Файл: Закиров, С. Н. Проектирование и разработка газовых месторождений учебное пособие.pdf

Скачать файл
Заказать решение

ВУЗ: Не указан

Категория: Не указан

Дисциплина: Не указана

Добавлен: 15.10.2024

Просмотров: 158

Скачиваний: 0

ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.

В приводимом здесь примере двупластовое месторождение разрабатыва­ лось 8 лет. По данным разработки месторождения определены начальные за­ пасы газа в горизонтах и значение интегрального параметра у (см. § 6 главы XII). Результаты прогнозных расчетов для отмеченных исходных данных

по изложенной методике приводятся в табл. 21 и на рис. 71. На рис. 71 через р\ обозначено среднее пластовое давление в залежи А при отсутствии перетоков

газа.

Расчеты показывают значительное влияние перетоков газа для рассма­ триваемых величин отборов газа. Так, на конец 15-го года разработки место­ рождения среднее давление в первом пласте превышает примерно на 40 кгс/см2 аналогичное давление, определенное исходя из предположения отсутствия пере­ токов.

§6. Определение показателей разработки месторождения при газодинамической связи между пластами

вусловиях водонапорного режима

Вусловиях газодинамической связи между пластами опреде­ ление показателей разработки при водонапорном режиме осложняется тем, что продвижение воды в каждый из пластов зависит от измене­ ния во времени соответствующих средних давлений. Изменение же средних пластовых давлений определяется отборами газа из каждого пласта, перетоком газа из одного пласта в другой и продвижением воды в каждый пласт. В подобных случаях показатели разработки удобно вычислять с использованием метода последовательных при­ ближений.

Предполагаем, что газодинамическая связь между пластами имеется в сводовой части месторождения. Такая связь характерна для продуктивных горизонтов Шебелинского месторождения. Дан­ ное допущение означает, что продвижение воды происходит по каж­ дому пласту в отдельности и вода не перетекает из пласта в пласт через места газодинамической связи в пределах периода прогноз­ ных расчетов или этими возможными перетоками воды и влиянием их на величины средних пластовых давлений можно пренебречь.

Каждый пласт разрабатывается самостоятельной сеткой скважин, достаточно равномерно размещенных на площади газоносности.

Следовательно, переток газа из пласта в пласт определяется изме­ нением во времени среднего пластового давления в каждой залежи. Параметры перемычки (зоны перетока) предполагаются известными —■ определенными по данным предыдущей разработки месторождения.

Задана зависимость изменения во времени отбора газа из каждого горизонта: Qx — Qi (t) (из первого, нижнего пласта), Q2 = Q2(t) (из второго, верхнего пласта).

При раздельных сетках скважин для определения показателей разработки необходимо прежде всего найти зависимости изменения во времени среднего пластового давления в каждом пласте.

Рассматриваемые газовые залежи аппроксимируем укрупненными скважинами. Пусть показатели разработки на момент времени t — At известны.^Тогда, согласно результатам § 4 главы VI, для вычисления изменений дебитов воды, поступающей в газовые залежи, в преде­

226

лах интервала времени [< — At, t] имеем следующие расчетные фор­ мулы для первого и второго пластов:

д 9 в 1 (о = — 2 ^ + У ( W r) “ т О

0 )

=

(2)

Коэффициенты, входящие в уравнения (1) и (2), с учетом уравне­ ний материального баланса для каждой залежи при наличии газо­ динамической связи между ними определяются следующими соотно­ шениями:

п —

77 Д f \ Н и 1 А * ( 7 в 1 ( *

Д О 1

Д э ,

Г

Рв 1

П / С „

\

I

-

Р н т +

l n

-R T (t) ~

 

 

1 ( 1 о 1 -

t 0 l « - i )

+

j=l

- f° ^ ) + М т к 1п ж к ’

 

 

Ci =

PhL i —

2пкфг 2

Л?в 1 f 1 (fQl ~

f0li-i) ~

 

 

 

 

 

 

 

 

j=l

 

 

 

 

 

 

L l

2 n k B l h 1

1 ПЯ Х( 0

 

 

 

—

 

Рат<?доб1(0 —

-

p.rQuep (t -

At

 

)

(Япер(t -

At) +

?nep (o ) z [px (*)];

 

Z^i =

axQHx

(@Bx (i

Ai) -f- qBx (t — At) At)\

 

fox = -jhr

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

31

a 2 = - Р ш b t + Mb24 t l B2 {* ~

At)

In

J‘3

L2 2яАгАг '?2 (f°2 ~

f'°2n-i) +

 

n-1

 

2я/гв 2Л2

 

 

fi2(0 ~

М-н 2

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

- 2

A?B 2jP2(fo2 — b>2M )

+ pB2y2(t) At — L2

Pb 2

l n _ ^ £ j _

 

2я/св 2^2

-^2 (0

 

j=l

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

fe2 =

2sJ*L p

(fo2 _

fojjn.,) - f

2 Af

ln A

.

•

 

 

 

2

2 п к ф ъ

2V

2

2П 1/ I 2n/cD 2^2

-/?2 (^)

’

 

 

 

 

 

 

 

 

П -1

 

 

 

 

 

 

 

c2 ~

PhA , — Z,2 2^ вД 2

2

Л?в 2

^ ° 2 — f°2/-l) —

 

 

 

 

 

 

 

 

j=l

 

 

 

 

 

 

 

 

 

jr Pb 29b 2 (*— Др

^ Зг

^гРв г!/а(0‘

 

 

 

 

 

2

2лкв 2h2

 

R2 (t)

 

 

15*

227

РатС^доб 2(О I P s t Q пер ( t — At ) - \ -

+(?пеР У—At) + qnep (t))^ z [p2 (01;

Lz= aaQH2 - (<?E2 (t - A0 + qB2 (t - Ai) At); fo3= . -ПЗ2

Здесь принято, что газ в процессе разработки перетекает из ниж­ него пласта в верхний.

При расчетах с использованием формул (1) и (2) в первом при­

ближении задаемся величинами:

 

 

 

 

 

 

z [рх (<)] z [рг(t— А*)];

ъ [р2(t)] z [р2 (t —А*)];

 

 

yiiPi^y^t —At)-,

y2( t) ^ y 2(t-At)\

(3)

 

 

R1( t ) ^ R 1(t — At);

R2( t ) ^ R 2(t —At);

 

 

 

 

 

У п е р (0 ^

У п е р

At),

 

 

j

Допущения (3) позволяют по формулам (1) и (2) вычислить в пер­

вом приближении значения AqBl (t) и AqB2

(t).

Затем определяются

(см. §

4

главы VI) значения QBl (t),

QB2

(t),

(t),

y2 (t), i?! (0,

Я2 (0>

Pi

(t) и P2 (0- По найденным значениям р г (t)

и р 2 (t) уточ­

няются коэффициенты сверхсжимаемости газа z (рД и z (р2), а также

величина перетока газа gnep ( t). Для этого используется формула (6) из § 5 данной главы:

?n.-p (f) = Yl<Pi (*) — Ф*(0Ь

По найденным значениям р х (£) и р 2 (t) с использованием графи­ ков зависимостей срх = срх (рД и ф2 = <р2 (рД определяются ср 1(t)

и <р2 (0- Тогда по формуле (4) вычисляется уточненное значе­ ние gnep (Д.

Уточненные по результатам первого приближения параметры используются в расчетах второго приближения и т. д. Процесс итераций продолжается до получения расхождения в величинах, найденных в последнем и предпоследнем приближениях, не более чем на заданную погрешность е (по одному из показателей разра­ ботки).

В результате проведения расчетов в указанной последователь­ ности для других моментов времени получаются интересующие нас

зависимости

(5)-

ft = P i(0 ; Pi=Pi(t)-

Знание зависимостей (5) дает возможность определить все другие показатели разработки многопластового месторождения при нали­ чии газодинамической связи между пластами в условиях проявления водонапорного режима.

228

T a б л и ц а 22

 

 

 

П о к а за тел и разр аботки

м есто р о ж д е н и я С в

у с л о в и я х

в о д о н а п о р н о го

реж има и

 

 

 

 

 

 

 

п ри

н а л и чи и га зоди н ам и ческ ой

св я з и м еж ду п ластам и

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Годы

разработки

 

 

 

 

 

 

 

Показатели

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1-tt

2-й

З-й

4-й

5-й

6-й

 

7-й

8-й

9-й

10-й

11-й

12-й

13-й

14-й

1 5-й

 

 

 

Н а р а с т а ю щ а я

 

 

 

 

Но с т о я и н а я до бы ча

 

 

 

 

 

 

 

д о б ы ч а

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

<?в1 10® м3

1,5

4,0

8,5

14,7

22,6

31,3

 

40,3

48,9

57,1

64,6

71,6

78,0

83,9

89,4

94,6

<?В2> 106

м3

2,3

5,6

11,9

18,8

27,1

36,1

 

45,3

54,1

62,4

70,1

77,3

83,8

90,0

95,6

101,0

Pi, КГС/СМ3

299,8

296,5

291,6

285.8

278,9

272,2

265,5

258,7

251.7

244,6

237,5

230,3

223,1

215,8

208,6

Р 2 .

КГС/СМ3

298,7

292,6

285,3

276,9

267,5

259,0

251,0

243,2

235,5

227,9

220,3

212,7

205,0

197,4

189,7

51, тыс. м3/сут

975

965

951

936

918

900

880

860

840

820

800

778

755

735

713

q2 ,

ТЫС.

м 3/ с у т

713

700

685

667

647

628

611

595

577

560

542

525

507

489

470

«1

 

 

5

8

11

14

17

17

 

18

17

19

19

20

21

21

22

22

«2

 

 

15

22

31

39

49

50

 

51

53

55

56

58

60

62

64

67

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

[ [ р о д е л ж е и и о т а б л. 22

 

П оказатели

16-й

 

17-й

18-й

19-й

 

20-й

2 1-й

22-й

 

23-й

24-й

 

25-й

 

 

 

 

 

 

 

 

П а д а ю щ а я

д о б ы ч а

 

 

 

 

 

<?в1,

106

м3

99,4

104,0

108,2

112,1

 

115,8

119,3

122,5

125,6

128,4

 

131,1

Ф в2.

10е

М3

106,0

110,6

115,0

119,0

 

122,7

126,1

129,4

132,4

135,2

 

137,9

P i ,

кгс/см 3

201,5

194,6

187,9

181,5

 

175,2

169,1

163,3

157,6

152,1

 

146,8

р 2> кгс/см 3

182,3

175,3

168,5

162,1

 

155,9

149,9

144,2

138,6

133,3

 

128,2

qi,

тыс. м3/сут

691

 

668

647

 

626

 

606

 

586

567

 

548

530

512

(Jo,

тыс. м3/сут

453

 

435

420

 

403

 

388

 

374

359

 

345

331

318

п1

 

 

22

 

22

22

 

22

 

22

 

22

22

 

22

22

 

22

пг

 

 

67

 

67

67

 

67

 

67

 

67

67

 

67

67

 

67

Изложенную методику расчетов проиллюстрируем на примере месторождения С. Результаты соответствующих расчетов приведены в табл. 22 и на рис. 72. Каждый пласт разрабатывается самостоя­ тельной сеткой скважин. Параметр слабопронидаемой перемычки у

равняется 0,33-Ю5 Д-см/спз-(кгс/см2); Q1 = y<2; = -g- <3;

Q — годовой отбор газа из месторождения А.

Результаты проведенных расчетов указывают на целесообраз­ ность уточнения в «большом» итерационном цикле дебита перетока, а в «малом» цикле — величин г, R и у.

Рис. 72. Изменение во времени показателей разработки месторождения С в условиях водонапорного режима и слабопрошщаемой перемычки между пла­ стами

Что же касается периода падающей добычи газа для задачи данного параграфа, то в «большом» цикле целесообразно уточнять добытые количества газа для каждого пласта, в «среднем» цикле — дебит перетока (при фиксированных значениях б по горизонтам) и в «малом» цикле — значения z, R и у (при фиксированных значе­ ниях 0 доб по горизонтам и qnep).

§ 7. Применение электрических моделей для определения показателей разработки многопластовых месторождений

При помощи электрических моделей можно рассчитывать показа­ тели разработки многопластовых месторождений в наиболее общей математической постановке. Рассмотрим формулировку и возмож­ ности решения задач разработки двупластовых месторождений природных газов на электрических моделях с сеткой RC. В общем

230

Смотрите также файлы