Структура и характеристика Оренбургского месторождения

Содержание

Введение

. Геолого-геофизическая характеристика месторождения

.1 Геологическое строение

.2. Гидрогеологическая характеристика месторождения

. Определение параметров газоконденсатной смеси УКПГ-8

. Расчет параметров «средней» скважины УКПГ-8

. Анализ основных показателей разработки зоны УКПГ-8

.1 Определение запасов газа

. Расчет устьевого давления «средней» скважины по годам

. Анализ основных показателей разработки зоны УКПГ-8

. Прогнозирование основных показателей разработки зоны УКПГ-8

Список использованных источников

Введение

Разработка любого месторождения природных углеводородов ведется согласно проектным документам, которые составляются для каждой стадии разработки месторождения. Исходная информация, используемая при прогнозировании изменения основных показателей, объективно не может быть полностью достоверной. В связи с этим необходимо вести постоянный анализ основных показателей разработки, что означает сравнение проектных и фактических данных в течение заданного периода времени.

Анализ позволяет выявить причины несоответствия проектных и фактических основных показателей и учесть их при корректировании проектных документов.

В курсовом проекте дана краткая геологическая характеристика месторождения, особенности геологического строения зоны, емкостные и фильтрационные свойства залежи дренируемой скважинами, подключенными к УКПГ-8, выполнен анализ основных показателей разработки до 2010 года, рассчитаны запасы газа зоны УКПГ-8 методом падения пластового давления по фактическим данным разработки. Определены параметры «средней» скважины, которые использовались в прогнозных расчетах основных показателей до 2020 года.

1. Геолого-геофизическая характеристика месторождения

.1 Геологическое строение

Оренбургский вал, с которым связано ОНГКМ, имеет достаточно сложное строение в связи с проявлением в его пределах тектонических и седиментационных структуро-формирующих факторов. Простираясь с запада на восток, структура имеет протяженность более 100 км и ширину от 10 до20 км.

Структура Оренбургского месторождения изучена по более чем 1000 скважинам.

По кровле артинской карбонатной толщи структура выделяется в виде единого поднятия (типа брахиантиклинали) и оконтуривается изогипсами минус 1600, 1650 и 1700 м. Наиболее высокие отметки (минус 1230-1240 м) в пределах поднятия приурочены к его сводовой части (район скв.18-д, 106, и др.). На севере структуры, где поднятие контролируется крутым крылом (10-15°), отметки достигают минус 1800-1840м в западной части поднятия (скв.5, 84, 98) и почти минус 1900 м - в восточной (скв. Г-10).

На южном крыле, характеризующемся погружением не более чем на 1,5-2°, наиболее глубокие абсолютные отметки равны минус 1760 на западе (скв.82), минус 1780 м - в центре (скв.43) и минус 1825 м - на востоке (скв.179). Из-за различной крутизны крыльев поднятие приобретает форму явно асимметричной структуры.

В пределах поднятия выделяются три купола - Западный, Центральный и Восточный.

Западный купол, выделяющийся как обособленное поднятие с размерами 20х6 км и амплитудой 120 м по кровле III объекта, по кровле артинской карбонатной толщи отмечается в виде обширной периклинали (25х12 км). Амплитуда в районе Западного купола (относительно северного и южного погружений) достигает 300 м.

Центральный купол, выделяющийся в виде самостоятельного поднятия (40х13 км, амплитуда 280 м) по III объекту, по артинской карбонатной толще образует наиболее крупную (50х18 км) и наиболее приподнятую часть Оренбургского поднятия. В своде купола, являющегося одновременно и сводом всего поднятия, отметки равны минус 1230-1240 м. Амплитуда купола достигает почти 500 м. На востоке (район скв. 618, 621) Центральный купол отделяется от Восточного неглубоким прогибом (с погружением до минус 1580-1590 м).

Восточный купол в своде имеет абсолютные отметки минус 1460 -1470 м, что ниже относительно свода Центрального купола более чем на 200 м. Свод купола вырисовывается по изогипсе минус 1650 м в виде поднятия, имеющего почти изометрическую вершину (изогипса минус 1550 м), и протяженную (на восток) периклиналь. Размеры свода 16х6 км. С юга к своду примыкает сравнительно широкое (3-4 км) моноклинальное крыло, а с востока - обширная (14х8 км) террасообразная площадка.

Разрез основной газоконденсатной залежи слагают породы нижней перми в объеме от артинского до ассельского яруса и каменноугольные отложения в объеме верхнего и среднего отделов. Сложен разрез известняками органогенными, в значительной степени измененными, перекристаллизованными, доломитизированными и сульфатизированными, участками трещиноватыми.

Продуктивные пласты и объекты.

По разрезу от нижнепермских до среднекаменноугольных отложений включительно в пределах месторождения выделено и изучено более 10 продуктивных (содержащих газ, нефть) пластов.

Исторически сложилось, что для разбивки залежи по разрезу используются термины «первый», «второй» и «третий объект». Многие исследователи до настоящего времени используют эту терминологию. В этом случае следует иметь ввиду, что первый объект - это часть разреза, включающая породы артинского и сакмарского ярусов, второй объект - включает нижнюю часть сакмарского яруса, ассельские и частично верхнекаменноугольные отложения, третий объект - включает отложения верхнего и частично среднего карбона.

В «Проекте доразработки ОНГКМ», выполненном в 1996 г. было показано, что основную залежь с позиций разработки можно рассматривать как состоящую из двух объектов: первый объект включает артинско-сакмарские отложения - собственно выделенный геологический объект, и второй объект - нижнюю часть сакмарских отложений, ассельские и верхне- и среднекаменноугольные отложения, т.е. включает в себя второй и третий геологические объекты. Условно выделенные геологами второй и третий объекты представляют собой единый объект разработки - второй.

В настоящем документе для преемственности исследований используются термины «второй и третий объект разработки» в понимании геологических объектов.

Ниже приводится описание трех условно выделенных геологических объектов и пластов, составляющих основную газоконденсатную залежь.геологический объект

Первый объект выделен и прослежен в пределах Западного и Центрального куполов. Он включает породы артинского и сакмарского ярусов. На востоке I объекту отвечает одновозрастная толща пород, более дробно расчлененная (с точки зрения наличия пластов-коллекторов и пластов-перемычек).

В литологическом отношении объект представлен известняками, в верхней части участками значительно сульфатизированными и доломитизированными. Общие толщины пласта, закономерно увеличиваясь по направлению с запада на восток, изменяются от 60-70 до 100-150 м.

ГНК первого объкта принят на абсолютной отметке минус 1720 м. Контакт нефть - вода - на отметке минус 1750 м.

При принятых контактах размеры первого объекта достигают: более 70 км по длине, 10-12 км по ширине в западной части и почти 20 км - в центральной.

Отложения литологически экранированы (на востоке, на участке прогиба между центральным и восточным куполами).

Газонасыщенные толщины достигают:

-   поровый коллектор - 30-40 м;

-       трещинно-поровый коллектор - 10-20 м на западе и 20-60 м в центральной части;

-       трещинный коллектор - на западе 5-10 м, в центральной части: 30-50 м.

Нефтенасыщенные толщины - 4-10 м и в единичных случаях до 18 м. Объем газонасыщенных пород 35,2 млрд. м³ (60% объема залежи), нефтенасыщенных - 0,39 млрд. м³ (0,7%).

На средний подсчетный уровень начальное пластовое давление равно 19,5 МПа, пластовая температура составляет 29,34°С.

Как показали результаты доразведки, нефтяные оторочки I и II объектов в центральной части месторождения изначально имели мозаичное распространение, промышленной ценности не имеют.

Объект состоит из целой серии проницаемых пропластков, разделенных плотными и уплотненными разностями.

Проницаемые пропластки (коллекторы) подразделены в зависимости от их фильтрационно-емкостных свойств на: поровые, трещинно-поровые и трещинные.

Пропластки-коллекторы порового типа в разрезе преобладают. Как правило, количество их достигает более 20, нередко и более 30-40, а также, в единичных случаях (Центральный купол, скв.307), более 60. Однако имеются скважины, где количество пропластков в пределах объекта менее 10 (Западный купол - скв.15043; Центральный - скв.8007 и др.).

Толщины отдельных пропластков колеблются в достаточно широких пределах: от 0,4-0,6 м до нескольких метров. В единичных случаях толщины пропластков достигают более 10 м (например, по скв. 219 на Центральном куполе).

Суммарная эффективная толщина пропластков изменяется также достаточно широко: иногда менее 10 м, а иногда более 40 м. В целом определилось, что наибольшие толщины свойственны сводовым участкам куполов, а наименьшие - крыльевым.

На Западном куполе, в сводовых и присводовых участках, эффективные толщины I объекта составляют более 20-30 м (скв. 15020 и др.), на крыльях - менее 10 м, а в пределах Центрального, соответственно, - 40 метров в районе свода (скв. 1006, 219 и др.) и 20-10 м на крыльях (скв. 3027, 3081 и др.).

Пропластки-коллекторы трещинно-порового типа имеют толщины сравнительно невысокие: от 0,4 до 3-6 м и редко более 10 м. Количество пропластков по разрезу 10 - 20.

На Центральном куполе трещинно-поровые коллекторы имеют толщины, в основном, до 20 м, но иногда более 30 или даже 50 м в крайней восточной части купола (скв. 10030).

Трещинные коллекторы в I объекте выделяются в виде единичных пропластков, но нередко они отсутствуют в пределах локальных (различных по размерам) зон, приуроченных к своду (скв. 285, 286 и др.), к западной части купола (скв. 3, 322 и др.) или к юго-восточной (скв. 12022 и др.).

Толщина рассматриваемых коллекторов на Центральном куполе достигает 20-30 м на западе (скв. 531, 3001) и 40-50 на востоке (скв. 9011, 10030).геологический объект

Объект объединяет нижнюю часть сакмарского яруса, а также ассельские и частично верхнекаменноугольные отложения.

Последний включает пачку плотных пород, нередко начиная с кровли сакмарского яруса или чуть выше. И в этом случае толщина раздела как перемычки достигает 20-30 м. Но на западных склонах куполов (Западного и Центрального) верхняя, большая часть R₁ замещена проницаемыми разностями, перемычкой, отделяющей II объект от I, служит лишь нижняя часть раздела толщиной в несколько метров.

Общая толщина II объекта изменяется от 70 до 150 м, чаще всего 100 - 120 м.

ГНК принят на абсолютной глубине минус 1735 м.

ВНК по залежи принят на отметке минус 1750 м.

Второй объект имеет размеры: 70 км по длине и 10-12 км по ширине в западной части и 15-18 км в центральной.

Нефтяная оторочка, окаймляющая второй объект по всему периметру, имеет ширину до 2,5 км, в центральной части - расформирована.

Газонасыщенные толщины в пределах объекта составляют:

-   на западе - поровый коллектор - более 50 м, трещинно-поровый - 10-12 м и трещинный - 0-20 м;

-       в центральной части (вышеперечисленные типы коллектора соответственно) - более 90 м, 10-40 м и 0-50 м.

Нефтенасыщенные толщины равны 5-12 м.

Объем газонасыщенных пород - 44 млрд. м³ (80 % объема залежи), нефтенасыщенных - около 1 млрд. м³ (1,7%).

На средний подсчетный уровень объекта начальное пластовое давление составило 19,8 МПа, пластовая температура - 29,96 °С.

Поровых пропластков-коллекторов в объекте не более 20-30. К тому же во II объекте реже встречаются тонкие (0,4-0,6 м) пропластки и, наоборот, чаще отмечаются пропластки с толщинами в несколько метров.

Суммарные толщины коллекторов в сводовых и присводовых участках Центрального - более 90 м (скв.52) и даже почти 100 м (скв.12021). На крыльях толщины не превышают, как правило, 20 м.

В пределах Центрального купола трещинные коллекторы отличаются более значительными толщинами: свыше 40 м (скв.7017) или даже свыше 50 м (скв. 408, 490), как правило, в пределах участков, прилегающих к своду купола. В районе свода толщины около 10, а иногда и менее 10 м. На отдельных участках (в непосредственной близости от свода) трещинные коллекторы отсутствуют вообще (скв. 323, 2012 и 1004). В подошвенной части объекта залегают в основном уплотненные породы (“раздел R₂”).геологический объект

Данный объект включает отложения верхнего и частично среднего карбона. Развит на Западном и Центральном куполах. Его толщины изменяются от 40 до 200 метров.

От II объекта III объект отделяется плотными породами раздела R₂, толщина которого и как геологического тела и, одновременно, как перемычки между объектами, достигает иногда нескольких десятков метров и даже более 100 м (например, в прогибе между Западным и Центральным куполами или в своде купола, в районе скважины 204-д и 2014).

В пределах толщи R₂, подобно R₁, также наблюдается замещение плотных пород проницаемыми. Вследствие этого плотная часть пород R₂ сокращается до 20-30 м, как это имеет место, например, в своде купола (скв. 204-д), а также на его западном склоне (скв. 457 и 12018).

Характерной чертой толщи третьего объекта в пределах центрального купола является значительная и невыдержанная толщина.

Мозаичная нефтяная оторочка практически расформирована.

Контакт газ-нефть принят на отметке минус 1735 м.

Третий объект Центрального купола имеет размеры 40x13 км.

На средний подсчетный уровень объекта начальное пластовое давление принято равным 20,05 МПа, пластовая температура - 31,4°С.

Эффективные толщины поровых коллекторов III объекта в пределах Центрального купола изменяются в широком диапазоне:

-   на севере, в сводовой и присводовой частях свыше 100 м (скв.1004, 1010 и др.);

-       на юге и юго-востоке менее 20 м и даже иногда (скв.3061) чуть более 1 м.

Трещинно-поровые коллекторы имеют суммарные толщины на Центральном куполе, также отсутствуя на отдельных участках, от нескольких метров до 20 м и чуть более и достигают иногда свыше 40 м (скв.7017), единично 60 м (скв.2014). Трещинные коллекторы на Центральном куполе достигают более 20 и даже 30 м (скв. 2014).

Основываясь на дополнительном анализе результатов геолого-геофизических исследований и разработки месторождения, в последнем подсчете запасов (1994-1995 гг.) /1/ в разрезе месторождения выделены три типа коллекторов: поровые, трещинно-поровые и трещинные.

Коллекторы порового типа выделены по прямым качественным признакам по комплексу ГИС во всех подсчетных объектах. Статистическая граница коллекторов порового типа составляет, как и ранее, 6 %.

Трещинно-поровый тип коллектора выделен по критическому значению пористости К_{п. гр}=3 %, обоснованному по результатам геофизических и петрофизических исследований. Кроме того, дополнительным подтверждением промышленной газоносности коллекторов трещинно-порового типа явились результаты исследования контрольных скважин методом повторного РК.

Промышленная газоносность трещинного коллектора была доказана в ГКЗ, о наличии интенсивной трещиноватости отдельных участков разреза говорят как исследования керна так и результаты разработки.

К трещинному типу коллектора отнесены породы с Кп<3 %, характеризующиеся по ГИС пониженным (менее 500 омм) кажущимся сопротивлением на БК. В настоящем разделе описано распределение всех трех типов коллекторов по I, II, III геологическим объектам: поровых и трещинно-поровых коллекторов пластов P_V-1, P_V-2, P_V-3.

1.2 Гидрогеологическая характеристика месторождения

месторождение скважина газоконденсатный

Продуктивные артинско-каменноугольные отложения за пределами нефтегазоконденсатной залежи образуют единый регионально распространенный водоносный комплекс толщиной порядка 500 м.

В контуре месторождения он подстилает газоконденсатную и нефтяные залежи. Пьезометрический уровень пластовых вод устанавливался в скважинах до начала разработки ОНГКМ на глубине 52-152 м. Пластовое давление на отметке ГВК (-1750 м) до начала разработки ОНГКМ составляло 20,6 МПа. Водовмещающими породами являются пористые, трещиноватые и кавернозные пласты известняков, невыдержанные по разрезу и простиранию. В связи с этим водоносность комплекса неравномерная. Коэффициент гидропроводности пород 1,62 * 10 м²/Па*с, коэффициент пьезопроводности 4,8.10 м²/сут.

Пластовые воды имеют плотность в стандартных условиях 1,160-1,180 г/см^з, в среднем 1,170 г/см^з, а в пластовых условиях средняя плотность составляет 1,150 г/см^з. Вязкость воды в пластовых условиях 0,964 мПа*с, объемный коэффициент 1,06.

Общая минерализация пластовых вод колеблется от 240 г/л до 280 г/л и равна в среднем 260 г/л. В ионном составе доминируют хлор и натрий, причем хлора больше, чем натрия, коэффициент (r Na+r K):r Cl = 0,72-0,84. Кальция (в мг-экв/л) в 2-4 раза больше чем, магния. Отношение r[(Cl-(Na+K)]: rMg = 3-5, следовательно, гидрохимический тип вод, по классификации В.А.Сулина, хлоркальциевый.

Содержание в пластовой воде иона калия находится в пределах от 1750 мг/л до 2250 мг/л и составляет в среднем 2000 мг/л. Повышенные концентрации калия характерны для воды, насыщающей сакмаро-артинские коллекторы.

Бром содержится в количестве 345-720 мг/л (в среднем 500 мг/л), йод - от 6 до 12 мг/л (в среднем 9 мг/л), бор - от 80 мг/л до 120 мг/л (в среднем 100 мг/л), литий - от 13 мг/л до 43 мг/л (в среднем 18 мг/л), стронций 165-308 мг/л (в среднем 240 мг/л). Пластовые воды характеризуются высоким содержанием сероводорода, от 750 мг/л до 2100 мг/л (в среднем 1420 мг/л).

Железа в воде немного, 0,8-4,0 мг/л (в среднем 2 мг/л). Хлорбромное отношение равно 200-400 (в среднем 300). Количество растворенного в воде газа (газосодержание пластовой воды) колеблется от 1,5 до 3,8 м³/м³ и в среднем равно 2,6 м³/м³. Состав водорастворенных газов специфический. Характерным является высокое содержание кислых газов - сероводорода и двуокиси углерода (углекислого газа). Нередко сумма их близка к сумме углеводородных компонентов, а иногда даже превышает ее. Сероводород содержится от 4-7 до 25-39 %, углекислый газ - от 2 до 30-50 %. Среди углеводородных газов преобладает метан. Содержание тяжелых углеводородов составляет обычно 2-3 %, азота 10 %.

Для Оренбургского НГКМ характерно активное обводнение эксплуатационных скважин и основной газоконденсатной залежи с самого начала разработки месторождения. Оно развивалось по мере ввода в разработку новых зон месторождения и увеличения добычи газа и продолжает нарастать вплоть до последних лет, когда месторождение уже давно вступило в период падающей добычи.

Основными факторами, способствующими обводнению скважин подошвенными водами, являются: сообщаемость газонасыщенных пород по вертикали между собой и с подстилающей водонапорной системой за счет трещиноватости; близость пробуренных забоев скважин к ГЖК (2 - 50 м); эксплуатация скважин с высокими рабочими депрессиями.

Многочисленные прямые и косвенные показатели свидетельствуют о преобладании на месторождении обводнения скважин и залежи путем вертикального, или близкого к нему внедрения подошвенной воды. Продвижение контурных вод по напластованию (латеральное) возможно на ограниченных участках вблизи контура газоносности.

Процесс обводнения продуктивных пластов в залежи ОНГКМ имеет широкое развитие. Наиболее обводненной является центральная часть ОНГКМ, в которой на всех УКПГ (1, 2, 3, 6, 7, 8, 12) имеются обширные площади обводнения во II укрупненном объекте. Как видно на карте, зоны обводнения, развитые на УКПГ-1, 12, 3 сливаются в одну единую зону, а обводненные площади, распространенные на УКПГ-2, 6, 7, 8, объединяются в другую общую большую зону обводнения. Продуктивные отложения I объекта обводнены на этих УКПГ незначительно: на отдельных небольших участках, развитых внутри поля обводнения II-го укрупненного объекта или же в приконтурных зонах.

Помимо фактически обводненных зон продуктивных пластов залежи на ОНГКМ по данным ГИС еще выделяются зоны наиболее вероятного в ближайшем будущем обводнения. Эти зоны во многих случаях расположены внутри явно обводненных зон или примыкают к ним. Степень водонасыщения (6-100 %) в них первичной толщины газонасыщенных коллекторов находится на уровне ее значений в обводненных зонах.

2. Определение параметров газоконденсатной смеси УКПГ-8

Расчеты основных параметров газоконденсатной смеси проводят по следующим формулам:

молекулярная масса смеси:

, (2.1)

где х_i; М_i- мольный состав и молекулярная масса i-го компонента.

определяем массовый состав i-го компонента по формуле

, (2.2)

газовая постоянная смеси:

, (2.3)

абсолютная плотность i-го компонента смеси:

, (2.4)

абсолютная плотность смеси:

, (2.5)

относительная плотность по смеси:

, (2.6)

вязкость определяется по формуле, мПа*с:

, (2.7)

где м*_пр определяется по графику в зависимости от Р_пр,Т_пр; м_ат- коэффициент вязкости данного газа при атмосферном давлении Р_ат=0,1013 МПа и заданной температуре и определяется по формуле:

, (2.8)

где м_i- коэффициент динамической вязкости i-го компонента при заданной температуре и атмосферном давлении.

, (2.9)

где M_i- молекулярная масса i-го компонента; Щ_мiат- интеграл столкновений; Т- температура газа, К; у- параметр потенциалов.

Значения констант у и Щ_мiат находят по таблице 14 [1]. Для нахождения Щ_мiат сначала вычисляют величину:

 (2.10)

Величина Е/К_i дана в таблице 2 [1].

Значения Щ_мiат в зависимости от Т* даны в таблице 14[1].

Коэффициент сверхсжимаемости газа Z для заданных значений давления P и температуры T рассчитывается по уравнению состояния Редлиха-Квонга. Уравнение состояния Редлиха-Квонга относительно Z имеет вид:

 (2.11)

в котором:

; . (2.12)

При решении кубического уравнения определяется коэффициент сверх- сжимаемости смеси Z.

Текущий компонентный состав рассчитывается в зависимости от текущего пластового давления по формулам, приведенным в таблице 1.

Таблица 1 - Формулы расчета компонентного состава пластового газа

Для текущего пластового давления, равного 6,61 МПа, рассчитанный компонентный и свойства пластовой смеси приведены в таблице 2.

Таблица 2 - Расчет параметров текущей пластовой смеси

В результате расчетов параметров получены следующие их величины:

молярная масса - 18,89 г/моль;

абсолютная плотность - 0,786 кг/м³;

критическое давление - 4,61 МПа;

критическая температура - 202,57 К;

коэффициент динамической вязкости при Р_ат - µ_ат = 0,0114 мПа·с.

3. Расчет параметров «средней» скважины УКПГ-8

При определении показателей разработки месторождений природных газов используют понятие «средней» скважины, т.е. все расчеты ведутся для скважины, имеющей средние параметры. Принимается, что «средняя» скважина имеет среднюю глубину, среднюю конструкцию, средние допустимые депрессии и дебит, средние коэффициенты фильтрационных сопротивлений А и В, средние длину и диаметр шлейфа.

Расчет параметров «средней» скважины выполняется по следующим формулам:

 (3.1)

где ДР²_ср = Р²_пл - Р²_з - разность квадратов пластового и забойного давлений «средней» скважины, МП²;

ДР²_i - разность квадратов пластового и забойного давлений i-той скважины, МПа;

n - количество скважин.

 (3.2)

где Q_ср - дебит газа «средней» скважины, тыс.м³/сут;

Q_сi - дебит газа i-той скважины, тыс.м³/сут.

 (3.3)

где А_ср - коэффициент фильтрационного сопротивления «средней» скважины, МПа² / (тыс.м³/сут);

А_i - коэффициент фильтрационного сопротивления i-ой скважины, МПа² / (тыс.м³/сут).

 (3.4)

где В_ср - коэффициент фильтрационного сопротивления «средней» скважины, МПа² / (тыс.м³/сут)²;

В_i - коэффициент фильтрационного сопротивления i-ой скважины, МПа² / (тыс.м³/сут)².

 (3.5)

где d_ср - диаметр НКТ «средней» скважины, м;

d_i- диаметр НКТ i-ой скважины, м.

 (3.6)

где L_ср - длина НКТ «средней» скважины, м;

L_i- длина НКТ i-ой скважины, м.

Параметры «средней» скважины рассчитывались по данным «Технологического режима УКПГ-8 на 4 квартал 2011 года», приведенного в таблице 3, по формулам (3.1-3.6).

Таблица 3 - Параметры работы скважин УКПГ-8 на 4 квартал 2011 года

В результате расчета получены следующие значения параметров «средней» скважины УКПГ-8:

дебит - 26,433 тыс.м³/сут;

диаметр НКТ - 81,47 мм;

длина НКТ - 1728,23 м;

коэффициент А - 0,845253208 МПа² / (тыс.м³/сут);

коэффициент В - 0,000515556 МПа² / (тыс.м³/сут)².

4. Анализ основных показателей разработки зоны УКПГ-8

.1 Определение запасов газа

На месторождениях, введенных в разработку, используют и метод падения пластового давления. Теоретической основой подсчета запасов газа методом падения пластового давления является уравнение материального баланса. Этот метод позволяет оценить текущие извлекаемые запасы газа на момент его применения в зоне, вовлеченной в разработку.

Уравнение материального баланса используемого в качестве основы метода падения пластового давления для подсчета запасов газа имеет вид:

 (4.1)

где Р_t, Р_н, Р_ат - давление в момент времени t, начальное давление и атмосферное давление, МПа;

Z_t, Z_н - коэффициент сверхсжимаемости газа при текущих и начальных давлении и температуре;

Т_пл, Т_ст - пластовая и стандартная температура, К;

Щ_н - начальный поровый объем, м³;

б_н - начальный коэффициент газонасыщенности;

Q_добt - объем добытого газа на момент времени t, млрд.м³.

При газовом режиме газоносный объем залежи остается неизменным, т.е.

б_н·Щ_н = б_t·Щ_t = const (4.2)

Из уравнения (4.1) видно, что зависимость P/Z от Q_добt линейная, поэтому данные об изменении средневзвешенного по газонасыщенному объему порового пространства пластового давления и данные об изменении количества добытого количества газа при газовом режиме эксплуатации газа могут быть использованы для определения запасов газа.

Используя метод наименьших квадратов, можем получить формулу для определения запасов газа.

  (4.3)

По исходным данным изменения пластового давления и объемов добытого газа на УКПГ-8 (таблица 4) выполнен расчет запасов газа методом падения пластового давления. Результаты расчета приведены в таблице 5 и на рисунке 4.1. Запасы газа зоны, дренируемой скважинами, подключенными к УКПГ-8, рассчитанные по формуле (4.3) составили 64,034 млрд.м³.

Как видно из рисунка 4.1 дренируемые запасы газа в процессе разработки зоны УКПГ-8 изменялись. Зависимость приведенного давления P/Z от накопленной добычи можно разделить на три участка (рисунок 4.2), по которым определены запасы:

запасы по участку 1 - 59,22 млрд.м³;

запасы по участку 3 - 55,00 млрд.м³.

Снижение запасов газа, определенное по последнему участку может быть связано с уменьшением объема дренирования за счет обводнения скважин.

Таблица 4 - Динамика основных показателей разработки УКПГ-8

Таблица 5 - Расчет запасов газа зоны УКПГ-8

Рисунок 4.2 - Запасы газа по участкам

5. Расчет устьевого давления «средней» скважины по годам

В таблице 4 приведены фактические значения основных показателей разработки УКПГ-8, в ней представлена динамика пластового и устьевого давления. К основным показателям разработки относится забойное давление, которое необходимо рассчитать по данным таблицы 4. Давление на забое или на устье работающей скважины определяется по формуле Адамова:

 (4.4)

 (4.5)

 (4.6)

 (4.7)

 (4.8)

 (4.9)

где Р_з, Р_у - давление на забое и устье скважины, МПа; Т_пл, Т_у - температура на забое и устье скважины, К;  - относительная плотность газа; Н_с - глубина скважины, м; D_фт - диаметр фонтанных труб, м; l - абсолютная шероховатость фонтанных труб, м. Расчет забойного давления выполнен для конструкции «средней» скважины: глубина скважины - 1728,23 м, диаметр НКТ - 81,47 мм.

Результаты расчета забойного давления представлены в таблице 6.

Таблица 6 - Результаты расчета забойных давлений «средней» скважины

6. Анализ основных показателей разработки зоны УКПГ-8

В таблице 7 приведены проектные и фактические показатели разработки зоны УКПГ-8. Значения проектных показателей представлены не за весь период и не для всех показателей. Поэтому в качестве проектных приняты величины, рассчитанные по фактическим данным годовых отборов газа.

Расчеты выполнены для условий водонапорного режима.

Для определения основных показателей разработки решаются совместно следующие уравнения:

уравнение материального баланса для водонапорного режима;

уравнение технологического режима скважины (DР=const);

уравнение притока газа к забою газовой скважины

 (4.10)

уравнение связи годовой добычи газа и числа скважин

 (4.11)

Р_t - среднее пластовое давление в залежи, МПа; Р_зt - забойное давление, МПа; А и В - средние коэффициенты сопротивления движению газа к забою скважины, МПа²· сут/тыс.м³ , (МПа· сут/тыс.м³)²; Q_t - добыча газа в t-ом году разработки, млрд. м³; Q_ct - дебит «средней» скважины в t-ом году разработки, тыс.м³/сут; К_р - коэффициент резерва скважин; К_э - коэффициент эксплуатации скважин.

Расчетные и фактические показатели приведены в таблице 8 и на рисунках 4.3 - 4.4. Из приведенных данных видно, что изменение проектного и фактического давлений практически совпадает. Это говорит о том, что дренируемые запасы определены верно, а пластовое давление падает в соответствии с объемом отбираемого газа.

Более высокие дебиты в первые годы разработки связаны с отставанием бурения проектных скважин: при заданных годовых отборах газа при меньшем количестве скважин увеличивается их дебит. В настоящее время проектные и фактические показатели близки между собой.

Таблица 7 - Проектные и фактические показатели разработки УКПГ-8

Таблица 8 - Расчетные и фактические показатели разработки УКПГ-8

Рисунок 4.3 - Динамика пластового, забойного и устьевого давлений

Рисунок 4.4 - Динамика дебитов и количества скважин

7. Прогнозирование основных показателей разработки зоны УКПГ-8

Прогнозные расчеты до 2020 года основных показателей разработки зоны, эксплуатируемой скважинами, подключенными к УКПГ-8, выполнены по методике для периода падающей добычи газа при водонапорном режиме.

Алгоритм расчета состоит в следующем. Принимаем известными на конец 2010 года следующие показатели: коэффициенты фильтрационного сопротивления А и В, накопленную добычу, пластовое, забойное, устьевое давление, количество скважин, дебит газа, объем воды, внедрившейся в залежь, задаемся числом скважин по годам разработки до 2020 года изменяющимся по зависимости: каждые три года выводится из эксплуатации одна скважина.

Определяем годовой отбор газа в очередном году разработки Qt:

 (4.12)

где Q_cpt - дебит «средней» скважины в период t; Q_cpt-1 - дебит «средней» скважины в период t-1; N_сt - количество скважин в период t; К_э - коэффициент эксплуатации; К_р - коэффициент резерва.

Рассчитываем накопленную добычу газа:

Q_накt = Q_накt-1 + Q_t (4.13)

По уравнению материального баланса для водонапорного определяем текущее пластовое давление.

 (4.14)

где Pн, Р(t) - начальное и текущее пластовое давления,_доб - накопленная добыча газа,_зап= 64,034 млрд.м³ - запасы газа.

 (4.15)

Принимаем величину объема вторгшейся в залежь воды равной объему в предыдущий период.

По заданной депрессии на пласт определяем забойное давление:

Р_з = Р_t - ДР (4.16)

Рассчитываем текущий дебит газа по уравнению притока:

 (4.17)

Уточняем годовой отбор, затем накопленную добычу газа и объем воды, вторгшийся в залежь. Продвижение в залежь пластовой воды определяется изменением во времени средневзвешенного по объему порового пространства пластового давления. Водоносный пласт принимаем однородным по коллекторским свойствам и постоянным по толщине. Объем вторгшейся воды определяем по методу Ван - Эвердингена и Херста для круговой залежи по формуле:

  (4.18)

где

  (4.19)

 ,  ,  ,

 ,

где

 - перепад между давлением в зоне дренирования при водонапорном режиме за прошлый год, и давлением за этот год, МПа;

Если  то

 то

то

k_в - проницаемость для водоносного пласта, мкм²;

R_з - радиус газовой залежи, км;

ч - коэффициент пьезопроводности водоносного пласта, м²/с;

h - толщина водоносного пласта, м;

м_в - вязкость воды в пластовых условиях,мПа·с;

 i - время разработки зоны дренирования, года;

i_j - текущее время, года.

Определение радиуса укрупненной водяной скважины R:

 , (4.20)  , (4.21)

 (4.22)

 (4.23)

где F - площадь газоносности, м²;

бЩ - начальный газонасыщенный объем порового пространства, м³;

h - мощность пласта, м;

m - коэффициент пористости, доля ед.;

б - коэффициент газонасыщенности.

Давление на устье скважины определяется по формуле Адамова для устьевого давления:

 (4.24)

Результаты прогнозных расчетов представлены в таблице 11 и на рисунке 4.5.

По результатам расчета к 2020 году будет отобрано 48,46 млрд.м³ газа, что составляет 76 % от дренируемых запасов, пластовое давление снизится до 5,25 МПа. Расчет выполнялся для условия поддержания устьевого давления не ниже 1,56 МПа к 2020 году. Объем внедрившейся в залежь воды составит 0,00702 млрд.м³ или 2,7 % от порового газонасыщенного объема. Следовательно, для этой зоны можно принимать режим залежи как газовый. Обводнение скважин происходит не из-за проявления газового режима, а за счет избирательного обводнения при поступлении воды по трещинам и «суперколлекторам».

Таблица 11 - Изменение основных показателей разработки зоны УКПГ-8

Рисунок 4.5 - Динамика основных показателей разработки зоны УКПГ-8 до 2020 года

Список литературы

1. Закиров С.Н. Теория и проектирование газовых и газоконденсатных месторождений. М.: Недра, 1989 г.

. Алиев З.С., Бондаренко В.В. Руководство по проектированию разработки газовых и газонефтяных месторождений. 2002 г.