- •Министерство образования и науки российской федерации
- •1. Краткие сведения о геологии и нефтегазоносности территории западной сибири
- •Краткое геологическое строение Западно-Сибирской
- •Стратиграфия мезозойско-кайнозойских отложений.
- •1.2 Тектоническое строение платформенного мезозойско-кайнозойского чехла Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции
- •1.3 Геолого – физические характеристики продуктивных пластов
- •1.4 Состав и физические свойства нефтей
- •1.5 Состав и свойства углеводородных газов
- •1.6 Пластовые воды нефтяных и газовых месторождений
- •1.6.3 Молекулярно - поверхностные свойства системы "нефть - газ - вода"
- •1.7 Строение залежей углеводородов месторождений Западной Сибири
- •1.8 Классификация ресурсов и запасов нефти и газа
- •2. Разработка нефтяных и газовых месторождений
- •2.1 Геолого - геофизические проблемы разработки нефтяных и
- •2.2 Изучение залежей в процессе геологоразведочных работ
- •2.3 Методы изучения залежей нефти и газа
- •2.4 Интегрированный анализ геолого-геофизической информации
- •2.5 Обработка и интерпретация геолого-геофизической информации
- •2.6 Изучение газожидкостных контактов
- •2.7 Гидродинамические характеристики залежей (текста нет!)
- •2.8 Подсчет запасов нефти и газа
- •2.9 Проектирование разработки нефтяных иесторождений
- •2..9.1 Силы, действующие в продуктивном пласте
- •2.9.2 Режимы работы залежей
- •2.10 Размещение нагнетательных скважин
- •2.11 Геолого - геофизические основы выделения эксплуатационных объектов на многопластовых нефтяных месторождениях
- •2.12 Принципиальные особенности проектирования
- •2.13 Системы разработки и принципы выбора метода
- •2.14 Системы разработки нефтяных месторождений
- •2.15 Физические основы вытеснения нефти водой
- •2.15.2 Анализ выработки запасов нефти
- •2.16 Построение геолого - технических моделей
- •2.16.7 Рекомендации по созданию и использованию постоянно действующих геолого-технических моделей
- •2.17 Повышение продуктивности скважин и нефтеотдача пластов
- •2.18 Методы повышения нефтеотдачи пластов
- •Уплотнение сеток скважин в процессе разработки месторождений. Плотность сетки скважин (пcc) - это отношение площади залежи f к числу скважин n.
- •2.18.2 Физико-химические методы увеличения нефтеотдачи пластов
- •Неионогенными пав
- •2.21.5 Техногенные факторы, влияющие на доизвлечение
- •3.1 Условия залегания углеводородов и типы газовых залежей
- •Фазовые состояния и превращения углеводородных систем
- •3.3 Расчет фазовых равновесий углеводородных смесей
- •3.4 Компонентоотдача газовых и газоконденсатных месторождений
- •3.5 Основные принципы проектирования разработки
- •3.5.1 Анализ разработки газовых и газоконденсатных месторождений на основе эволюционного моделирования
- •3.6 Особенности разработки газовых и газоконденсатных месторождений
- •3.6.1 Прогнозирование добычи газа и конденсата
- •3.7 Методы изучения газоконденсатной характеристики месторождения
- •3.7.1 Применение различных методов классификации
- •3.8 Повышение конденсатоотдачи нефтеконденсатных залежей
- •3.9 Оценка начальных и текущих запасов газа
- •3.9.1 Учет объемных и динамических характеристик залежи
- •3.10 Методы геолого - гидродинамического моделирования
- •3.10.1 Системный подход к стратегии эффективной разработки
- •3.10.3 Критерии оптимизации размещения кустов эксплуатационных скважин
- •3.11 Совершенствование методов газогидродинамического моделирования режимов работы газовых скважин
- •3.11.1 Теоретические аспекты моделирования газогидродинамических систем
- •3.12 Принципы построения и инициализации газогидродинамически
- •V. Промыслово-геофизический системный
- •5.1 Понятие системного контроля
- •5.2 Этапность и периодичность исследований и их комплексирование
- •5.3 Решение задач системного контроля
- •5.4 Обеспечение оценок выработки запасов и их подтверждаемость
- •5.5 Планирование и организация системы мониторинга
- •Vι. Системообразующая интерпретация и динамический анализ при геомониторинге и геомоделировании залежей углеводородов
- •6.1 Принципы интерпретации и динамического анализа
- •6.2 Задачи системообразующей интерпретации и динамического
- •Литература
3.11 Совершенствование методов газогидродинамического моделирования режимов работы газовых скважин
3.11.1 Теоретические аспекты моделирования газогидродинамических систем
Основной целью проведения газогидродинамических расчетов является прогнозирование технологических показателей разработки и режимов работы скважин (дебитов скважин, пластовых и устьевых давлений и т. д.), а также получение картины распределения давления и насыщенностей в объеме залежи. Задачи такой сложности решаются на высокопроизводительных компьютерах с использованием методов дискретной математики. Значительное время расчета занимает решение систем уравнений для блоков газогидродинамической сетки, из которых состоит модель. При этом дифференциальные уравнения фильтрации многофазного флюида преобразуются в конечно - разностные аналоги, дискретно описывающие энерго- и массообмен между блоками. «Возмутителями» в системе являются блоки, в которых находятся скважины.
Известны два способа решения уравнений фильтрации, применяемых при моделировании. Это метод, при котором используется явная разностная схема для расчета насыщенности (метод, неявный по давлениям — явный по насыщенностям), и другой метод, при котором используется неявная разностная схема как для расчета давления, так и для определения насыщенностей (метод, неявный по давлениям — неявный по насыщенностям). Эти методы различаются конечно-разностными уравнениями и степенью сложности.
В программном комплексе Eclipse 100 [48] имеется возможность использовать полностью неявный (Fully implicit) [48], неявный по давлению — явный по насыщенностям (IMPES — IMplicit Pressure Explicit Saturation) и адаптивный неявный (AIM — Adaptive Implicit Method) методы решения систем дифференциальных уравнений фильтрации в ячейках модели. Полностью неявный метод потенциально устойчив и может использоваться для решения сложных задач. IMPES-метод, наоборот, потенциально неустойчив, имеет меньшую сходимость и иногда работает быстрее, чем полностью неявный метод. Он может быть использован для решения «легких» задач, таких как настройка истории, в которых временные шаги обычно короткие.
Полностью неявный метод эффективно применяется для запуска задач «модели черной нефти» (одно-, двух- и трехфазные системы), обычно с разбиением на относительно большие временные шаги. Как полностью неявный, так и IMPES-метод могут переключаться между собой в процессе одного расчета.
Процедура расчета остатка в методе, неявном по давлению — явном по насыщенностям, аналогична процедуре, используемой в полностью неявном методе, кроме того, что все потоки и отборы из скважин рассчитываются с использованием насыщенностей (или Rs, Rv) в начале каждого временного шага:
|
|
(3.28) |
Значения массы Мt+dt оцениваются с использованием и давлений, и насыщенностей в конце каждого временного шага. При этом уравнение нелинейного остатка (R = 0) решается легче, потому что в данном случае нелинейность не возникает из относительной фазовой проницаемости, которая остается постоянной на протяжении временного шага.
Линейное уравнение решается проще, так как векторы потоков относительно насыщенностей равны нулю. Уравнения решаются последовательно: сначала для давлений, затем для изменения насыщенностей. В этом заключается отличие данного метода от полностью неявного метода, где линейные уравнения решаются одновременно.
Величина временного шага выбирается автоматически, при этом величина насыщенности должна изменяться не более чем на 5 %. Кроме того, сходимость временного шага принимается, если максимальное значение изменения насыщенности меньше чем 10 % и максимальное изменение давления меньше 1,37 МПа.
Моделирование вскрытия пласта. Добывающие скважины являются первым звеном технического компонента, взаимодействующего с геологическим компонентом системы разработки залежи. Именно за счет отбора нефти или газа из залежи приводится в движение вся система. Работа скважин является источником возмущений.
Степень влияния отдельной скважины на распределение и темп падения пластового давления зависит как от фильтрационно-емкостных характеристик пласта в районе скважины, так и от индивидуального уравнения притока. Большинство программных комплексов трехмерного моделирования (Eclipse, VIP) позволяют точно моделировать работу скважины в соответствии с ее уравнением притока, полученным при обработке результатов исследований, а также учесть эффекты высокоскоростной фильтрации флюидов и нарушение закона Дарси вблизи призабойной зоны. Методы, применяемые в комплексах трехмерного газогидродинамического моделирования, позволяют моделировать ситуации, такие как наклонные и горизонтальные скважины, частично проникающие скважины и множественные вскрытия в пределах одной ячейки.
Скважина моделируется ячейками, которые она пересекает [48]. Фильтрационная модель является некоторой схематизацией геологической модели, причем ее слои могут вскрываться не полностью. В процессе расчетов используются центры вскрываемых ячеек, а несовершенство по степени и характеру вскрытия учитывается коэффициентами, входящими в формулу расчета проводимости «соединения». Применительно к ячейке трехмерной газогидродинамической модели (с учетом скин-эффекта и эквивалентного радиуса ячейки) уравнение притока к «соединению» записывается в следующем виде [48]:
|
|
(3.29) |
где коэффициент проводимости
ro,,j — эквивалентный радиус ячейки, вскрываемой скважиной:
|
|
(3.30) |
где с = 0,008527 — постоянная для пересчета в метрическую систему единиц;
ϴj - коэффициент, учитывающий расположение траектории скважины в ячейке модели;
Kпрhj — проводимость ячейки модели;
rс — радиус скважины;
Sj — скин-фактор для j-го соединения;
М(р)фл — подвижность флюида;
Рпл, Рзаб — давления пластовое и забойное соответственно.
Каждое «соединение» имеет индивидуальный набор значений Tj (или Sj, ro,,j, Kпрhj).
Физический смысл проводимости «соединения» основывается на трехчленной формуле Писмана (3.30) и принимает во внимание следующие факторы:
- ориентацию скважины в пространстве;
- проницаемость блоков сетки;
- вскрываемую часть блока сетки;
- эффективный диаметр забоя скважины.
Скин-фактор S — величина, учитывающая несовершенство скважины по характеру вскрытия, и может принимать как положительные, так и отрицательные значения.
Как дополнение к скин-фактору обычно понимают аргумент DQг, зависящий от величины дебита, этим учитывается эффект высокоскоростной фильтрации газа вблизи призабойной зоны и отклонение ее характера от закона Дарси. Для задания параметров правильной работы модельной скважины необходимо определить скин-фактор S и высокоскоростной скин D по каждому «соединению».
Аналитическая модель водонапорного комплекса. В газогидродинамическом моделировании процесса разработки залежей нефти и газа вводится понятие «аквифер» (см. выше). Численные аквиферы целесообразно применять в условиях хорошей изученности водонапорного комплекса. Модели таких аквиферов представляют собой укрупненные блоки (соизмеримые с размерами модели), имеющие индивидуальные ФЕС и соединенные с ячейками модели. Уравнения фильтрации и материального баланса для блоков решаются численными методами.
Модели аналитических аквиферов применяют в условиях отсутствия информации о водонапорном комплексе. Кроме того, аналитические аквиферы удобно использовать для настройки модели, так как параметры водонапорного бассейна легко задаются и оказывают значительное влияние на динамику внедрения воды и темп снижения давления в залежи.
При моделировании аквиферов в сеноманских газовых залежах применялась аналитическая модель Фетковича [48]. В ней используется упрощенный метод, основанный на теории установившейся фильтрации воды, коэффициенте продуктивности аквифера и уравнении материального баланса между давлением в водоносном пласте и суммарным притоком воды.
Приток воды на границе модели описывается уравнением:
|
|
(3.31) |
где Qai — приток воды из водоносного пласта к блоку сетки;
Wai — суммарный приток воды из водоносного пласта к блоку сетки;
J— коэффициент продуктивности водоносного пласта;
α — площадь связи аквифера с сеткой трехмерной модели;
Ра — давление воды в водоносном пласте во время t;
Pi — давление воды в соединительном блоке сетки;
р — плотность воды в водоносном пласте;
di — глубина блока сетки;
da — опорная глубина водоносного пласта.
Если аквифер соединяется с вертикальной стороной ячейки модели, тогда площади умножаются на коэффициент песчанистости блока.
Снижение давления в водоносном пласте определяется уравнением материального баланса:
|
|
(3.32) |
где Wa — суммарный приток воды из водоносного пласта;
Ct — суммарная сжимаемость водоносного пласта (вода + порода);
Vw0 — начальный объем воды в водоносном пласте;
Ра0 — начальное давление воды в водоносном пласте.
Характер притока воды из водоносного пласта по существу зависит от двух параметров — функции безразмерного времени и коэффициента продуктивности водоносного пласта.
Исходя из предположения, что давление в залежи равно давлению в соединительных блоках модели, и интегрируя уравнения 3.29 и 3.30, средний объем внедрившейся воды в интервал времени Δt рассчитывают следующим образом:
|
|
(3.33) |
В конце каждого временного шага суммарный приток воды увеличивается, а давление пересчитывается.
Изменяя объем водоносного пласта и коэффициент продуктивности, модель Фетковича может описать любой темп внедрения воды из водоносного пласта — от стабильного до падающего. Если начальное давление в водоносном пласте нарушено, оно будет вычислено из 3.33 так, что водоносный пласт будет находиться в равновесии с залежью.