22. Влияние отдельных факторов на характер поведения кривых давления и насыщенности при решении задач фильтрации трёхфазных смесей.

23. Результаты прогнозирования показателей разработки реальной залежи.

Было рассчитано три варианта залежи БУ _10-11:

- Первый - отбор в течение 10 лет газа из газовой зоны место­рождения с темпом 2% в год от геологических запасов газа, чтобы оценить, как будет влиять разработка газовой залежи на подстилающую ее нефтяную оторочку.

-Второй - разработка нефтяной оторочки на истощение темпами и порядком ввода нефтяных скважин, предусматриваемым в проекте. Срок разработки 15 лет. Оценивает разработку залежи_, как нефтя­ную залежь с газовой шапкой.

- Третий - одновременная разработка газовой части пласта и нефтяной оторочки в течение 15 лет. Из газовой зоны темп отбора составляет 2% в год от запасов. Из нефтяной зоны - как во втором ва­рианте. Отражает наиболее реальный вариант разработки валанжинских залежей

Рассмотрение результатов изменения давления по слоям во всех вариантах показывает, что величины изменения давления от слоя к слою во времени различаются незначительно. Так, максимальное от­личие в третьем варианте составляет около 0,3. Это говорит о том, что вертикальная сообщаемость в модели, несмотря на ухудшенную проницаемость в вертикальном направлении, достаточно хорошая.

Первый вариант.

К пятому году разработки, когда отобрано около 10% от запасов газа, сформировались три воронки снижения давления в районах наиболее интенсивного отбора газа. На первом УКПГ величина снижения давления со­ставляет 2,53 МПа. На втором УКПГ снижение давления составляет 3,89 МПа. На УКПГ - 8 снижение давления рав­но 3,21 МПа. Отбор газа на УКПГ-5 приводит к тому, что средняя воронка депрессии несколько удлиняется и охватывает эту зону. Сни­жение давления в этой зоне составляет 2,9 МПа.

К десятому году разработки в первом варианте карти­на распределения давления по залежи сохраняется, хотя количествен­но падение давления увеличивается. Так, в зоне УКПГ-1 максимальное падение давления, равное около 4,2 МПа. В зоне УКПГ-2 максимальное снижение давления равно 6,3. В зоне УКПГ-8 макси­мальное снижение давления равно примерно 5,3 МПа. В районе УКПГ-5 явно выраженной ворон­ки снижения давления не наблюдается, но прослеживается удлинение средней воронки от УКПГ-2. Величина снижения давления в зоне пято­го УКПГ около 5,0 МПа.

Максимальное снижение давления по залежи приходится на район УКПГ-2,

Максимальный перепад давлений по залежи в целом равен 4,8 МПа.

Второй вариант.

К пятому году разработки намечается слабая во­ронка депрессии в зоне УКПГ-8, откуда начинается разбуривание и от­бор нефти из нефтяной оторочки. Максимальное снижение давления, рав­ное 0,243 МПа.

К пятому году разработки начинается отбор нефти и из зоны УКПГ-2. Максимальное падение давления в этой зоне составляет ~ 0,066. В зонах УКПГ-1 и УКПГ-5 давление практически не падает.

На десятый год разработки воронка депрессии на УКПГ-8 расши­ряется по площади и увеличивается по глубине. Образуется воронка депрессии и в зоне УКПГ-2. В зоне УКПГ-5 давление несколько снижается, несмотря на то, что нефтяная оторочка не разрабатывается. Здесь максимальное снижение давления равно 0,203 Мпа. В зоне УКПГ-1 снижение давления практически не происходит.

К пятнадцатому году разработки воронка депрессии на УКПГ-8 увеличивается. Максимальное падение давления равно 1,24 МПа. Центр ворон­ки депрессии несколько сместился в зону более интенсивного отбора нефти. В зоне УКПГ-2 также находится воронка депрессии. Более интенсивное снижение давления по сравнению с УКПГ-8 происходит из-за большего отбора нефти из скважин УКПГ-2. В зоне УКПГ-5 отбор нефти начинается с 11 года разработки. Поэтому к пятнадцатому году разра­ботки в зоне пятого УКПГ давление падает в пределах от ~ 0,75 МПа до ~ 1,02 МПа. В зоне УКПГ-1 также образуется небольшая воронка депрессии. Максимальное снижение давления равно 0,277 МПа.

Третий вариант.

К пятому году разработки на площади залежи образуется три ворон­ки депрессии в районах наиболее интенсивного отбора газа. При этом конфигурация воронок практически одинакова. Кроме того, величины снижения давления в зонах УКПГ-1, УКПГ-2, УКПГ-5 в обоих вариантах почти совпадают. В зоне УКПГ-8 снижение давления в третьем вариан­те несколько больше, чем в первом, вследствие отбора нефти.

К десятому году разработки характер распределения давления аналогичен характеру распределения давления в первом варианте с той лишь разницей, что в зонах, где отбирается нефть, снижение дав­ления более интенсивное. В районе УКПГ-2 максимальное падение давления, равное 6,26 МПа. В районе УКПГ-5 максимальное падение давления равно 5,38 МПа. В зоне УКПГ-1 паде­ние давления в обоих вариантах совпадает.

К пятнадцатому году разработки наличие трех воронок депрессии сохраняется. При этом падение давления про­исходит по всей залежи в целом. Максимальное падение давления при­ходится на район УКПГ-2. Здесь наибольшее падение давления, равное 9,1 МПа. В районе УКПГ-8 наибольшее падение давления, равно 7,82. В зоне УКПГ-5 максимальное падение давления, равно 7,76 МПа. В зоне УКПГ-1 снижение давления более равномерное. Максимальное падение давления в этом районе равна 5,72 МПа.

Выводы:

- Основное падение давления по залежи происходит из-за интен­сивного отбора газа.

- Отбор нефти из нефтяной оторочки темпами, которые запланиро­ваны во втором варианте, приводит к незначительному падению дав­ления 1,0 1,28 МПа.

• Вертикальная сообщаемость модели достаточно хорошая, о чем говорит примерно одинаковое изменение давления по вертикальным слоям.