Разработка по участку пласта Суторминского месторождения (стр. 4 из 5)
Выполнение гидродинамических расчетов по описанной модели на ЭВМ не вызывает серьезных затруднений вычислительного характера, требует сравнительно небольшого количества машинного времени.
Важной особенностью данной модели пласта является сравнительная простота (по сравнению с двумерной моделью) в адаптации ее параметров по данным истории разработки и возможность автоматизировать все основные этапы проектирования разработки нефтяных месторождений.
Таким образом, математическая модель пласта, основанная на слоистой схеме течения, является чувствительной к наиболее важным геолого-физическим факторам и технологическим параметрам систем разработки, достаточно достоверно отражает их изменение как качественно, так и количественно, и при соответствующей настройке может успешно применяться при проектировании разработки нефтяных месторождений с заводнением.
2.2 Обоснование расчётной схемы при прогнозе динамики технологических показателей
Как показал опыт проектирования разработки нефтяных месторождений, точность прогноза динамики показателей зависит не только от правильности выбора математической модели залежи, но также и от того, как схематизируется залежь при выполнении гидродинамических расчетов.
На практике применяются или могут быть использованы следующие способы схематизации:
1 - залежь рассматривается в виде набора расчетных элементов (участков), позволяющих описать характер процесс фильтрации жидкости в пласте;
2 - при прогнозе она рассматривается в виде одного расчетного участка (элемента);
3 - при прогнозе производятся расчеты по каждой из скважин с последующим суммированием показателей в целом по залежи.
При применении каждого из указанных способов схематизации необходимо учитывать следующие условия.
1. Обеспечение требуемой точности прогноза.
2. Величина трудоемкости расчетов и требуемые затрат машинного времени при применяемой ЭВМ.
3. Время, отпускаемое на выполнение работы. Остановимся на каждом из указанных методов схематизации залежей подробней.
Первый способ схематизации широко используется при проектировании разработки нефтяных месторождений.
Схема залежи составляется на основании карты изобар, карты обводнения, карты текущих отборов жидкости из скважин и структурной карты.
Рассмотрим в качестве примера залежь нефти пласта Б2 Губинского месторождения. Залежь, имеющая полосообразную форму, разрабатывалась двумя рядами добывающих скважин, расположенными вдоль длинной оси структуры. В связи с тем, что она разрабатывалась на естественном водонапорном режиме при напоре воды с южного и северного крыльев, залежь можно схематизировать в виде двух участков - южного и северного, на каждом из которых работало по одному ряду добывающих скважин.
Использование данного способа схематизации требует проведения большого объема подготовительных работ, способ обладает высокой трудоемкостью, требует довольно продолжительного времени как на подготовительные работы, так и на адаптацию модели и проведение прогноза.
Второй способ схематизации позволяет на несколько порядков сократить трудоемкость расчетов по сравнению с первым и, следовательно, за ограниченный отрезок времени выполнить большой объем расчетов. Однако, следует иметь в виду, что одновременно при этом может заметно снижаться точность прогноза.
Опыт показал, что для залежей, находящихся в поздней стадии эксплуатации, погрешность прогноза при использовании этого способа может быть допустимой для практических целей.
Однако, для залежей, находящихся в ранней стадии эксплуатации, погрешность прогноза может быть существенной. Данное обстоятельство в значительной степени ограничивает область применения этого способа схематизации.
Опыт проектирования разработки нефтяных месторождений показал, что при использовании третьего способа, т.е. при выполнении расчетов по скважинам, можно обеспечить более высокую точность, чем при использовании первого (и тем более второго) способа схематизации,
Количественная оценка точности прогноза при различной схематизации залежи показала следующее. На ранней стадии разработки залежи при определении величины извлекаемых запасов нефти при схематизации залежи в виде одного расчетного элемента возможна погрешность до 10-20%, при схематизации виде композиции расчетных элементов - до 5-10%, при выполнении расчетов по скважинам - до 2-5%.
Для залежей, находящихся в поздней стадии разработки погрешность прогноза при использовании всех упомянутых методов прогноза значительно сокращается.
Для залежей нефти, находящихся в поздней стадии разработки, а также для прогноза на не длительный период времени допустимо использование схематизации залежи в виде одного расчетного элемента.
2.3 Расчет динамики показателей по новой залежи
Расчет процесса заводнения новой залежи можно проводить с помощью соотношений (I) - (6) см / 1 /. Для этого необходимо по геолого-промысловым данным обосновать параметры математической модели залежи (s, W, m0, Qакт). В связи с тем, что расчет по формулам (1) - (6) является весьма трудоемким процессом, необходимо использовать ЭВМ высокой производительности. При выполнении расчетов без ЭВМ можно попользовать графики, приведенные на рис.1-3 работы / 2 /, построенные на основе большого количества расчетов с широким диапазоном изменения параметров модели.
Расчет процесса заводнения залежи при схематизации ее в виде одного расчетного элемента выполняется следующим образом.
1. Определяется величина отбора жидкости по годам на прогнозный период времени
2. Определяется величина накопленного отбора жидкости по годам.
3. По величине накопленного отбора жидкости определяется величина t на конец каждого года (ti=åqжi/ Qакт).
4. По величине ti с помощью графика зависимости (f(н)=f(н) (t)), находится величина f(н)i на конец каждого года).
5. Определяется среднегодовое содержание нефти в добываемой продукции по соотношению:
(2.3)6. Годовая добыча нефти (в пластовых условиях) определяется по соотношению:
(2.4)7. Годовая добыча воды в пластовых условиях определяется по соотношению:
(2.5)8. Среднегодовая обводненность (в пластовых условиях) определяется по соотношению (в процентах):
(2.6)9. Годовое количество добываемого газа определяется по соотношению:
(2.7)где Г - газовый фактор, м3/т.
Довольно часто залежь приходится схематизировать в виде набора участков. Например, для учёта порядка разбуривания и обустройства вводимой в разработку залежи в соответствии с планом бурения скважин и обустройства месторождения выделяются расчетные участки. При этом учитывается характер движения жидкости в пласте: при площадном заводнении участок намечается как совокупность ячеек, при блоковой системе заводнения - как совокупность элементов соответствующей блоковой системы. Расчет процесса заводнения производится отдельно по каждого участку и затем проводится суммирование с учетом ввода участков во времени.
2.4Уточнениематематической модели в процессе адаптации ее по данным истории ее разработки
Для прогноза динамики показателей залежи, находящейся в разработке, вначале проводится адаптация математической модели. Прогноз выполняется с уточненными в процессе адаптации параметрами модели с помощью ЭВМ.
При отсутствии - ЭВМ расчет выполняется таким же образом, как описано в разделах 3.3.
В отличии от раздела 3.3 вначале определяется величина t за год, предшествующий прогнозному году по соотношению:
(2.8)Затем определяется t на 1 прогнозный год и т.д., как было описано в разделе 3.3.
2.5 Обоснование величины прогнозного уровня отбора жидкости
Расчет процесса заводнения проводится для условий заданного отбора жидкости.
По новым залежам уровень отбора жидкости определяется с учетом величины дебитов скважин, определенных в процессе опробования или опытной эксплуатации.
Годовой отбор жидкости (в пластовых условиях) определяется по соотношению:
(2.9)где Qж - дебит скважины, в пластовых условиях, м3/сут; N - количество вводимых в эксплуатацию скважин; Кэ - коэффициент эксплуатации скважин.
Величина отбора жидкости может быть также определена на основании гидродинамических расчетов (например, по формулам Маскета ), однако, при этом нужно проводить корректировку параметров пласта по данным опробования скважин или учитывать коэффициент воздействия ( x ).
Величина прогнозного отбора жидкости по разрабатываемой залежи принимается равной отбору жидкости за последний год разработки, предшествующий прогнозному году (если не происходит изменений в фонде добывающих скважин), или корректируется с учетом намечающегося изменения фонда скважин (например, ввод новых скважин или выбывание по различным причинам старых скважин).
Определенная в данном разделе величина отбора жидкости используется в разделах 3.7.
3. Расчёт показателей разработки пласта БС11 Суторминского месторождения
Исходные данные для расчётов приведены в таблице 3.1.