ЛЫТКИН испр. Курсовая работа по дисциплине Физические процессы нефтегазового производства пояснительная записка тема работы Моделирование физических процессов нефтегазового производства
 Скачать 2.36 Mb.
|
|
6. Моделирование разработки залежей с линейными зонами резкой неоднородности Для проведения сопоставительного анализа наряду с рассмотренным выше моделированием разработки залежей с однородными фильтрационными условиями, отличающихся от четырех рассмотренных ранее базовых моделей наличием линейных зон повышенной или пониженной проницаемости. В таблице 6.1 приведены показатели, характеризующие рассматриваемые варианты моделирования разработки залежей с наличием линейных зон с резко отличающимися коллекторскими свойствами. Таблица 6.1 Варианты моделирования
В качестве подвариантов («а», «б» и «в») выделены ситуации, отличающиеся геометрий расположения линейных зон с повышенными или пониженными фильтрационными характеристиками.  Рисунок 6.2 − Расположение зон повышенной проницаемости для подварианта «а»  Рисунок 6.3 − Расположение зон повышенной (пониженной) проницаемости для подварианта «б»  Рисунок 6.4 − Расположение зон повышенной (пониженной) проницаемости для подварианта «в» В подварианте «а» модельные зоны проходят через добывающие скважины (рисунок 6.2), в подварианте «б» между скважинами (рисунок 6.3) и в подварианте «в» через нагнетательную скважину (рисунок 6.4). Такое «разветвление» вариантов расчетов, как представляется, позволяет оценивать характер и возможные масштабы фильтрационного влияния свойств динамически напряженных зонах для условий, когда фактическое расположение эксплуатационных скважин в большей или меньшей степени, но близко к одному из рассмотренных подвариантов. На рисунках 6.5 – 6.10 в качестве одного из результатов моделирования представлены карты насыщенностей после 30-и летней эксплуатации залежей. Динамика изменения основных показателей разработки во времени приведена на рисунках 6.11–6.15.  Рисунок 6.5 − Нефтенасыщенность пласта к концу 30-летнего периода разработки по вариантам 1а, 1б и 1в  Рисунок 6.6 − Нефтенасыщенность пласта к концу 30-летнего периода разработки по вариантам 2а, 2б и 2в  Рисунок 6.7 − Нефтенасыщенность пласта к концу 30-летнего периода разработки по вариантам 3а, 3б и 3в  Рисунок 6.8 − Нефтенасыщенность пласта к концу 30-летнего периода разработки по вариантам 4а, 4б и 4в  Рисунок 6.9 − Нефтенасыщенность пласта к концу 30-летнего периода разработки по вариантам 5а, 5б и 5в  Рисунок 6.10 − Нефтенасыщенность пласта к концу 30-летнего периода разработки по вариантам 6а, 6б и 6в  Рисунок 6.11 − Динамика изменения дебита жидкости  Рисунок 6.12 − Динамика изменения дебита нефти  Рисунок 6.13 − Накопленный отбор жидкости  Рисунок 6.14 − Накопленный отбор нефти  Рисунок 6.15 − Динамика обводненности Накопленные показатели по добыче жидкости и нефти по различным вариантам, как для моделей однородного строения залежей, так и для моделей с разделением залежи на отдельные блоки с границами, имеющими существенно отличающиеся фильтрационные показатели, представлены в таблице 6.16. Минимальная добыча жидкости (1392522 м3) и нефти (391018 м3) характерны для базового варианта 1, где однородный коллектор имеет проницаемость 10мД. Для этого же варианта на конец периода разработки обводненность продукции максимальна (95.7 %). Наибольшая добыча жидкости (12187037 м3) и нефти (3188111 м3) в подварианте 5а – проницаемость пласта 200мД, а зон повышенной проницаемости 1000 мД, до- бывающие скважины расположены в зонах повышенной проницаемости. Минимальная обводненность характерна для подварианта 4а (0,845 д.ед.). Полученные соотношения вполне ожидаемы – для залежи с невысокими коллекторскими свойствами показатели разработки хуже. Но в деталях проявляются некоторые особенности, свидетельствующие о сложном характере воздействия комплекса рассматриваемых параметров (фильтрационно-емкостных свойств, наличия или отсутствия подстилающих вод, положения эксплуатационных скважин относительно зон с резкими изменениями проницаемости) на результаты разработки. Например, при наличии подстилающих вод (вариант 3) и прохождении систем трещин через добывающие скважины (вариант 3а) накопленная добыча нефти (2151081 м3) значительно меньше по сравнению с базовым вариантом 3, в котором накопленная добыча составляет 2897787 м3. Таблица 6.16
Вместе с тем, при отсутствии подстилающих вод (варианты 4 и 4а) различия в накопленных добычах не столь значительны и к тому же имеют противоположную направленность – в варианте 5а суммарный отбор оценивается в 1218982 м3, в то время как в варианте 4а этот показатель больше и составляет 1328693 м3. Заключение В данной курсовой работе была рассмотрена краткая история появления и внедрения моделирования в нефтегазовой промышленности. Так же изучены этапы эксплуатационных работ. Для проведения сопоставительного анализа наряду с рассмотренным выше моделированием разработки залежей с однородными фильтрационными условиями, отличающихся от четырех рассмотренных ранее базовых моделей наличием линейных зон повышенной или пониженной проницаемости. Все этапы подготовительных и эксплуатационных работ можно разделить на несколько основных этапов – сейсмическое изучение площади работ, разведочное и эксплуатационное бурение (с и без отбора керна, испытание пластов и пр.), геофизическое изучение скважин (ГИС), лабораторное исследование керна и флюидов, анализ и выявление петрофизических зависимостей, построение трехмерной геолого-технологической модели (геологической и гидродинамической), расчет прогнозных показателей разработки. Ознакомились с основными программными продуктами. при создании гидродинамических моделей. Чаще всего выступают Eclipse (Schlumberger), Tempest (Roxar), VIP (Landmark), TimeZYX (группа компаний «Траст). Для гидродинамического и геохимического моделирования в нефтегазовой гидрогеологии используется HydroGeo (М.Б. Букаты, ТПУ). В последние годы (начиная с 2007 года) особенно активно стала продвигаться отечественная программа t-Navigator (RF Dinamics, г.Москва). Список литературы 1. Абасов, М. Т., Кулиев А. М.: Методы гидродинамических расчетов разработки многопластовых месторождений нефти и газа. – Баку: ЭЛМ, 1976. – 200 с. 2. Азиз Х., Сеттари Э. Математическое моделирование пластовых систем. – М.: Недра,1982. – 407 с. 3. Бадьянов В. А. Методы компьютерного моделирования нефтяных месторождений в задачах нефтепромысловой геологии : автореферат дис. ... доктора геолого-минералогических наук : 04.00.17. – Тюмень, 1998. – 72 c. 4. Баренблатт Г.И., Ентов В.М., Рыжик В.М. Движение жидкостей и газов в природных пластах. – М.: Недра, 1984. – 208 с. 5. Букаты М. Б. Разработка программного обеспечения в области нефтегазовой гидрогеологии // Разведка и охрана недр. – 1997. – № 2. – С. 37–39. 6. Букаты М.Б. Рекламно-техническое описание программного комплекса HydrGeo. – М.: ВНТИЦ, 1999. – 5 c. – Номер гос. регистрации алгоритмов и программ во Всероссийском научно-техническом информационном центре (ВНТИЦ) № 50980000051 ПК. 7. Букаты М.Б. Разработка программного обеспечения для решения гидрогеологических задач. // Известия ТПУ. – 2002. – Т. 305. – Вып. 6. – С. 348–365. 8. Гладков Е.А., Гладкова Е.Е. Неоднозначность геолого-технологической информации в процессе адаптации гидродинамической модели // Бурение и нефть. – 2008. – № 10. – С. 40–41. |