Практическое занятие №8

по теме «Методика расчета показателей разработки слоисто-неоднородной газовой залежи при упруговодонапорном режиме»

Цель: Изучить методику расчета показателей разработки слоисто-неоднородной газовой залежи при упруговодонапорном режиме с использованием полосообразной модели пласта. Рассчитать динамику пластового и забойного давлений, среднего дебита скважин, потребного количества скважин и накопленного отбора газа, количества внедрившейся воды в пласт и по каждому пропластку в отдельности, количества обводнившихся скважин по каждому пропластку.

Краткая теория вопроса

Приближенные методы расчета технологических показателей разработки газовых залежей при упруговодонапорном режиме зачастую предполагают использование однородной по фильтрационно-емкостным свойствам модели пласта. Однако опыт разработки показывает, что все залежи по своей структуре неоднородны. Выделяют три типа неоднородности пластов: вертикальная слоистая неоднородность по проницаемости, изменение проницаемости по площади и по различным направлениям в связи с трещиноватостью пород.

При упруговодонапорном режиме разработки слоисто-неоднородной газовой залежи происходит неравномерное продвижение газоводяного контакта, что отрицательно сказывается на технологических показателях разработки. В результате избирательного обводнения залежи происходит микро- и макрозащемление значительных объемов газа, снижается конечная газоотдача продуктивных пластов. По мере разработки образовавшиеся “языки” пластовой воды достигают зоны расположения добывающих скважин. Обводнение интервалов перфорации в скважинах приводит к разрушению призабойной зоны пласта, увеличению выноса пластовой воды и песка на поверхность. По мере снижения дебитов газа в обводняющихся скважинах, наступает момент, когда скорость восходящего потока газа не обеспечивает вынос всей жидкости на поверхность, и часть ее, накапливаясь на забое, может привести к остановке скважины.

Рассмотрим полубесконечный полосообразный пласт толщиной , шириной и длиной газоносной зоны (рисунок 9).

Рисунок 9 – Полосоообразная модель пласта

Для подсчета количества внедрившейся воды в газоносную область необходимо построить слоистую модель пласта (рисунок 10). Под слоисто-неоднородной моделью понимаем пласт, состоящий из пропластков с различными значениями коэффициентов проницаемости , и толщины ( =1, 2, … n).

Рисунок 10 – Слоисто-неоднородная полосообразная модель пласта

Для простоты расчетов рассмотрим поршневое вытеснение газа водой. Количество внедрившейся пластовой воды в каждый пропласток можно найти, зная расстояние, на которое продвинулся газоводяной контакт от начального положения .

(106)

Для приближенных расчетов линейных перемещений контакта в пропластках различной проницаемости и их сопоставления между собой, можно воспользоваться следующим уравнением движения границы раздела газ-вода

(107)

Приближенную оценку коэффициента для поршневого характера вытеснения нетрудно получить при – постоянном перепаде давления на контуре питания и перемещающейся границе раздела воды и газа:

(108)

где – коэффициент пористости;

– вязкость воды.

Выделяют две модели слоистого пласта: с наличием газодинамической связи между пропластками и ее отсутствием. В данной работе будет рассмотрен первый случай, когда значение давления во всех пропластках одинаковое.

(109)

Следовательно, уравнение материального баланса будет иметь следующий вид

(110)

где

(111)

(112)

Слоистое строение пласта достаточно слабо сказывается на общем количестве поступившей в залежь воды, однако оно обуславливает избирательное продвижение воды по отдельным пропласткам, в результате чего происходит обводнение интервалов перфорации добывающих скважин. В случае равномерного размещения скважин на площади газоносности число обводнившихся скважин по -ому пропластку можно найти из следующего соотношения:

(113)

где – обводненная площадь -ого пропластка на момент времени ;

– площадь газоносности -ого пропластка;

– общий фонд скважин на момент времени .

В случае использования полосообразной модели пласта с равномерным размещением скважин в зоне разбуривания (рисунок 10) число обводнившихся скважин по -ому пропластку можно определить по следующим формулам:

, при

(114)

, при

где - расстояние от начального положения газоводяного контакта до зоны разбуривания.

Задача 8. Разрабатывается слоисто-неоднородная газовая залежь при упруговодонапорном режиме с заданной динамикой темпа отбора газа на периоды нарастающей и постоянной добычи. При расчетах можно использовать полубесконечную полосообразную модель залежи, ограниченную с одной стороны непроницаемой перегородкой, а с другой водоносной областью. Продуктивные отложения в пределах каждого пропластка принимаются однородными по коллекторским и емкостным свойствам. Размещение скважин по площади залежи – равномерное в пределах зоны разбуривания. Технологический режим эксплуатации «средней» скважины - постоянная депрессия на пласт. Коэффициенты фильтрационных сопротивлений не изменяются во времени. Исходные данные: балансовые запасы, газонасыщенный поровый объем, начальное пластовое давление, пластовая температура, параметры «средней» скважины известны по результатам решения задач 1 и 2. Темп отбора в период постоянной добычи, продолжительность периода нарастающей добычи, доля накопленной добычи газа за период нарастающей и постоянной добычи приведены в приложении Б, таблице Б.5. Характеристики пропластков приведены в приложении Б, таблице Б.7. Пористость 0,20, начальная газонасыщенность 0,75, вязкость воды в пластовых условиях 0,74 мПа∙с, ширина пласта 4000 м, расстояние от начального положения газоводяного контакта до зоны разбуривания 1500 м.

Рассчитать динамику пластового и забойного давлений, среднего дебита скважин, потребного количества скважин и накопленного отбора газа, количества внедрившейся воды в пласт и по каждому пропластку в отдельности, количества обводнившихся скважин по каждому пропластку на периоды нарастающей и постоянной добычи с использованием метода последовательной смены стационарных состояний и метода половинного деления. Расчеты произвести по временным шагам i – номер временного шага (i – й момент времени).

Порядок расчета показателей разработки слоисто-неоднородной газовой залежи при упруговодонапорном режиме с использованием осесимметричной полосообразной модели пласта:

1 Рассчитываем длину газоносной зоны пласта из формулы (112).

2 Принимаем, что на нулевой момент времени (i=0) (эксплуатация залежи еще не началась) газоводяной контакт находится в начальном положении, суммарный объем внедрившейся воды равен нулю, средневзвешенное пластовое давление равно начальному пластовому давлению.

3 Переходим к расчету на (i+1) момент времени. Присваиваем величине j значение ноль (j-число итераций на каждый момент времени).

4 Рассчитываем накопленную добычу газа на (i+1) момент времени. В первом приближении присваиваем количеству внедрившейся воды значение равное на предыдущий момент времени .

5 Переходим к расчету показателей на (j+1) итерации. Рассчитываем отношение по формуле (110), по методике, приведенной в приложении А, или из графика от . Присваиваем давлению сравнения значение .

6 Переходим к расчету показателей на (j+1) итерации. Определяем положение границы раздела газ-вода для каждого пропластка по формуле (115)

(115)

7 Рассчитываем суммарный объем внедрившейся воды в каждый пропласток и во всю залежь по формулам (106) и (111), отношение по формуле (110), по методике, приведенной в приложении А, или из графика от .

8 Проверяем условие (116). Если условие (116) выполняется, то переходят к пункту 9, иначе рассчитывают новое значение давления сравнения по формуле (117) и переходят к пункту 6.

(116)

(117)

9 Рассчитываем на (i+1) момент времени забойное давление по формуле (26), средний дебит скважины по формуле (27) и потребное количество скважин по формуле (28).

10 Рассчитываем

11 Проверяем условие (118). Если условие выполняется, то переходим к пункту 3 для расчета на следующий момент времени. Иначе расчет показателей разработки закончен

(118)

Результаты расчета заносятся в таблицы 11 и 12. На рисунках приводится динамика показателей разработки.

Таблица 11 – Результаты расчета показателей разработки газовой залежи при упруговодонапорном режиме

Год	, %	, млн м3/год	, млн м3	, тыс. м3	, МПа	, МПа		, МПа	, тыс. м3/сут	, шт
N

Таблица 12 – Результаты расчета показателей разработки газовой залежи при упруговодонапорном режиме

Год	, м	, шт	, м	, шт	, м	, шт	, м	, шт	, м	, шт
N