Прогнозирование разработки Северо-Ставропольского газового месторождения

курсовая работа

1.2 Анализ достоверности принятых при проектировании разработки залежи запасов газа, конденсата и нефти

Одной из основных причин корректировки проекта и перепроектировки является достоверность принятых запасов газа. Естественно, что на стадии проектирования разработки запасы газа, как правило, определяются объемным методом. В разделе по подсчету запасов указаны основные расчетные формулы, перечень параметров, необходимых для определения запасов газа объемным методом, и недостатки этого метода. Поэтому анализ данных разработки залежи с позиции уточнения запасов должен быть проведен, как минимум, тремя методами: объемным, методом падения пластового давления и применением геолого-математических моделей залежи или ее фрагментов.

1. Для уточнения запасов газа объемным методом необходимы сбор и обобщение новых данных, полученных после составления проекта разработки в процессе разбуривания месторождения, исследований скважин и лабораторных изучений кернового материала. В частности, к таким данным относятся:

- пористость всех пропластков в пределах продуктивного разреза и по площади, обобщение коэффициента пористости по удельным площадям, величина которой выбирается проектировщиком с учетом изменчивости пористости, а также по пропласткам;

- газонефтеводонасыщенность всех без исключения пропластков геофизическими и лабораторными методами изучения. Причем определению подлежат и остаточные газонефтеводонасыщенности пропластков. Осреднение коэффициентов газонефтеводонасыщенности должно проводиться по тем же удельным площадям и пропласткам, по каким были осреднены и обобщены коэффициенты пористости;

- толщины газонефтенасыщенных пропластков в пределах выделенных удельных площадей;

- термобарические параметры газа в пределах этих удельных площадей: давление, температура и соответствующие им коэффициенты сверхсжимаемости. Далее следует определить удельные запасы газа, нефти, конденсата, а затем просуммировать полученные запасы газа, чтобы найти общие геологические запасы газа по формуле:

Полученные запасы газа следует сопоставить с запасами газа, принятыми при проектировании разработки залежи. Принятые в системе ОАО «Газпром» условные, но не регламентированные юридически проектные показатели должны пересматриваться только в том случае, если новые запасы ниже или выше принятых при проектировании на ±5%.

2. Для уточнения запасов газа методом падения пластового давления с использованием данных разработки залежи и анализа этих материалов необходимы:

- средние пластовые давления по участкам залежи. Размеры и число участков выбираются проектировщиком. Следует отметить, что чем больше число участков, тем точнее определяются текущие извлекаемые запасы газа;

- по средним пластовым давлениям и пластовой температуре, исходя из состава газа, определяются коэффициенты сверхсжимаемости газа для каждого отрезка времени и каждого выделенного участка;

- суммарные по отдельным объектам, по пропласткам, по скважинам, кустам, УКПГ и в целом по месторождению отборы газа. Причем даты расчета - периодичность суммарных дебитов по отрезкам времени (обычно в качестве отрезка времени выбирают 3 месяца, полгода или один год) должны быть привязаны к датам практически одновременного замера пластового давления во всех наблюдательных и, желательно, в эксплуатационных скважинах.

Оцененные таким образом запасы газа должны быть сопоставлены с принятыми в проекте запасами. Если имеющимися скважинами, кустами и УКПГ не охвачена вся газоносная площадь, т.е. залежь дренируется не полностью, то полученные таким образом запасы окажутся заниженными. Однако эти запасы будут текущими и вовлеченными в разработку к данному моменту времени. Такие запасы, в отличие от запасов, определенных объемным методом, могут быть приняты с более высокой категорией.

3. Для уточнения запасов, подсчитанных с использованием геолого-математических моделей залежи или ее фрагментов, необходимо в адаптирующуюся модель внести значения подсчетных емкостных и фильтрационных параметров, полученных после составления проекта. Такая работа позволит только частично внести изменения параметров отдельных удельных площадей, на которых не были пробурены скважины до оставления проекта. Несмотря на возможную незначительность изменения запасов газа при учете новых данных, полученных со скважин, пробуренных после выполнения проекта, в анализе разработки, такая работа должна быть выполнена с целью дополнительного подтверждения достоверности запасов, подсчитанных с применением геолого- математических моделей.

1.3 Анализ результатов исследования скважин для обоснования режимов их эксплуатации

В разделе показаны две основные задачи стандартных исследований при стационарных режимах фильтрации, одной из которых является обоснование режима работы скважин. При этом особое внимание должно быть уделено зависимостям дебита газа (нефти), количества примесей и воды от депрессии на пласт, в частности, интенсивности роста дебита газа, примесей в газе от увеличения депрессии на пласт. Причем вопрос о зависимости количества примеси в добываемом газе должен быть рассмотрен с учетом условий их выноса с забоя. По экспериментальным данным, скорость должна быть не менее 5 м/с, начиная от торца скважины. Создаваемая на пласт депрессия должна быть такая, при которой не происходит:

— деформация призабойной зоны, приводящая к снижению проницаемости этой

зоны;

— разрушение призабойной зоны пласта;

— обводнение скважины подошвенной водой;

— образование гидратов в призабойной зоне.

При анализе результатов исследования с позиции обоснования технологического режима работы скважин необходимо исходить из наличия этих процессов на данном месторождении и на данной скважине, в частности. В случае разрушения призабойной зоны, если пласт состоит из неустойчивых и слабоустойчивых коллекторов, должен быть проанализирован характер зависимости количества примесей в газе от депрессии на пласт. За основу этого анализа должны быть заложены изменения темпа выноса песка из скважины от депрессии на пласт, как это показано на рисунке 1. Новые результаты должны быть сопоставлены с теми исходными данными аналогичного содержания, которые были приняты при проектировании. Новые данные должны либо подтвердить правильность принятых в проекте оптимальных величин депрессии, либо скорректировать их. В соответствии с новыми результатами, полученными по новых скважин или по повторных исследований, проведенных в находящихся в эксплуатации скважинах, должен быть скорректирован режим работы, если определяющим фактом при обосновании режима работы было разрушение призабойной зоны.

Рисунок 1. Зависимость количества выносимой примеси от величины депрессии на пласт различной устойчивости: 1 -- среднеустойчивый; 2 -- слабоустойчивый; 3 -- неустойчивый пласты.

В случае, когда определяющим фактором является наличие подошвенной воды, следует проанализировать соответствие проектных величин вскрытия пласта новыми скважинами; величин допустимой депрессии на пласт в зависимости от положения ГВК и нижней границы интервала перфорации; поступление пластовой воды в работающие скважины путем измерения ее количества в продукции скважины и анализа минерального состава добываемой воды, а также путем слежения уровня воды в пьезометрических скважинах, расположенных на разных частях месторождения. К этому должны быть добавлены специальные исследования по отбивке положения ГВК в скважинах. Наряду с перечисленными параметрами, подлежащими анализу, должна быть создана модель залежи или ее фрагмента и на ней оценен возможный уровень подъема ГВК к текущему моменту времени с обязательным повторением истории разработки залежи или фрагментов ее отдельных участков. Только после учета всех перечисленных факторов, сопоставления этих данных спроектными и подтверждения обводнения с признаками упомянутых факторов следует сделать выводы по проблеме обводнения залежи и скважин.

Рисунок 2 Зависимость высоты пробки от скорости потока в интервале перфорации ствола скважины

При анализе результатов исследования скважин с позиции обоснования технологического режима работы скважин следует обратить особое внимание на скорость движения газа по стволу скважины, в частности, скорость потока у забоя скважины. Опытные данные, показанные на рисунке 2, указывают на необходимость обеспечения такой скорости, начиная от дна скважины. Если в нижней части интервала перфорации скорость газа не обеспечивает вынос примесей, то следует оценить глубину забоя и высоту пробки, которая могла образоваться из-за отсутствия условий выноса примесей. Следует оценить влияние высоты пробки на производительность скважины. Такая задача рассмотрена в разделе по обоснованию технологического режима работы скважин в условиях разрушения приза- бойной зоны и показано, что наличие пробки в скважине влияет на производительность как несовершенство ее по степени вскрытия пласта. На основании фактических данных измерения текущего забоя скважины следует разработать рекомендации о создании условий нормальной, устойчивой эксплуатации путем изменения конструкции фонтанных труб -- увеличения глубины спуска и уменьшения их диаметра. В рекомендациях должны быть учтены снижение дебита скважин в процессе разработки и увеличение количества примесей в составе добываемой продукции.

Делись добром ;)