Содержание к диссертации
Введение
РАЗДЕЛ 1. Краткий обзор современных математических методов моделирования нефтегазовых залежей 8
1.1. Классификация и развитие методов решения задач подземной гидродинамики 8
1.2 Анализ методов построения расчетных схем и гидродинамических моделей нефтяных и газовых месторождений 13
1.3 Принципы системного подхода к моделированию залежей углеводородов 21
Выводы по разделу 28
РАЗДЕЛ 2. Методы оценки и моделирования продуктивности газовых скважин 30
2.1 Совершенствование методов моделирования продуктивности газовых скважин 30
2.2 Методика корректировки проницаемости пласта на примере Юрхаровского месторождения 43
2.3 Программно-информационный комплекс для систематизации, управления и обработки промысловой информации 56
2.4 Исследование результатов моделирования продуктивности фактических газовых скважин Комсомольского месторождения 63
Выводы по разделу 65
РАЗДЕЛ 3. Совершенствование методов моделирования притока горизонтальных газовых скважин в условиях неопределенности анизотропии пласта 69
3.1 Анализ продуктивности эксплуатационных скважин Юрхаровского месторождения 69
3.2 Разработка алгоритма и программного продукта для моделирования притока газа к горизонтальным скважинам 80
3.3 Исследования проводимости соединений горизонтальной скважины 92
Выводы по разделу 99
РАЗДЕЛ 4. Оптимизация профиля забоя и исследованиепродуктивности горизонтальной газовой скважины 101
4.1 Постановка задачи и анализ исходной информации для моделирования 101
4.2 Выбор расчетных вариантов и характеристика расчетной модели 108
4.3 Моделирование работы скважин с различными профилями забоев 119
Выводы по разделу 125
Основные выводы и результаты 127
Список литературы 128
Приложения 141
- Классификация и развитие методов решения задач подземной гидродинамики
- Совершенствование методов моделирования продуктивности газовых скважин
- Анализ продуктивности эксплуатационных скважин Юрхаровского месторождения
- Постановка задачи и анализ исходной информации для моделирования
Введение к работе
Актуальность работы. Экономическое благосостояние России на современном этапе развития в значительной мере зависит от эффективности разработки нефтяных и газовых месторождений. Отсюда следует, что создание и использование новых расчетно-оптимизационных методов и алгоритмов, направленных на повышение достоверности прогноза показателей добычи нефти и газа, позволит получить: максимальную производительность скважин; интенсивные темпы отбора; высокую нефтегазоотдачу при приемлемой рентабельности производства.
Наилучшая эффективность моделирования может быть достигнута только при условии привлечения и использования геолого-промысловых баз данных большого объема. В такой постановке задача оптимизации и систематизации информации не может быть решена только применением встроенных средств стандартных программ (типа «Eclipse», «Tempest-More», «VIP» и др.), а требует создания новых методов анализа и обобщения имеющихся, данных.
Одним из наиболее ответственных моментов построения и функционирования трехмерной газодинамической модели является ее адаптация по продуктивности эксплуатационных скважин, которая определяет как точность прогноза технологических показателей разработки, так и экономическую эффективность эксплуатации месторождения.
Эффективная разработка нефтегазовых объектов не может быть обеспечена только традиционными технологиями строительства и эксплуатации скважин. Например, применение скважин с горизонтальным окончанием позволяет не только значительно снизить фильтрационные сопротивления в призабойной зоне, но и целенаправленно влиять на направления течениягаза в.удаленном межскважинном пространстве пласта, увеличивая скорости фильтрации и минимизируя долю слабо дренируемых запасов в общем поровом объеме продуктивного пласта.
Моделирование и строительство скважин различных конструкций широко используется в нефтедобыче и значительно отстает в газовой отрасли. Поэтому разработка нового аналитического метода расчета притока газа к забою горизонтальной скважины является весьма актуальной задачей, решение которой позволит оценить эффективности применения данного типа скважин при разработке газовых месторождений.
Перечисленные проблемы могут быть решены путем создания алгоритмов и программного обеспечения, ориентированного на подготовку, обработку и системный анализ геолого-промысловой информации.
Цель работы. Разработка методов моделирования продуктивности газовых скважин с учетом геологических особенностей продуктивных пластов и различных вариантов профилей забоев.
Основные задачи исследований.
1. Оптимизировать аналитический метод обработки промысловых газодинамических исследований и моделирования продуктивности газовых скважин для декартовой гидродинамической сетки и разработать его модификацию для плоскорадиального фильтрационного потока.
2. Разработать метод уточнения проницаемости газоносных пластов в условиях неопределенности исходной геологической информации, основанный на оценке рисков точности расчетов значений скин-факторов модельных эксплуатационных скважин.
3. Разработать алгоритм расчета проводимости «соединений» (центры вскрываемых ячеек) горизонтальной скважины с учетом влияния вертикальной анизотропии пласта и потерь давления от эффектов трения на ее забое.
4. Разработать алгоритмы и программные продукты, ориентированные на анализ и обработку геолого-промысловой информации, интегрированные в гидродинамический симулятор «Eclipse» и позволяющие с достаточной степенью точности моделировать режимы работы газовых скважин.
Методы исследований и достоверность результатов. Решение поставленных задач осуществлялось с помощью методов системного и сравнительного анализа, численных математических методов, теории разработки газовых месторождений. Численное решение уравнений фильтрации проведено с помощью гидродинамического симулятора «Eclipse» и методов подземной гидродинамики. Использованы современные методы программирования в среде «Delphi».
Достоверность полученных результатов и проведенных исследований подтверждается достаточным совпадением расчетных режимов работы газовых скважин с фактическими данными. Погрешность вычислений не превышает 5%.
Научная новизна.
1. Разработана методика обработки результатов газодинамических исследований и моделирования продуктивности газовых скважин при плоскорадиальном фильтрационном потоке.
2. Разработана новая методика расчета проводимости соединений и притока газа к забою горизонтальных скважин с учетом неоднородности продуктивных пластов по вертикали.
3. Создана методика, позволяющая на основе оценки достоверности значений скин-факторов модельных эксплуатационных скважин проводить-корректировку проницаемости геологической модели в условиях неопределенности исходной геолого-технологической информации.
Основные защищаемые положения.
1. Новый метод корректировки проницаемости геологической модели, основанный на оценке результатов гидродинамического моделирования продуктивности газовых скважин.
2. Методика моделирования притока газа к забою горизонтальных газовых скважин с учетом высокой анизотропии продуктивных горизонтов по вертикали.
3. Метод обработки результатов газодинамических исследований и моделирования продуктивности газовых скважин для плоскорадиального притока в трехмерной гидродинамической модели.
4. Алгоритм выбора оптимальной конструкции горизонтальной газовой скважины, вкшочающий обоснование длины горизонтального участка, его траектории и положения относительно кровли продуктивного горизонта.
Практическая ценность и реализация работы. Разработанный комплекс алгоритмов и программные продукты ориентированы на эффективное управление технологическими режимами газовых скважин и используются при составлении проектных документов по разработке газовых месторождений в научно-исследовательском и проектном институте «ТюменНИИгипрогаз» и другими дочерними предприятиями ОАО «Газпром». Программные продукты интегрированы в программный комплекс трехмерного гидродинамического моделирования «Eclipse».
Разработанные пакеты программ использованы при создании постоянно-действующих трехмерных гидродинамических моделей для успешного регулирования и управления разработкой сеноманских газовых залежей Заполярного, Медвежьего, Юбилейного, Ямсовейского, Вынгапуровского, Комсомольского, Губкинского, Вынгаяхинского, Етыпуровского, Южно-Русского, Юрхаровского месторождений.
Апробация работы. Результаты исследований доложены на: Всероссийской научно-практической конференции молодых ученых и специалистов газовой отрасли, п. Ямбург, 2004г.; научно-практической конференции молодых ученых, специалистов и студентов по- проблемам газовой промышленности России, Новый Уренгой, 000 «Уренгойгазпром», 2004г.; международной научно-практической конференции «Международные и отечественные технологии освоения природных минеральных ресурсов и глобальной энергии», Астрахань, 2004г.; XIII и XIV Научно-практической конференции молодых ученых и специалистов, Тюмень, ООО «ТюменНИИгипрогаз», 2004г., 2006г.; IV Научно-практическая1 конференция молодых специалистов и ученых, Надым, ООО «Надымгазпром», 2005г.; научных семинарах кафедры МиУ при ТюмГНГУ; научно-технических совещаниях в ООО «Ноябрьскгаздобыча», ООО «Надымгазпром», ООО «Ямбурггаздобыча» и ОАО «Газпром в 2003-2007 гг.
Публикации. По результатам исследований опубликовано 18 научных работ, в том числе 6 тезисов докладов и 2 статьи в журналах, рекомендованных ВАК РФ.
Структура- и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, основных выводов, содержит 195 страниц текста, 47 рисунков и 4 таблицы, список использованных источников насчитывает 114 наименований.
Классификация и развитие методов решения задач подземной гидродинамики
В теории подземной гидродинамики фильтрации выделяют два больших класса задач - прямые и обратные. Прямые задачи характеризуются; тем, что при заданных параметрах пласта и свойствах пластовых флюидов осуществляется прогноз динамики показателей разработки месторождения и технологических режимов работы скважин. Обратные задачи связаны с идентификацией, уточнением фильтрационных емкостных свойств- (ФЕС) пласта на основе фактических данных газодинамических исследований,., эксплуатации отдельных скважин, кустов, участков или всей совокупности; промыслово-технологической информации.
Методы решения прямых задач теории фильтрации исторически развивались применительно к проблематике исследования или эксплуатации; единичной, точечной скважины. Можно отметить лишь основные: монографии и учебники [1, 34, 8, 15, 16, 36, 41, 50, 52, 73, 77, 84, 86 и др.]. С использованием методов суперпозиции, электродинамической аналогии и других подходов . исследователям удалось создать методики прогнозирования; показателей разработки нефтяных и газовых месторождений: Достаточно назвать лишь некоторые основополагающие монографические публикации таких авторов как Гриценко А.ИІ, Тер Саркисов Р:М;, Дальберг Э;Ч. идр. [22, 23, 39;. 40, 44, 46, 50; 52, 57, 64 ш др.] Указанные работы основывались на схематизации фильтрационных течений в пласте и сеток скважищ на приближенном учете неоднородности коллекторских свойств пласта.
С появлением и совершенствованием вычислительной техники все более значимыми становятся методы численного анализа, ибо на их основе появляется возможность прогнозирования показателей разработки при максимальном учете природных и технологических факторов. Из многочисленных публикаций следует отметить лишь работы таких ученых, как Абасов М.Т., Закиров С.Н., Кац Р.М: [2, 10, 11, 29, 49, 53, 71 и др.].
В результате проведенных исследований современный уровень теории и практики прогнозирования показателей разработки месторождений нефти и газа характеризуется тем, что широкое применение имеют методы решения прикладных задач в трехмерной (3D), многофазной (нефть-газ-вода, газ-конденсат-вода) постановках с учетом объемной неоднородности коллекторских свойств пласта и нерегулярных сеток размещения скважин на структуре. Распространению таких алгоритмов способствовало создание соответствующих программных комплексов ЗБ-моделирования, пакетов прикладных программ, число и качество которых на рынке программного обеспечения постоянно возрастает. К ним относится в первую очередь такие комплексы как «Eclipse», «Tempest-More», «VIP» и др.
Основной недостаток существующих современных программных продуктов заключается в том, что хотя они и учитывают неоднородность коллекторских свойств пласта во всем его объеме, имеют множество-вариантов моделирования продуктивности модельных скважин, однако, они не позволяют инженеру-разработчику напрямую использовать встроенные средства моделирования. Практика эксплуатации месторождений газа вплотную приблизила специалистов в области разработки к необходимости создания методов и алгоритмов, которые позволят эффективно использовать западные гидродинамические симуляторы.
Учет анизотропии пласта в теории и практике разработки залежей нефти и газа. Давно замечено, что продуктивные пласты месторождений углеводородного сырья отличаются анизотропией коллекторских свойств. Прежде всего, это касается коэффициента проницаемости пласта. Первые такие сведения получены в результате анализа кернового материала. Было установлено, что коэффициенты проницаемости образцов» породы вдоль и поперек напластования обычно отличаются в 1,2-1,8 раза [12, 50, 70, 91].
В работах М. Маскета впервые стала учитываться анизотропия пласта по проницаемости - в горизонтальном и вертикальном направлениях [50, 52, 95]i Вначале учет анизотропии пласта был осуществлен применительно к задаче стационарного притока нефти к несовершенной-по степени вскрытия скважине: Затем аналогичный подход был использован в теории: конусообразования.
В дальнейшем многими исследователями, которые развивали теорию конусообразования М. Маскета, такой учет анизотропии пласта использовался повсеместно [42, 45, 73, 78]. Учет анизотропии пласта в указанных исследованиях производился достаточно просто, путем вводам новой пространственной переменной вдоль вертикальной оси Z, которая отличается; от исходной координаты множителем: jkr/k-, . .Здесь кг KZ -коэффициенты проницаемости вдоль координат г и Z соответственно.
Наряду с: лабораторными определениями значений- коэффициента проницаемости вдоль и поперек напластования во второй половине минувшего века начали развиваться методы оценки анизотропии пласта по фактическим данным исследований скважин. При этом можно- отметить следующие направления;
В ряде работ, на основе: сопоставления фактического и расчетного критического безводного дебита нефти, осуществлялась, оценка параметра анизотропии пласта [43 ,73]; Считалось, что определение анизотропии пласта может производиться! на основе интерпретации кривой восстановления забойного давления в несовершеннойшо степени вскрытия скважине [3, 4, 13, 83]. Предлагаются также методики и аппаратурное решение для поинтервального опробования в стволе скважины и интерпретации получаемых данных с целью определения изменения анизотропии пласта по вскрытому разрезу [37, 59].
Условия осадконакопления приводят к тому, что анизотропия пласта имеет место даже в случае однородного коллектора; При слоистом строении продуктивного горизонта наличие анизотропии пласта и ее влияние на процессы, происходящие в залежи, становится, очевидным. Свой вклад в анизотропию пласта вносят тектонические процессы, а также процессы вторичного выщелачивания [60, 70, 91]. В результате образуется, например, система вертикальных и иных трещин, с той или иной степенью их раскрытое
Совершенствование методов моделирования продуктивности газовых скважин
Методы определения относительных фазовых проницаемостей.
При существующей практике компьютерного моделирования абсолютное значение коэффициента пористости непосредственно в гидрогазодинамических расчетах не участвует. Соответствующие функции берут на себя зависимости относительных фазовых проницаемостей для нефти, газа, воды от коэффициентов пористости и насыщенности.
Под относительной фазовой проницаемостью понимается отношение фазовой проницаемости для пластового флюида к абсолютной проницаемости. Обычно под абсолютной проницаемостью понимается проницаемость, например, образца породы по газу. Важно подчеркнуть -"сухого" керна, без следов нефти или воды.
Вообще говоря, под абсолютной проницаемостью может пониматься проницаемость образца керна по воде или нефти, но при обязательном выполнении условия однофазной фильтрации, при отсутствии следов других пластовых флюидов. Так, гидрогеологии оперируют только понятием абсолютной проницаемости по воде.
Абсолютная проницаемость образца породы есть его исключительное свойство (абсолютное). Например, в своей первой классической монографии [73] М. Маскет писал, что "проницаемость пористой среды является постоянным параметром её и не зависит от жидкости, применяемой при определении проницаемости". В последующей монографии [74] он уже расширяет понятие проницаемости: За последние годы установлено, что жидкость влияет на проницаемость пористой среды и что .принятое допущение об отсутствии реакции между жидкостью и пористой средой для очень многих нефтяных пластов является неправильным. На это явление было обращено особое внимание в Калифорнии, где установлено, что во многих случаях проницаемость экстрагированного керна намного ниже для воды, чем для воздуха. Кроме того, проницаемость для соленой воды обычно больше, чем для пресной воды. Во многих случаях было замечено, что проницаемость породы дляпресной воды равнялась нулю. Такая корректировка воззрений объясняется тем, что большинство коллекторов в своем составе содержат глинистые минералы. Поэтому М. Маскет далее пишет: Сложное взаимодействие между глиной и водой зависит от природы частиц в поровом пространстве и от ионного состава воды. Исследование песчаных коллекторов в Пенсильвании показало, что уменьшение проницаемости находится в зависимости от рН воды -при низких рН проницаемость меньше меняется.
Более поздние отечественные и зарубежныеисследованияподтвердили и далее развили приводимые соображения. Общий итог можно- резюмировать так, что для абсолютных проницаемостей кернов по нефти кн, воде ке, газу кг справедливо: кгФкиФкв (2.1) Обычно ки и кв, заметно меньше кг.
Столь большое внимание уделено понятию абсолютной проницаемости по следующим причинам: - в практике лабораторных исследований кернов обычно замеряются значения. кг. Затем по результатам исследований всего массива, кернового материала устанавливается, корреляционная зависимость коэффициента кг от коэффициента окрытой пористости т, т.е. k=f(m0).
Именно данная зависимость используется при создании 3D геологической, а затем и 3D газогидродинамической модели продуктивного пласта. - в существующих программных комплексах задачи прогнозирования показателей разработки решаются на основе численного интегрирования системы нелинейных дифференциальных уравнений в частных производных в 3D многофазной (нефть, газ, вода) постановке.
При решении дифференциальных уравнений предполагается, что в каждой точке пласта известны: абсолютная проницаемость коллектора по газу; функции относительных фазовых проницаемостей по нефти, газу, воде от коэффициентов флюидонасыщенностей:
Акцент на определение абсолютной проницаемости возрастает в связи с рассмотрением вопросов об относительных фазовых проницаемостях. Ибо они, как правило, или, возможно, повсеместно неправильно интерпретируются по данным лабораторных экспериментов и неверно учитываются в прогнозных расчетах.
На рисунке 2.1 приводятся типичные примеры зависимостей относительных фазовых проницаемостей (ОФП) дд№ газа и воды от коэффициента водонасыщенности образца породы.
В последнее время многие исследователи и ученые, такие как С.Н. Закиров, Э.С. Закиров, А. В. Спиродонов и т.д., в своих работах [74, 39, 33] утверждают, что фазовые проницаемости, приведенные на рисунке 2.1, не совсем корректны, указывая на то, что в гидродинамических моделях (в отличие от геологических) при установлении корреляционной зависимости коэффициента к, от коэффициента открытой пористости т, т.е. кш,= f(m0), необходимо использовать не открытую пористость, а эффективную пористость. Понятно, что . использование различных коэффициентов пористости в геологических и гидродинамических моделях усложняет создание последних и вносит ошибки в вычисления.
Анализ продуктивности эксплуатационных скважин Юрхаровского месторождения
Методы повышения продуктивности добывающих скважин.
Прогнозируемый в ближайшее время большинством аналитиков дальнейший экономический рост России неизбежно потребует не только поддержания на достигнутом уровне, но и значительного увеличения добычи нефти и газа.
Несмотря на то, что большинство крупнейших нефтяных и газовых месторождений страны, длительное; время обеспечивавших: требуемые уровни добычи нефти, вступили в заключающую стадию разработки, потенциал увеличения добычи по-прежнему имеется: Россия:.занимает одну из = лидирующих позиций по разведанным запасам углеводородного.сырья. Вместе с тем следует отметить постоянное ухудшение структуры этих запасов: значительная их часть классифицируется в настоящее время как трудноизвлекаемые и приурочены к залежам, характеризующимся сложным геологическим строением, низкой: и ультранизкой проницаемостью,, высокой вязкостью,нефти, осложненным наличием разломов; активных подошвенных вод и газовых шапок.
Эффективная разработка- таких объектов» уже не может быть, обеспечена: традиционными технологиями/строительства: ш эксплуатации скважин и требует применения? новых методов, нефтегазодобычи, способных обеспечить повышенную производительность скважин; интенсивные; темпы отбора и высокую- конечную нефтегазоотдачу при приемлемой;рентабельности производствам Все известные на сегодняшний день методы интенсификации добычи реализуют одиш из следующих двух (илш оба; одновременно) механизмов:.увеличение рабочего перепада-давления; 2. снижение фильтрационного сопротивления.
Повышение перепада-, давления; очевидно-, - наиболее простой; и дешевый способ- интенсификации добычи. В то же время" его; применение; ограничивается физическими , возможностями; существующего ; нефтегазопромыслового и внутрискважйнного оборудования;.да и резервы;ПО: перепаду давлениягна практике, какшравило; невелики. Методы, снижающие фильтрационное сопротивление течению флюидов; более трудоемки, но/ш значительно- более результативны. При этом, если такие технологии как, например; гидравлический разрыв І пласта (ЕРП) m физико-химические! методы обработки; воздействуют, в основном; лишь на; призабойную зону пласта; уменьшая? ее фильтрационное сопротивление, то применение горизонтальных скважиш.(ГС) позволяет не только» значительно? снизить фильтрационное сопротивление в призабойной зоне, но,; и целенаправленно» влиять; на направления течения; жидкостей? в удалённом- межскважинном; пространстве; пласта и; минимизируя: долю слабо дренируемых зон- в общем поровом объеме пласта.
В связи с высокойстоимостью строительства горизонтальных скважин, существенно повышается значение этапа проектирования (и связанного с ней моделирования) систем разработки с их использованием. При моделировании процессов разработки невозможно ограничиться только применением стандартных пакетов программ (типа «Eclipse», «Tempest-More», «VIP» и др.), осуществляющих численное решение уравнений фильтрации. Дело в том, что, строго говоря, существует бесконечно большое число вариантов разработки конкретного объекта, характеризующихся различными схемами размещения добывающих и нагнетательных, как вертикальных, так и горизонтальных скважин с переменными расстояниями между скважинами и длинами горизонтальных стволов, с различным положением ГС относительно кровли и подошвы продуктивного интервала и т.д. Выбор приемлемого варианта разработки требует проведения большого числа сложных многовариантных расчетов, Огромную роль здесь играет выбор оптимального направления и длины горизонтальных скважин, что в полной мере может быть достигнуто только, с использованием численных моделей залежей. Без знания аналитических зависимостей, дающих представление о степени влияния- каждого из параметров данной системы разработки на уровни добычи газа, программу исследований провести невозможно из-за временных ограничений. Оптимальной является двухступенчатая процедура моделирования, когда на первой стадии с помощью аналитических моделей проводятся предварительные расчеты, позволяющие резко сократить область поиска (т.е. найти первые приближения-, к оптимальным значениям фильтрационных и технологических параметров) и сделать предварительную компоновку вариантов с тем, чтобы на второй стадии с помощью численных гидродинамических расчетов уточнить значения фильтрационных характеристик и сделать окончательный выбор наилучшего варианта. Таким образом, разработка аналитических методов расчета была и остается одной из актуальнейших задач при построении газогидродинамических моделей.
Учитывая, что использование ГС - наиболее перспективный способ повышения эффективности разработки нефтегазовых месторождений, обоснование длинны ствола в продуктивном горизонте требует всестороннего рассмотрения. Считается, что в горизонтальных скважинах перфорированные участки могут иметь длину несколько сотен метров. Потери, давления, однако, за счет трения на этом участке может оказывать значительное влияние на поведение скважины. Давление по стволу скважины в направлении к концу перфорации (то есть дальше от забоя скважины) будет увеличиваться при эксплуатации скважины, т.е. перепад давления будет изменяться в зависимости от длины, перфорированного участка. Это может приводить к падению продуктивности на единицу длины перфорации по направлению к дальнему концу.
Постановка задачи и анализ исходной информации для моделирования
Системы разработки газовых месторождений довольно долгое время строились на основе использования вертикальных и наклонно-направленных скважин. В последнее время в России, как и во всем мире, наблюдается все более активное применение горизонтальных скважин. На многих месторождениях с залежами нефти и газа горизонтальные скважины зарекомендовали себя положительно.
Следует отметить, что имеется немало случаев, когда надежды, связанные с высокими добывными возможностями горизонтальных скважин не оправдывались, что заставляет более обоснованно подходить к применению таких скважин при разработке газовых залежей.
Обычно об эффективности горизонтальной скважины судят, сравнивая отношение ее дебита к дебиту близрасположенных вертикальных скважин. Если это отношение показывает преимущество горизонтальных скважин, то считается, что применение данной конструкции скважин было целесообразно. Такая оценка часто приводит к результатам не в пользу горизонтальных скважин, так как не учитывает ряд важных факторов. Так, например, проведенные ниже расчеты показали, что при одинаковых условиях управления скважинами на устье дебиты наклонно-направленных скважин не намного ниже дебитов горизонтальных скважин, однако при этом рабочие депрессии в горизонтальных скважинах на порядок ниже. В связи с этим следует рассмотреть различные варианты траекторий и проводки стволов горизонтальных скважин по продуктивному разрезу и выявить их преимущества и недостатки в различных условиях.
Объектом исследований выбран участок сеноманской залежи Ямбургского ГКМ размером 2.6x3.6 км, расположенный в районе УКПГ-11, площадь 9.36 км (рис. 4.1). В исследуемой области пласта размещен куст №948, состоящий из четырех наклонно-направленных эксплуатационных скважин и одной вертикальной наблюдательной скважины.
При помощи трехмерной газодинамической модели данного участка залежи проведена оценка потенциальной продуктивности эксплуатационных газовых скважин, работающих в одном кусте, с различной конструкцией и конфигурацией забоев (наклонно- направленные, горизонтальные), проведена оценка оптимальной длинны горизонтального участка.
Обязательным условием комплексного рассмотрения проблем, автором поставлена необходимость решения следующих задач:
1. Создать и адаптировать к начальным пластовым условиям трехмерную газогидродинамическую модель рассматриваемого участка залежи.
2. По результатам газодинамических исследований настроить модели фактических скважин куста №948. По результатам настройки определить коэффициенты несовершенства скважин (гидравлические потери, скин эффект), значения которых будут использованы при многовариантном моделировании работы скважин различной проводки.
3. Создать модели скважин с различными вариантами проводки стволов скважин в продуктивном разрезе газовой залежи (рис. 4.2).
4. На созданных моделях скважин провести исследование их продуктивности при различных условиях: режимы работы, различные варианты глубины спуска фильтра, наличие воды в продукции скважин и т.д.
5. Сделать выводы об эффективности, использования горизонтальных скважин как при разработке конкретного участка (район куста №948) сеноманской газовой залежи Ямбургского ГКМ, так и при разработке других сеноманских газовых залежей.
Бурение наклонно-направленных скважин куста № 948 проведено без вскрытия ГВК, забои скважины находится на значительном удалении от ГВК (минимум 12м. в скважине 9483). Конструкция скважин двухколонная: техническая колонна D 245 мм примерно до глубины 550 м, эксплуатационная D 168 мм (на кровлю, далее хвостовик). Спущена колонна HKTD 114 мм.
Анализ результатов газодинамических исследований. По имеющимся данным на 1.06.2006г. по скважинам куста №948 проведено 3 исследования на стационарных режимах фильтрации. Во всех исследованиях Рзаб определено по данным глубинного замера АМТ.
Как правило, по динамике изменения фильтрационных коэффициентов а и b во времени проблематично оценить добывные возможности скважин, поэтому для анализа продуктивности приняты такие параметры, как депрессия и продуктивность при определенном дебите газа: для фактических - 820 тыс.м /сут, модельных - 900 тыс.м /сут и пластовом давлении (на момент проведения исследования). Продуктивность скважин как фактических, так и модельных рассчитывалась по формуле P=Q/(Pm -Р3аб )-В таблице 4.2 приведены результаты оценки продуктивности фактических скважин. Из трех скважин, на которых были проведены газодинамические исследования, наиболее продуктивной является скважина № 9482 (0/(Рпл2-Рзаб )= 2.44), наименее продуктивной скважина № 9482 (У(Рпл -Рзаб2)=1.79).
