Студопедия
Случайная страница | ТОМ-1 | ТОМ-2 | ТОМ-3
АрхитектураБиологияГеографияДругоеИностранные языки
ИнформатикаИсторияКультураЛитератураМатематика
МедицинаМеханикаОбразованиеОхрана трудаПедагогика
ПолитикаПравоПрограммированиеПсихологияРелигия
СоциологияСпортСтроительствоФизикаФилософия
ФинансыХимияЭкологияЭкономикаЭлектроника

Корректировка моделей на основе данных 2007-2009 годов

Литолого-стратиграфическая характеристика вскрытых отложений | Нефтегазоносность | Параметры продуктивных пластов (горизонтов) по керну, ГИС и материалам сейсмостратиграфии | Пористость, проницаемость и начальная газонасыщенность | Толщины продуктивных горизонтов (пластов) | Показатели неоднородности пластов | Разведочная геофизика | Геофизические исследования скважин (ГИС-бурение) | Газоконденсатные исследования скважин в 2007 и 2009 годах | Термодинамические исследования флюидов скважин 351 и 350 |


Читайте также:
  1. II. После выполнения данных упражнений составляется список целей.
  2. III. ИСПРАВЛЕНИЕ РАБОТЫ НА ОСНОВЕ РЕЦЕНЗИЙ.
  3. Rolling Stones: стратегии брендинга в основе удовлетворения
  4. VI Ответственность сторон, регулирующих отношения на основе данных Правил
  5. Активная жизненная позиция означает большое количество любви и свободы и на основе этого – сделанного добра за единицу времени!
  6. Актуальные проблемы современного изучения истории русской литературы конца 1920- начала 1950-х годов. 1 страница
  7. Актуальные проблемы современного изучения истории русской литературы конца 1920- начала 1950-х годов. 2 страница

Предпринята попытка настройки моделей пластовых газов по технологии, аналогичной моделированию для тех. схемы 2006 года, но с учетом дополнительных данных, полученных при исследованиях скважин в период 2007-2009 годов:

- Составы флюидов, извлекаемых скважинами, определенные экспериментально при газоконденсатных исследованиях.

- Результаты замеров пластового давления.


 

Рисунок 2.9 – Пластовые потери нестабильного конденсата по мере падения пластового давления. Модель 2006


- Результаты термодинамических экспериментов с флюидами скважин 351 и 350 - Экспериментальные кривые дифференциальной конденсации (пластовых потерь кнденсата), проведенной по методике ООО «ТюменНИИгипрогаз» и экспериментально определенные составы флюида, извлекаемого из ячейки на различных этапах снижения давления.

В процессе настройки выявлены неразрешимые противоречия, а именно – средствами пакета PVTi расчетного комплекса Eclipse невозможно привести в соответствие кривые пластовых потерь и потенциала С5+высшие в добываемом флюиде. При настройке на кривую потенциала, кривая пластовых потерь превышала экспериментальную в 1.5-2 раза.

При подготовке новых моделей проанализирован характер изменения состава добываемого каждой из скважин во времени. При этом состав флюида представлялся в развернутой компонентно-фракционной форме, когда компоненты С6+высшие расшифрованы в виде узких 10°-ных фракций по температуре кипения до конца состава, т.е. фракций порядка 500-600°С. Таким образом, для описания состава используется около 50-60 компонентов и фракций, а не 10-20, как это традиционно делается. Такое подробное представление состава позволило выявить несоответствие расчетного характера изменения состава добываемого флюида с падением пластового давления и фактического – расчетные составы более стремительно теряли фракции с температурой кипения >300°C.

Ввиду изложенного, была выработана новая технология моделирования пластовых флюидов, ключевыми и отличительными от традиционной методики моментами нового подхода явились следующие положения:

Критерием адекватности модели считалось соответствие модельного состава добываемого флюида на этапах разработки фактически добываемому совокупностью исследованных скважин флюиду. При этом фактические данные присутствуют только для начального участка – падение пластового давления относительно начального составляет 15%. На рисунках 2.10-2.13 приведены зависимости потенциального содержания С5+высшие от пластового давления. Видно, что модельная зависимость проходит в среднем по облаку точек, полученных при газокоденсатных исследованиях.

Параметр «Потенциал С5+высшие» недостаточен для описания характера изменения состава добываемого флюида по мере снижения пластового давления в процессе разработки залежи на истощение. Поэтому введены дополнительные параметры, характеризующие состав – потенциалы широких фракций с температурами кипения 45-100, 100-200, 200-300, 300-400, >400°С. На рисунках 2.14-2.17 приведены в качестве примера зависимости введенных дополнительно потенциалов фракций для флюидов скважин 350 и 351.

Рисунок 2.10 – Потенциал С5+ в пластовых газах Юрхаровского месторождения. Пласт АУ7. Модель 2009 г

Рисунок 2.11 – Потенциал С5+ в пластовых газах Юрхаровского месторождения. Пласт БУ1-2. Модель 2009 г

 

Рисунок 2.12 – Потенциал С5+ в пластовых газах Юрхаровского месторождения. Пласт БУ3-7. Модель 2009 г

Рисунок 2.13 – Потенциал С5+ в пластовых газах Юрхаровского месторождения. Пласт БУ8-9. Модель 2009 г

 

Рисунок 2.14 – Изменение массового содержания компонентов в добываемом пластовом флюиде в зависимости от пластового давления. Скважина 350

Рисунок 2.15 – Изменение массового содержания широких фракций в добываемом пластовом флюиде в зависимости от пластового давления. Скважина 350

 

Рисунок 2.16 –Изменение массового содержания компонентов в добываемом пластовом флюиде в зависимости от пластового давления. Скважина 351

Рисунок 2.17 – Изменение массового содержания широких фракций в добываемом пластовом флюиде в зависимости от пластового давления. Скважина 351

 

Характер изменения состава извлекаемого флюида принят по массиву экспериментальных данных о составах извлекаемого в процессе дифференциальной конденсации флюидов скважин 351 и 350, приведенных на рисунках 2.14-2.17. Приведенные экспериментальные зависимости послужили образцом, при построении составов каждого из объектов разработки в зависимости от пластового давления. Причем начальные участки каждой из линий соответствуют облаку точек, полученных при газокоденсатных исследованиях. Таким образом, соответствие содержания компонентов в модельном составе подтверждалось с одной стороны газоконденсатными исследованиями на начальном участке падения давления, а с другой стороны термодинамическими экспериментами во всем диапазоне давлений. При этом соответствие констатировалось не по одному параметру потециал С5+, а по семи параметрам – массовое содержание iC5, nC5, фр 45-100, 100-200, 200-300, 300-400 и >400°С.

Для соблюдения условий предыдущего пункта потребовалась небольшая коррекция начальных составов пластовых газов. В Таблице 2.14 показаны масштабы изменений начальных пластовых составов объектов разработки.

 

Таблица 2.14 – Характеристики объектов разработки Юрхаровского месторождения

Кривые пластовых потерь конденсата для объектов АУ7, БУ1-2, БУ8-9 определялись на основе экспериментальных кривых дифференциальной конденсации флюидов скважин 350 и 351 по принципу подобия в относительных координатах. Рисунок 2.18.

Свойства газа и конденсата пластовых потерь в условиях пласта рассчитаны в среде пакета PVTi комплекса Eclipse на основе смоделированных составов, которые не рассчитывались в среде PVTi, а загружались в программу. После чего по алгоритмам пакета PVTi проводился расчет необходимых свойств. Рассчитанные свойства приведены в файле формата Eclipse 100.

В таблицах 2.15–2.18 и на рисунке 2.19 приведены смоделированные составы пластовых газов на разных этапах разработки объектов Юрхаровского месторождения.

Таблица 2.15 –Составы добываемого пластового газа при разработке на истощение. Пласт АУ7 Юрхаровского месторождения (модель 2009)

 

Таблица 2.16 –Составы добываемого пластового газа при разработке на истощение. Пласт БУ1-2 Юрхаровского месторождения (модель 2009)

 

Таблица 2.17 –Составы добываемого пластового газа при разработке на истощение. Пласты БУ3-7 Юрхаровского месторождения (модель 2009)

 

Таблица 2.18 –Составы добываемого пластового газа при разработке на истощение. Пласты БУ8-9 Юрхаровского месторождения (модель 2009)

Рисунок 2.18 –Пластовые потери нестабильного конденсата по мере падения пластового давления. Модель 2009 г

Рисунок 2.19 – Потенциал С5+ в пластовых газах Юрхаровского месторождения. Модель 2009 г

 

Следует отметить, что корректные термодинамические эксперименты для пластовых флюидов АУ7, БУ1-2 и БУ8-9 на момент моделирования не были проделаны. Такие исследования необходимы по следующим причинам:

- как уже указывалось выше, результаты корректных термодинамических экспериментов являются основой для построения адекватных моделей пластовых флюидов.

- моделирование объема пластовых потерь, изложенное в настоящей главе проведено для всех четырех объектов фактически по данным одного объекта БУ5-6 (скважины 350 и 351), наименее изученного. В основу положен принцип подобия фазового поведения флюидов разных объектов, что, строго говоря, не является фактом.

- динамика изменения состава с падением пластового давления также смоделирована по динамике, характерной для флюида объекта БУ5-6 и у флюидов других объектов может быть иной.

- отсутствие корректных экспериментальных данных по объему пластовых потерь не позволяет достоверно судить о величине коэффициента извлечения конденсата.

- отсутствие корректных экспериментальных данных по объему пластовых потерь не позволяет достоверно моделировать процессы формирования и движения газовой и жидкой фаз в пласте, что особенно важно в условиях протяженных призабойных зон скважин Юрхаровского месторождения.

 

2.4.2 Физико-химическая характеристика нефти пластов БУ81, БУ82, БУ83

 


Дата добавления: 2015-07-25; просмотров: 94 | Нарушение авторских прав


<== предыдущая страница | следующая страница ==>
Технология моделирования пластовых флюидов в 2006 г| Глубинные пробы нефти и моделирование свойств пластовой нефти.

mybiblioteka.su - 2015-2024 год. (0.008 сек.)