Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Современное состояние применения способов заканчивания скважин для добычи МУП 11
1.1 Изучение опыта применения разных способов заканчивания скважин для добычи МУП 11
1.2 Исследование особенностей применения способов заканчивания скважин для добычи МУП 15
Глава 2. Геолого-физические характеристики изучаемого объекта 35
2.1 Общие сведения о месторождении 35
2.2 Литолого-стратиграфическая характеристика участка QD 37
2.3 Тектоника 40
2.4 Гидрогеологическая характеристика 43
2.5 Угленосные свиты и угленосность 44
2.6 Качественные характеристики угля 48
2.7 Характеристика угольных пластов 54
2.8 Обоснование совместной разработки угольных пластов на участке QD 78
2.9 Определение исходных условий трехмерной гидродинамической модели 82
Глава 3. Определение размера каверны и предварительная оценка эффективности применения заканчивания скважин с кавитацией на участке QD 88
3.1 Разработка алгоритма расчета размера каверны при заканчивании скважин с кавитацией 88
3.2 Определение площади и формы зон дренирования скважины 96
3.3 Анализ влияния размера каверны на эффективность разработки 98
3.4 Выводы к главе 100
Глава 4. Обоснование применения технологии ГРП для добычи МУП на участке QD 101
4.1 Обоснование выбора жидкости разрыва для участка QD 101
4.2 Выбор проппанта 104
4.3 Моделирование ГРП на исследуемом участке QD 107
4.4 Анализ эффективности проведения ГРП и перспективы дальнейшего его применения для добычи МУП на участке QD 118
4.5 Выводы к главе 129
Глава 5. Разработка рекомендаций по оптимизации параметров горизонтальных скважин 131
5.1 Оптимизация параметров U-образной скважины 131
5.2 Оптимизация параметров перистой скважины 140
5.3 Оценка эффективности применения горизонтальных скважин для исследуемого участка QD 147
5.4 Выводы к главе 152
Глава 6. Выбор оптимального заканчивания скважин для добычи МУП на участке QD 154
6.1 Обоснование разделения участка QD на зоны для выбора оптимального заканчивания скважин 155
6.2 Расчет экономических показателей разработки 157
6.3 Анализ чувствительности эффективности разработки к параметрам угольных пластов 166
6.4 Оценка степени риска применения способов заканчивания скважин 173
6.5 Выбор оптимального заканчивания скважин для участка QD 176
6.6 Выводы к главе 185
Основные выводы и результаты 187
Список сокращений 189
Литература 190
Приложение 1 206
Приложение 2 211
- Изучение опыта применения разных способов заканчивания скважин для добычи МУП
- Обоснование совместной разработки угольных пластов на участке QD
- Оптимизация параметров U-образной скважины
- Выбор оптимального заканчивания скважин для участка QD
Изучение опыта применения разных способов заканчивания скважин для добычи МУП
В современной нефтегазовой промышленности интерес к разведке и разработке запасов нетрадиционных источников углеводородов возрастает. Добыча МУП имеет большое социальное и экономическое значение, и в связи с этим во многих странах занимаются его добычей [7], в том числе в США, Канаде, Австралии, Китае, России и Индии. Эти страны занимают 38,2% общей площади суши Земли. В настоящее время добыча МУП в промышленных масштабах ведется в США, Австралии, Канаде и Китае.
В США впервые начали добывать метан из угольных пластов еще в 1970-х годах. Эта страна до сих пор является самой успешной в этой отрасли. При этом используются различные методы заканчивания скважин для добычи МУП [8]. Так как большинство угольных бассейнов там характеризуется слабо тектонической раздробленностью и высокой проницаемостью пласта [9], скважины, законченные разными способами, как правило, обладают высоким дебитом. Например, в бассейне Powder River наиболее перспективным способом заканчивания скважин является расширение открытого забоя скважины; в бассейнах Black Warrior и Raton успешно применяется гидроразрыв пласта (ГРП); в бассейнах Appalachian и Arkoma – горизонтальные скважины (в том числе и перистые скважины ); а в бассейне San Juan дебиты газа при применении метода заканчивания скважин с кавитацией (пневмо-гидродинамическое воздействие на угольный пласт с кавернообразованием) составляет десятки тысяч метров кубических в сутки [10].
Разведку МУП начали в Австралии в 1976 году, и осуществили его коммерческую добычу в 2006 году [11]. Угольные пласты здесь обладают большой метаноносностью, большим диапазоном водонасыщенности, и высокими местными напряжениями горных пород. Выбор способов заканчивания скважин для добычи МУП проведен исходя из вышеуказанных характеристик местных углей, с учетом имеющегося опыта США. В Австралии (Queensland) в конце 1990-х годов были разработаны U-образные скважины из-за отсутствия опыта проведения ГРП. Дебит газа, с применением U-образных скважин, составляет более 28000 м в сутки [9]. На участках Fairview и Spring Gully угольного бассейна Bowen Австралии достигли коммерческого успеха при использовании метода заканчивания скважин с кавитацией. На месторождении Peat был получен хороший результат с использованием ГРП.
В 1980-х годах Канада начала разведку МУП, однако эта отрасль развивалась медленно до 2000 года, когда государство стало стимулировать эти проекты [12]. Угольные пласты здесь характеризуются низкой метаноносностью (1-10 м3/т), низкой проницаемостью (0,1-10 мД) и низкой водонасыщенностью (5%). Основные проекты находятся в Западно-Канадском осадочном бассейне, где на разрабатываемых площадках Mannville и British Columbia исходя из характеристик местных углей используются горизонтальные скважины (в том числе перистые скважины), а в Horseshoe Canyon пластах – ГРП.
Технологии и методы бурения и заканчивания скважин для добычи МУП в Китае начали развиваться с 1990-х гг., и в настоящее время коммерческая добыча находится еще на начальной стадии [13]. Различные способы заканчивания скважин здесь были протестированы. Традиционная технология заканчивания скважины при необсаженном забое и расширение забоя скважины не получили широкого применения. Самыми крупными угольными бассейнами по ресурсам метана в Китае являются Ордос (расположенный в провинции Shanxi и автономном районе Внутренней Монголии) и Qinshui (расположенный в провинции Shanxi). Доля ресурсов метана в этих угольных бассейнах составляет 37,5% от общего объема ресурсов МУП в Китае. В бассейнах Qinshui, Ордос и угольных пластах Северо-Китайского нефтегазоносного бассейна был протестирован метод заканчивания скважины с кавитацией. Однако конечная газоотдача, частота проведения очистки скважин, срок службы скважин и экономическая целесообразность данного метода еще нуждаются в дальнейшем изучении.
В Китае ГРП проводится на разных участках бассейна Qinshui и в СевероКитайском нефтегазоносном бассейне с положительным результатом, где самый большой дебит скважины составляет 16000 м в сутки [14]. В последние годы горизонтальные скважины применялись в различных бассейнах и показали свою большую перспективность. Хотя их применение сопряжено с рядом технических рисков, наиболее распространенными среди которых являются обвалы стенок скважин.
Следует отметить, что даже в одном и том же бассейне оптимальный способ заканчивания скважины для добычи МУП может быть разным и не единственным на различных участках и в разные периоды времени. Например, на участке Fairway бассейна San Juan самым успешным является способ заканчивания с кавитацией, а на участке Nonfairway этот метод оказался неэффективным (на участке Fruitland этого бассейна самый эффективный способ – ГРП, а на участке North fairway – горизонтальные скважины). В последние годы горизонтальные скважины все больше применяются в различных угольных бассейнах Китая благодаря развитию этой технологии и ее удешевлению.
Условия применения способа заканчивания скважин и связанные с ним технические сложности, в значительной степени, предопределяют частоту его использования. В этой работе рассмотрены следующие способы заканчивания скважин: 1) вертикальные скважины без кавернообразования и без проведения ГРП, 2) вертикальные скважины с кавитацией, 3) вертикальные скважин с применением ГРП, 4) U-образные скважины, 5) перистые скважины. После анализа более 300 опубликованных статей из разных стран (60% на английском, 30% на китайском, 10% на русском языке) автором было определено, что 70% из общего количества публикаций посвящено ГРП. Частота использования разных способов заканчивания скважин показана на рисунке 1.1.
Как видно из рисунка, что в мировой практике наиболее часто используется ГРП, так как этот метод наиболее универсален, и применяется в различных горногеологических условиях. Заканчивание скважин с кавитацией как современная и уникальная для добычи МУП технология предъявляет высокие требования к геологическим и пластовым условиям, поэтому реже, и только при благоприятных горно-геологических условиях применяются методы кавернообразования и расширения открытого забоя скважины. В настоящее время все чаще используются горизонтальные скважины, поскольку для добычи МУП они имеют незаменимые преимущества перед другими способами заканчивания скважин.
По сравнению с традиционными газовыми месторождениями, разработка метаноугольных сопровождается более высокой степенью неопределенности и рисков. Опыт разных стран в области добычи МУП показывает, что в разных угольных пластах геологические условия их залегания и фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) сильно отличаются, эффективность и экономическая целесообразность применения методов заканчивания могут оказаться неопределенным и изменчивым. В связи с этим, необходимо разработать комплексный подход к выбору оптимального заканчивания скважин для разработки метаноугольных месторождений в зависимости от особенностей и условий залегания.
Обоснование совместной разработки угольных пластов на участке QD
На исследуемом участке QD находятся 17 угольных пластов мощностью 14,67 м, среди которых пласты S Шаньси свиты и SW Тайюань свиты имеют устойчивые мощности (суммарная мощность в среднем составляет 10,7 м) и представляют наибольший интерес для промысловой добычи МУП.
Метаноугольные месторождения, как правило, являются многопластовыми, и продуктивные пласты неоднородны прежде всего по коллекторским свойствам, например, мощность, проницаемость, рабочая угленосность, давление, сорбционные свойства и т.д. Тем более отдельный угольный пласт часто характеризуется низкой плотностью ресурсов метана, поэтому на каждый продуктивный пласт бурить свою сетку скважин экономически убыточно. Одним из возможных решений вышеизложенной проблемы является совместная разработка нескольких метаноугольных пластов. Совместная разработка метаноугольных пластов -объединение двух и более метаноугольных пластов в единый эксплуатационный объект путём одновременного отбора из них пластовых флюидов единой сеткой скважин [104, 105]. Совместная разработка на многопластовых участках способна снизить инвестиционные затраты, повысить продуктивность скважины и сократить период разработки.
Выделение метаноугольных пластов для их совместной разработки является сложной комплексной проблемой. В один эксплуатационный объект выделяют продуктивные пласты с близкими коллекторскими свойствами (особенно проницаемостью) [105], составом и свойствами пластовых флюидов, с близким значением градиента давления и сходными механическими и сорбционными свойствами угольной породы.
Правильное объединение пластов при совместной разработке приводит к равномерному распространению депрессионной воронки пластового давления и одновременной десорбции метана по всему разрезу разных продуктивных пластов. Резкое различие физико-геологических характеристик пластов приводит к снижению эффективности совместной разработки. Например, дебит скважины по газу при совместной разработке трех угольных пластов на метаноугольном месторождении Zhina Китая даже меньше, чем дебит скважины, которая пробурена на один продуктивный пласт на этом же месторождении [106]. С 2006 года проводилось много исследований по изучению совместной разработки в бассейне Qinshui на участках Panzhuang, Fanzhuang, Chengzhuang и др., однако эффективность ее применения неоднозначна [107]. Поэтому необходимо обосновать осуществимость совместной разработки угольных пластов S и SW на исследуемом участке на основе анализа приведенных ниже параметров, которые могут в значительной степени влиять на успешность выполнения совместной разработки.
Градиент давления
Давление является мерой пластовой энергии. Когда градиенты давления в разных пластах сильно отличаются, при совместной разработке возможны перетоки пластовых флюидов из пластов с большим градиентом давления в пласты с меньшим градиентом давления. Такие перетоки флюидов, с одной стороны, препятствуют снижению давления и десорбции метана в пластах с меньшим давлением, с другой, способствуют миграции угольной крошки в пластах с большим градиентом давления. Некоторые авторы считают [108-110], что перетоки пластовых флюидов возможны тогда, когда различие давления в разных пластах больше 1,2 МПа.
На исследуемом участке QD давление в пласте SW немного больше давления в пласте S, и оба пласта относятся к пластам с аномально низким пластовым давлением. По данным испытания в шести параметрических скважинах на этом участке градиент давления в пласте S в среднем составляет 0,723 МПа/100 м; в пласте SW - 0,753 МПа/100 м. Градиенты давления в пластах S и SW немного отличаются, разность градиента давления составляет только 0,03 МПа/100 м, и различие давления в пластах намного меньше 1,2 МПа.
Критическое давление десорбции
Критическое давление десорбции - давление, при котором метан начинает десорбироваться из угля по мере обезвоживания. При совместной разработке необходимо учитывать сорбционные свойства угольной породы в разных продуктивных пластах. В случае резкого различия критического давления десорбции при совместной разработке снижение пластового давления и десорбция метана сначала происходят в небольшой периферийной зоне вокруг скважины в угольных пластах с большим критическим давлением десорбции, в результате чего происходит смыкание трещин и уменьшается проницаемость в этой зоне из-за интенсивного падения порового давления в системе кливажей. Вследствие этого затрудняются процесс обезвоживания и расширение воронок депрессии давления, и площадь десорбции метана ограничена, что в конечном итоге приводит к ухудшению результатов совместной разработки. Некоторые авторы считают [108, 110, 111], что при различии критического давления десорбции меньше 1,0 МПа десорбция метана одновременно происходит по всему разрезу разных продуктивных пластов.
На основе анализа данных из параметрических скважин на участке QD мной вычислены средние значения критического давления десорбции для пластов S и SW. Среднее критическое давление десорбции для пластов S и SW составляет 2,360 и 2,811 МПа, соответственно, разница составляет 0,451 МПа и гораздо меньше 1,0 МПа.
Проницаемость
Проницаемость угольных пластов в значительной степени определяет скорость расширения воронок депрессии давления. Если значения проницаемости разных пластов сильно отличаются, то в разных пластах скорости распространения депрессионной воронки давления также сильно отличаются, что приводит к отсрочке или отсутствию десорбции и добычи метана из одного или больше пластов.
Проницаемость на участке QD равномерно распределяется по площади. Проницаемость пласта S в среднем составляет 1,470 мД, проницаемость пласта SW -1,165 мД. Хотя проницаемость пласта SW чуть меньше, чем проницаемость пласта S, оба пласта имеют одинаковый порядок величины проницаемости, поэтому совместная разработка подходит для добычи МУП на участке QD.
Темп добычи пластовой воды
Для совместной разработки желательно иметь сходные темпы добычи пластовой воды из всех продуктивных пластов. Сильное отличие в темпах обезвоживания разных пластов приводит к миграции угольной крошки. Согласно данным по добыче МУП на соседних участках бассейна Qinshui, максимальный темп добычи пластовой воды из пласта S составляет 6,43 м/сут, и средний темп добычи воды в период стабильной добычи метана составляет 0,93 м/сут; максимальный темп добычи воды из пласта SW составляет 12,67 м/сут, и темп добычи воды в период стабильной добычи метана - 1,17 м/сут. Так как различие между темпами добычи воды из разных пластов незначительно, вероятность успешного применения совместной разработки угольных пластов S и SW очень высока.
Физико-механические свойства углей и вмещающих пород
При анализе осуществимости совместной разработки физико-механические свойства углей и вмещающих пород главным образом влияют на эффективность проведения ГРП. Если механические свойства углей сильно отличаются от свойств вмещающих пород, а кровля и подошва угольных пластов обладают большой устойчивой мощностью, то трещины разрыва ограничены в пределах продуктивных пластов и не проникают во вмещающие породы. По данным шести параметрических скважин толщина кровель и подошв целевых угольных пластов на участке QD колеблется от 3,95 м до 9,0 м. Значения упругих и прочностных характеристик углей (модуль упругости, коэффициент Пуассона, прочность на сжатие и на растяжение) намного отличаются от вмещающих пород.
Оптимизация параметров U-образной скважины
Чтобы определить оптимальную удельную площадь дренирования скважины с применением U-образной скважины на участке QD применяется численное моделирование разработки с помощью семейства симуляторов Eclipse.
Моделирование проводилось на трехмерной прямоугольной сетке площадью: 0,25 км2, 0,45 км2, и 0,65 км2. Дебит скважины по газу и накопленная добыча газа при разной удельной площади дренирования показаны на рисунке 5.1.
Из рисунка видно, что при варианте с площадью дренирования 0,25 км2 максимальный дебит газа наступает вскоре после начала разработки, даже намного меньше 1-го года. Затем происходит резкое падение дебита, и на поздней стадии разработки дебит газа снижается ниже минимального экономически допустимого. При этом накопленная добыча газа составляет 3,26 107 м3, и конечный коэффициент извлечения метана - 60,8%. При варианте с площадью дренирования 0,65 км2 дебит газа достигает максимальных значений через почти полтора года с начала эксплуатации. Затем дебит по газу плавно снижается в течение длительного периода времени, и даже к концу срока разработки дебит газа остается большим. В этом случае накопленная добыча газа составляет 6,31 107 м3, и конечный коэффициент извлечения метана - 45,2%. Когда площадь дренирования составляет 0,45 км2, накопленная добыча газа составляет 5,13 107 м3, и конечный коэффициент извлечения метана – 53,2%. Таким образом, на изучаемом участке QD целесообразно применение площади дренирования 0,45 км2.
Для определения оптимальной длины горизонтального участка U-образной скважины в этой работе проводилось численное моделирование разработки с горизонтальным участком длиной 600 м, 700 м, 800 м, 900 м, 1000 м, 1100м и 1200 м. Результаты расчетов показаны на рисунке 5.2. Дебит скважины напрямую зависит от длины горизонтального ствола. С увеличением длины горизонтального участка накопленная добыча газа, безусловно, растет, поэтому введем понятие удельной добычи газа на единицу длины горизонтального участка, значение которого равно отношению накопленной добычи газа к длине горизонтального участка.
Из рисунка видно, что с увеличением длины горизонтального участка удельная добыча газа уменьшается, особенно когда длина горизонтального участка превышает 1000 м. С экономической точки зрения, при отсутствии ограничения во времени для добычи МУП эффективность дренирования всего коллектора прямо пропорциональна длине скважины, но бурение скважин большой длины дороже и из-за этого нецелесообразно. К тому же потери давления на горизонтальном участке скважины и риск обвала стенок ствола скважины возрастают с увеличением протяженности горизонтального участка. Кроме того, согласно исследованию автора Li [170], по мере увеличения длины горизонтального участка повышение расходов на бурение и ремонт горизонтальной скважины имеет вид, показанный на рисунке 5.3. Поэтому существует оптимальная длина, выход за предел которой не приведет к увеличению прибыли.
Посмотрим опыт применения U-образной скважины в бассейне Qinshui: по состоянию на 2016 год на участке Shouyang успешно пробурили 5 U-образных скважин суммарной длиной горизонтального участка 4681 м; на участке Jincheng - 21 U-образная скважина суммарной длиной 25000 м [171]; на участке Panzhuang - 1 U-образная скважина длиной 910 м [172]. Таким образом, с учетом результатов моделирования и опыта применения U-образных скважин в бассейне Qinshui установлена оптимальная длина горизонтального участка – 1000 м.
В связи с наклоном угольных пластов существуют три варианта размещения вертикальной составляющей, которые иллюстрируются на рисунке 5.4. В варианте 1 горизонтальный участок пробурен по восходящему направлению угольного пласта, и вертикальная составляющая находится в верхней части наклонного пласта. В варианте 2 горизонтальный участок пробурен по нисходящему направлению пласта и, соответственно, вертикальная составляющая размещена в нижней части наклонного пласта. В варианте 3 горизонтальный участок располагается перпендикулярно направлению наклона пласта.
При бурении горизонтального участка по нисходящему направлению пласта эффективным участком для обезвоживания газоносного угольного пласта и добычи метана является наклонный участок AB (смотреть рисунок 5.4). В процессе обезвоживания вода из угольного пласта под действием силы тяжести легко движется по наклонному участку AB к забою B вертикальной составляющей, далее с помощью насоса поднимается на поверхность земли. Такая дренажная схема способствует быстрому удалению пластовой воды за счет гравитационного воздействия. Чем быстрее идет процесс обезвоживания, тем скорее метан переходит в свободное состояние, тем быстрее начинается добыча газа. Таким образом, можно сказать, что вариант 2 более подходит для добычи МУП на участке QD бассейна Qinshui. Этот вариант использован для дальнейшего исследования.
Контроль за направлением скважины с целью перехвата основного источника проницаемости (система кливажей) в пласте - одно из важных преимуществ применения горизонтальных скважин. Система кливажей в угольных пластах имеет сильную направленность, что приводит к анизотропии проницаемости пласта, тогда возникает вопрос о направлении горизонтального участка при размещении скважин. Чтобы изучить влияние направления горизонтального участка U-образной скважины относительно системы кливажей на работы скважины, были протестированы три варианта размещения горизонтального участка, которые показаны на рисунке 5.6. В варианте 1 горизонтальный участок перпендикулярен направлению главного кливажа; в варианте 2 параллелен ему; в варианте 3 горизонтальный участок пересекает главный кливаж под углом (45). Результаты расчетов показаны на рисунке 5.7.
В варианте 2 (горизонтальный участок параллелен направлению главного кливажа) в начальный период обезвоживания дебит воды меньше, чем в вариантах 137 и 3, и, соответственно, процесс обезвоживания идет медленно. Во втором варианте размещения скважин проницаемость пласта по направлению горизонтальной составляющей больше, а проницаемость в перпендикулярном направлении к скважине меньше, что препятствует движению флюидов к горизонтальному участку. В результате проводится быстрое обезвоживание эллипсоидальной области угольного пласта, в которой находится горизонтальный участок, движение пластовой воды затрудняется, т.е. вода за пределами этой области не успевает сюда попасть, чтобы поддерживать давление. При этом варианте размещения скважины давление в эллипсоидальной области стремительно снижается, быстро выделяется небольшой объем метана и начинается добыча газа. Но в целом в варианте 1 быстрее идет процесс обезвоживания и наступает момент максимального дебита газа, и накопленная добыча газа больше, тогда как в варианте 2 затруднено не только движение воды к горизонтальному участку, но и движение газа. Таким образом, рекомендуется вариант 1 размещения скважины, который использован для дальнейшего исследования.
В этой работе предусмотрены 3 варианта расположения горизонтального ствола U-образной скважины по толщине пласта: горизонтальный ствол в верхней части угольного пласта (вариант 1), в середине пласта (вариант 2) и в нижней части пласта (вариант 3). Результаты расчетов представлены на рисунке 5.8.
Дебит скважины и накопленная добыча газа по вариантам расположения горизонтального ствола по толщине пласта отличаются за счет воздействия силы тяжести. Из рисунка видно, что показатели разработки практически очень мало отличаются при разных вариантах расположения горизонтального ствола. При расположении горизонтального ствола в середине угольного пласта наблюдаются наибольшие дебит и накопленная добыча газа. Кроме того, с технической точки зрения расположение горизонтального ствола в середине пласта позволяет в ходе бурения снизить риск его выхода из продуктивного пласта. Поэтому при добыче МУП на участке QD следует размещать горизонтальный участок U-образной скважины в середине угольных пластов.
Выбор оптимального заканчивания скважин для участка QD
Для добычи МУП особенно важным является выбор способов заканчивания скважин. Ранее в этой главе проведен анализ чувствительности эффективности разработки к параметрам угольных пластов, определены технологические и экономические показатели разработки, оценены степени риска для каждого рассматриваемого способа заканчивания. Полученные результаты будут служить основанием для выбора оптимального заканчивания скважин в зонах участка QD. Правильное решение должно основываться не только на максимизации экономической эффективности, но и на улучшении технологических показателей разработки и минимизации рисков при заканчивании скважин, влияющих на ход разработки месторождения. При этом учитывается достаточно много критериев оптимизации, поэтому в этой работе предлагается применить метод оскулирующих значений для свертки критериев оптимальности в единственный составной критерий.
Для добычи МУП на участке QD рассматриваются пять способов заканчивания скважин. Поэтому имеются n-мерные (n = 5) векторы параметров, характеризующие способы заканчивания. В ходе исследования задача выбора оптимального заканчивания решается с помощью m-критериев (m = 7): время обезвоживания до начала добычи газа (m1), максимальный дебит газа (m2), накопленная добыча газа (m3), капитальные вложения в заканчивание скважины (m4), ЧДД (m5), срок окупаемости (m6), степень риска применения способов заканчивания скважин (m7). В зависимости от смысла используемых критериев для каждого из них необходимо найти минимум или максимум среди множества вариантов способа заканчивания. Часто бывают случаи, когда точка, значение которой по определенному критерию (например, капитальные вложения, степень риска и т.д.) требуется найти минимум, не может совпадать с точкой, значение которой по другому критерию должно найти максимум (например, дебит газа, ЧДД и т.д.). Для подобных случаев хорошо подходит метод оскулирующих значений. Ниже описано применение этого метода на примере добычи МУП в зоне № 5 исследуемого участка.
1) Построение матрицы с исходными данными
Определив значения необходимых показателей разработки месторождения и критерия оптимальности можно создать таблицу с исходными данными (смотреть таблицу 6.6). По строкам таблицы записываются критерия для выбора оптимального заканчивания, по столбцам - рассматриваемые способы заканчивания. Затем полное условие задачи задается исходной матрицей А (смотреть формулу 6.2), которая создана исходя из данных таблицы 6.6.
2) Обработка исходной матрицы
В исходной матрице нахождение точки максимума или минимума зависит от смысла используемых критериев. На этом этапе необходимо получить матрицу, в 178 которой для каждого критерия требуется найти максимум. В этом случае нужно обратить следующие показатели в критерии на "максимум": время обезвоживания, капитальные вложения, срок окупаемости и степень риска. При этом критерий на "минимум" может быть преобразован в критерий на "максимум" путем изменения знака соответствующего выражения в формуле 6.3.
3) Получение нормированной матрицы
Для вычисления элемента сij нормированной матрицы используется формула 6.4. Результаты вычисления нормированной матрицы с учетом весовых коэффициентов критериев показаны в формуле 6.5.
4) Определение наилучшего и наихудшего объектов (опорные точки)
Для определения опорных точек следует выбрать максимальный и минимальный элемент по каждому столбцу нормированной матрицы. Точка с максимальными значениями критериев отмечена как наилучший объект (Amax), точка с минимальными значениями критериев - наихудший объект (Amin).
Таким образом, оптимальный способ заканчивания скважин в разных зонах меняется в зависимости от геолого-физических характеристик угольных пластов и технологических особенностей способов заканчивания скважин. В результате исследования установлены оптимальные способы заканчивания скважин для участка QD: зона 1 - перистые скважины (S5=0,0819), зона 3 - U-образные скважины (S4=0,0920), зона 4 - заканчивание с проведением ГРП (S3=0,0447), зона 5 - U-образные скважины (S4=0,0000), зона 6 - заканчивание с проведением ГРП (S3=0,0194).
Ниже перечислены основные показатели разработки месторождения во всех изучаемых зонах участка.
Для добычи МУП в зоне № 1 участка наиболее предпочтительным способом заканчивания является перистая скважина, на втором месте идут U-образные скважины. При применении перистых скважин максимальный дебит скважины по газу составляет 21,0 103м3/сут., накопленная добыча в этой зоне – 2,89 108м3, конечный коэффициент газоотдачи – 35,1%, чистая прибыль – 1,43 108 юань, срок окупаемости – 5,8 лет.
Для добычи МУП в зоне № 3 участка наиболее предпочтительным способом заканчивания является U-образная скважина, на втором месте идут перистые скважины. При применении U-образных скважин максимальный дебит скважины по газу составляет 6,8 103м3/сут., накопленная добыча в этой зоне – 2,23 108м3, конечный коэффициент газоотдачи – 33,8%, чистая прибыль – 8,23 107 юань, срок окупаемости – 9,0 лет.
Для добычи МУП в зоне № 4 участка наиболее предпочтительным способом заканчивания является вертикальная скважина с проведением ГРП, на втором месте идут U-образные скважины. При применении вертикальных скважин с ГРП максимальный дебит скважины по газу составляет 5,1 103м3/сут., накопленная добыча – 7,79 108м3, конечный коэффициент газоотдачи в этой зоне – 43,2%, чистая прибыль – 5,17 108 юань, срок окупаемости – 4,1 лет.
Для добычи МУП в зоне № 5 участка наиболее предпочтительным способом заканчивания является U-образная скважина, на втором месте идут перистые скважины. При применении U-образных скважин максимальный дебит скважины по газу составляет 17,7 103м3/сут., накопленная добыча в этой зоне – 6,83 108м3, конечный коэффициент газоотдачи – 45,0%, чистая прибыль – 4,74 108 юань, срок окупаемости – 2,9 лет.
Для добычи МУП в зоне № 6 участка наиболее предпочтительным способом заканчивания является вертикальная скважина с проведением ГРП, на втором месте идут U-образные и перистые скважины. При применении вертикальных скважин с ГРП максимальный дебит скважины по газу составляет 4,3 103м3/сут., накопленная добыча в этой зоне – 9,01 108м3, конечный коэффициент газоотдачи – 38,8%, чистая прибыль – 5,54 108 юань, срок окупаемости – 4,9 лет. По результатам гидродинамического моделирования выявлено, что в пределах одной и той же зоны участка QD наибольшие значения дебита по газу достигаются при применении перистых скважин. При применении одного и того же способа заканчивания наибольшее значение дебита газа достигается в зонах № 4 и 5. Наибольшие объемы накопленной добычи газа достигаются в зоне № 4, где имеются большие мощность и метаноносность пластов, хотя угольные пласты в этой зоне имеют среднее значение проницаемости.
С экономической точки зрения горизонтальные скважины целесообразно применить во всех исследуемых зонах. В зоне № 5 экономически обосновано применение всех способов заканчивания скважин. Наихудшие технологические и экономические показатели разработки 182 месторождения наблюдаются при применении базового варианта и способа заканчивания с кавитацией. Но применение этих способов заканчивания сопровождается самой низкой степенью риска. При этом показатели разработки при заканчивании с кавитацией намного лучше, чем при применении базового варианта. Поэтому предлагается рассмотреть возможность применения заканчивания с кавитацией в условиях высоких геологических неопределенностей. По данным 6 параметрических скважин, которые приведены во второй главе, значения параметров угольных пластов делятся на большие, средние и малые. Классификация угольных пластов на участке QD приведена в таблице 6.8.