Теория и опыт разработки месторождений природных газов - Вяхирев Р.И.
Скачать (прямая ссылка):
Для установления динамики обводнения эксплуатационного фонда скважин требуется решать двух- или трехмерные задачи с подвижной границей раздела газ—вода. В на-
141
стоящее время существуют различные подходы к решению двухмерных и трехмерных задач теории водонапорного режима.
Эффективность прогнозирования процесса обводнения скважин на базе двухмерных цифровых моделей зависит не только от количества и качества исходной геолого-промысловой информации. В большей мере она определяется трудностью установления граничных условий, которые имеют место в эксплуатационных скважинах при разработке месторождений. Иначе говоря, характер дренирования продуктивного пласта по толщине зависит от целого ряда факторов, которые не всегда удается предвидеть и учесть в прогнозных газогидродинамических расчетах.
Поэтому часто процесс обводнения скважин на отдельных месторождениях воспринимается как случайный процесс. Предпосылками к этому являются следующие моменты. Во-первых, достаточно случайный характер распределения кол-лекторских свойств по площади и толщине пласта. Во-вторых, в определенной мере случайный характер расположения интервалов перфорации, забоев скважин по отношению к контурным водам в различных пропластках. В-третьих, случайность дренирования тех или иных интервалов продуктивного пласта в разных скважинах.
В связи с этим напрашивается идея вероятностно-статистического подхода к проблеме обводнения залежи газа и соответственно эксплуатационных скважин. Такой подход широко применяется в теории проектирования разработки нефтяных месторождений [2].
Считая, что найденная функция распределения проницаемости справедлива для всего газонасыщенного объема залежи, строим слоистую модель системы газовая залежь — водоносный бассейн. Под слоисто-неоднородной моделью пласта понимаем пласт, состоящий из n пропластков с различными значениями проницаемости и пористости, а также толщины пропластков. Каждый из пропластков не взаимодействует с соседними, т.е. между ними отсутствуют перетоки воды и газа. Значения коэффициентов проницаемости и пористости по отдельным пропласткам подчиняются соответствующим функциям плотности их распределения. Толщины для /-го пропластка hi = Л^ос,, где Лэф — общая эффективная толщина продуктивного горизонта; at = п/Пслщ Пі — количество определений проницаемости, принадлежащих i-му интервалу его замеренных значений; г|общ — общее количество определений проницаемости для данного горизонта; число
142
выделяемых пропластков равняется числу интервалов разбиения значений проницаемости.
Для сопоставления и выявления характерных особенностей проявления водонапорного режима целесообразно рассмотреть следующие три модели системы газовая залежь — водоносный пласт.
Модель I. Рассматривается поступление воды в укрупненную скважину и ее влияние на изменение среднего давления в залежи, причем продуктивный горизонт характеризуется однородностью коллекторских свойств по площади и толщине. Значения проницаемости и пористости продуктивного пласта принимаются равными математическим ожиданиям из соответствующих статистических совокупностей значений параметров. При воспроизведении истории разработки в расчетах принимается фактическая зависимость Q* = Q*(t) изменения во времени отбора газа из залежи (в прогнозных расчетах эта зависимость предполагается известной). Газогидродинамические расчеты для модели I могут выполняться с использованием методики [4], основанной на решении задачи теории упругого режима фильтрации воды в укрупненную скважину при переменном во времени дебите.
Модель II. Рассматривается модель частично слоистого пласта, где в области газоносности пластовое давление принимается везде одинаковым и равным среднему давлению Р в соответствующий момент времени. Это означает, что среднее давление в газоносной зоне каждого из пропластков одинаково /51(t) = Р2(t) = ... = Рп(?) = Р(?). Продвижение воды по каждому из пропластков определяется его коллекторскими свойствами. Следовательно, уравнение материального баланса для модели II имеет следующий вид:
Р(0 = -^-(Рн52н - РаХШТпл-. (4.5)
Решение для модели II приведено в работе [5].
Модель III. В областях газо- и водоносности продуктивный горизонт представляется слоистым пластом. Поэтому Р^О * Р2(t) * ... * Р(0. Уравнение материального баланса для і-го пропластка представляется в виде следующего выражения:
Р> = Q ФІ (t) f- РатОд- , (4.6)
143
где aQн, - OmRIm1I4; QД!(t) - JQ'|t)dt.
Воспроизводя историю разработки или выполняя прогнозные расчеты, наиболее вероятным представляется распределение отбора газа по пропласткам пропорционально значениям параметра проводимости. Поэтому в модели III принято допущение, что
Ql(t): Q' (t):...: Q'n(t) - kh : к2ІІ2:...: knhn. |4.7)
Тогда для каждого пропластка задача продвижения воды оказывается замкнутой и расчет продвижения воды в каждый из пропластков осуществляется как в модели I, т.е. по методике [3].
Применительно к горизонту П-а месторождения Ачак выполнены газогидродинамические расчеты для указанных трех моделей системы газовая залежь — водоносный пласт.
