9. Теоретичкские основы вытеснения газа водой при упруговодонапорном режиме.

При проектировании разработки нефтяных, газовых и газоконденсатных залежей при наличии активных пластовых вод одним из основных вопросов является прогнозирование продвиже­ния контуров газоносности и нефтеносности и времени подхода краевых вод к внешнему ряду добывающих скважин. Для этого приходится решать задачи с подвижными границами, меняющи­мися во времени, форма которых также подлежит определению [46]. Точных решений задач о стягивании контуров газоносности и нефтеносности не имеется. Известны приближенные решения В.Н. Щелкачева [26], И.А. Парного, И.А. Чарного и М.В. Филинова и др. В простейшей постановке эти задачи решены А.И. Сафрончиком, который рассмотрел вытеснение нефти и газа водой при прямолинейном движении и вытеснение нефти и газа водой при плоскорадиальном движении. Ниже приведены эти ре­шения.

Одномерная задача о вытеснении газа водой.

Задача решается в следующей постановке: газ полностью вытес­няется водой, пласт однородный, водоносная область не ограни­чена, вязкостью газа пренебрегается (давление в газоносной об­ласти всюду одинаковое и равно давлению на контакте газ-вода).

Решается уравнение

(9.1)

при начальном и граничном условиях:

(9.22) (9.23)

где æ - коэффициент пьезопроводности водоносной части;

Р₀ - начальное пластовое давление;

Р_г(t) -давление на подвижной границе l (t), равное средне­взвешенному давлению в газоносной области;

σ - средняя газонасыщенность пласта;

т - эффективная пористость;

k - абсолютная проницаемость газоносность пласта;

μ - вязкость воды;

l (t) - расстояние от начального до текущего положения га­зоводяного контура.

Решение строится методом Колоднера и представляется сложным интегро-дифференциальным уравнением, в котором закон движения контакта газ-вода должен быть задан. Если при­нять движение контакта по линейному закону

(9.24)

то скорость продвижения его V или скорость фильтрации V оп­ределится из уравнения

где

(9.24) (9.25)

Таким образом, построив графическую зависимость без­размерной депрессии ΔР* =f(β) в широком диапазоне параметра Р и, зная ΔР (t) из промысловых данных, по формулам (2.2.4) можно определить скорость передвижения контакта U (t) и его положение l (t). Приведенное решение, очевидно, можно исполь­зовать и в случае вытеснения газа нефтью при большой площади нефтеносности оторочки по сравнению с объемом газовой шап­ки, когда, например, для поддержания пластового давления зака­чивается вода по контуру нефть-вода (барьерное заводнение) и контур движется вверх по поднятию пласта. В этом случае все параметры, характеризующие водоносную область, следует за­менить на параметры для нефтеносной области.

10. Промыслово-геофизический системный

КОНТРОЛЬ ЗА ПРОЦЕССОМ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

10.1. Понятие системного контроля

Обобщая методологические разработки Масленникова В.В., Ремизова В.В. (1993г.), Коноплева Ю.В. (1996г.) и др., под системностью контроля за разработкой месторождений можно понимать воспри­ятие объекта изучений как целостной системы, состоящей из комплекса элементов разной сложности (иерархичности), находящихся во взаимосвязи и взаимодействии [49] .

Таким образом, системность подхода в изучении сложно организованной техни­ческой структуры залежи в первую очередь подразумевает необходимость широкого использования научно обоснованных качественных и количественных комплексных повторяющихся промысловых и геофизических исследований, позволяющих своевре­менно и эффективно осуществлять регулирование разработки месторождения [49].

Другое назначение системного контроля разработки месторождений состоит в ин­формационном обеспечении управления процессами разработки, включая обеспечение необходимыми данными постоянно действующих моделей залежей (ПДГТМ). Систем­ный контроль объединяет возможности промыслового (технологические исследования – ТИ), гидродинамического (ГДИС) и геофизического контроля (ПГИ-ГИС). ПГИ-ГИС вместе с ГДИС вместе составляют предмет ГИС-контроля [49].

Принципы контроля разработки могут быть определены в соответствии:

- с поставленными задачами и обеспеченностью их решения средствами промыслово-геофизического контроля или геомоделирования,

- с особенностями геологического строения и принятой системой эксплуатации месторождения, стадией его разработки и обводнения,

- с полнотой и достоверностью уже полученного информационного обеспечения. Системный промысловый и геофизический контроль разработки месторождений преследует достижения глобальных целей [48]:

1. Детализация геологического строения (включая оценки гидродинамической связи между пластами и скважинами), оценка запасов углеводородов.

2. Прогноз добычных возможностей продуктивных пластов с учетом планируе­мой динамики изменения физико-химических свойств пластовых флюидов.

3. Мониторинг добычи продукции на устье (индивидуально для каждого лицен­зионного участка).

4. Оценка характера выработки нефти (газа) при заводнении пластов, выявление направления фильтрационных потоков, поиск целиков.

5. Оценка текущей и остаточной нефте(газо)насыщенности в отдельных частях залежи и в пластах.

6.Контроль за перемещением ВНК и ГНК в процессе разработки.

7. Контроль энергетического состояния пластов, расчет гидродинамических па­раметров резервуара.

8. Контроль за технологическими параметрами эксплуатационных скважин и их технического состояния (профилями притока-поглощения, перетоками, интерва­лами обводнения).

9. Контроль эффективности проводимых ГТМ, РИР.

Таким образом, системный контроль подразумевает систему мер по исследованию скважин и пластов с целью изучения процессов эксплуатации и выработки для своевре­менной корректировки схем и проектов разработки, принятия мер по ее регулированию.

Основные проблемы, связанные с недостаточной для проектирования и оптимизации разработки месторождений информацией ПГИ и ГДИС, состоят в

низком охвате месторождения данными ПГИ-ГДИС и результатами: - опробования (включая проведенные на стадии разведки),

- низком качестве результатов исследований, выполненных до широкого внедрения цифрового способа регистрации (нарушения технологии иссле­дований и обработки),

- отсутствии на месторождении опорных сетей для ПГИ-ГДИС и наблюдательных скважин (невозможность прямой оценки динамики изменения К_нг пласта),

- дефиците «базовых» (полноценных) исследований ПГИ-ГДИС,

- проблемах с документированием материалов ПГИ-ГДИС,

- неточности промысловых оценок продуктивности, скин-фактора s, т.п.

- проблемах детализации геологической модели по ГИС и сейсмике.

В настоящее время оценки системного ПГК удается проводить только на крупных месторождениях, обладающих продолжительной историей разработки и значи­тельным охватом исследований скважин. Информационное обеспечение значительно вы­игрывает, если на месторождениях имеется достаточное количество специальных объек­тов наблюдений - наблюдательных (контрольных) скважин. Отсутствие системного ГИС-контроля на отдельных месторождениях (особенно на сложных и крупных) сущест­венным образом снижает на них эффективность проводимых мероприятий по разработке.

Таким образом, в основе системного ПГК эксплуатационных объектов лежит ор­ганизация определенных циклов и уровней движения геофизической и геолого-промысловой информации. Схемы движения этой информации отражают принцип естественного усложнения процесса познания, связанного с:

- накоплением все большего числа информационных параметров на последующих уровнях интерпретации,

- усложнением моделей взаимодействия вследствие необходимости учета пространственно-временных факторов,

- необходимостью учета условий в работе скважины, пластов и залежи.