плагиата!