Результаты фильтрационного моделирования

При изотермической фильтрации газ, конденсат и вода в пласте находятся при постоянной температуре и в состоянии термодинамического равновесия. Зависимости PVT (давление – объем – температура) представлены как функции зависимости объемных коэффициентов от давления.

В результате моделирования лабораторного эксперимента на основе фактических данных о составе и свойствах пластового газа в начале разработки получены PVT свойства газа и PVT свойства конденсата, представленные на рисунке 4.3. Для моделирования PVT свойств углеводородов пермских залежей использованы газоконденсатные исследования скважины № 11, выполненные в 1974 году, а для углеводородов триасовой залежи T₁-IV –газоконденсатные исследования скважины № 65, выполненные в 1981 году.

PVT свойства газа залежи P2-I,II	PVT свойства конденсата залежи P2-I,II
PVT свойства газа залежи T1-IV	PVT свойства конденсата залежи T1-IV

Рисунок 4.3 – Графики PVT свойств газа и конденсата

В модели предполагается наличие трех фаз (вода – газ – конденсат). Газ предполагается растворимым в воде и содержит в себе растворенный конденсат. Выпадающий из газа конденсат и вода не смешиваются и не обмениваются массами.

Данные ОАО «Якутгазпром» о динамике добычи газа, конденсата и воды использованы для построения модифицированных фазовых проницаемостей.

При проведении газодинамических расчетов использованы эффективные и относительные фазовые проницаемости газа, конденсата и воды.

Эффективная проницаемость – проницаемость породы для отдельно взятого флюида, когда число присутствующих в породе фаз больше единицы. Эффективная проницаемость зависит от флюидонасыщения (степени насыщенности флюидов и физико-химических свойств). Относительная проницаемость – отношение эффективной проницаемости флюида к эффективной проницаемости по нефти (конденсату), замеренной в породе, насыщенной только связанной водой. Использование относительной проницаемости позволяет унифицировать зависимости эффективной проницаемости от водонасыщенности, путем приведения к единой безразмерной шкале.

Относительные фазовые проницаемости в системе конденсат-вода и конденсат – газ, а также кривые капиллярного давления, использованные при выполнении фильтрационного моделирования по пермским и триасовым пластам приведены на рисунке 4.4. Характеристики модифицированных фазовых проницаемостей приведены в таблицах 4.5, 4.6.

В гидродинамической модели месторождения заданы местоположения и перфорация всех фактически участвовавших в разработке скважин. Скважины расположены в центре расчетной ячейки, соответствующей координате входа скважины в пласт.

Для расчета в программе Tempest More составлены файлы в соответствующем формате, в которых на каждую скважину помесячно заданы среднесуточный фактический дебит газа (в поверхностных тыс. м³) и фактическое время работы скважины (в долях от календарного времени).

Кривые ОФП в системе конденсат-вода для пермской залежи P2-I,II	Кривые ОФП в системе конденсат – газ для пермской залежи P2-I,II
Кривые ОФП в системе конденсат-вода для триасовой залежи T1-IV	Кривые ОФП в системе конденсат – газ для триасовой залежи T1-IV

Рисунок 4.4 - Графики относительной фазовой проницаемости

Таблица 4.5 – Характеристика модифицированных фазовых проницаемостей

пермской залежи пластов P₂-I,II

Средняя насыщенность водой	Фазовая проницаемость для воды	Фазовая проницаемость конденсата	Средняя насыщенность газом	Фазовая проницаемость для газа	Фазовая проницаемость конден-сата
0,20000	0,00000	0,80000	0,00000	0,00000	0,80000
0,30000	0,00000	0,80000	0,10000	0,00000	0,80000
0,35000	0,00000	0,80000	0,15000	0,00983	0,59963
0,42000	0,00000	0,80000	0,20000	0,02000	0,45607
0,45000	0,00170	0,60000	0,25000	0,03200	0,35140
0,50000	0,00450	0,35990	0,30000	0,05100	0,27215
0,55000	0,00740	0,22390	0,35000	0,07500	0,21832
0,60000	0,01000	0,12000	0,40000	0,10400	0,16598
0,65000	0,01460	0,08100	0,45000	0,14000	0,13009
0,70000	0,02160	0,05500	0,50000	0,19600	0,10168
0,72000	0,02480	0,04600	0,60000	0,43700	0,04935
0,75000	0,03180	0,03400	0,65000	0,58617	0,02542
0,77000	0,04640	0,02500	0,70000	0,80000	0,00000
0,80000	0,07820	0,01400	1,00000	0,80000	0,00000
0,85000	0,20000	0,00000	0,00000	0,00000	0,80000
1,00000	0,20000	0,00000	0,10000	0,00000	0,80000

Таблица 4.6 – Характеристика модифицированных фазовых проницаемостей

триасовой залежи пласта T₁-IV

Средняя насыщенность водой	Фазовая проницаемость для воды	Фазовая проницаемость для конденсата	Средняя насыщенность газом	Фазовая проницаемость для газа	Фазовая проницаемость для конденсата
0,20000	0,00000	0,80000	0,00000	0,00000	0,80000
0,30000	0,00000	0,80000	0,10000	0,00000	0,80000
0,35000	0,00000	0,80000	0,15000	0,00983	0,56500
0,40000	0,00600	0,55900	0,20000	0,02000	0,39600
0,45000	0,00700	0,36800	0,25000	0,03200	0,27600
0,50000	0,00900	0,24000	0,30000	0,05100	0,20900
0,55000	0,01200	0,17000	0,35000	0,07500	0,15300
0,60000	0,01800	0,12000	0,40000	0,10400	0,10700
0,65000	0,02500	0,08100	0,45000	0,14000	0,07800
0,70000	0,03500	0,05500	0,50000	0,19600	0,05400
0,75000	0,07200	0,02800	0,60000	0,43700	0,02100
0,78000	0,13600	0,01400	0,65000	0,64300	0,00800
0,82000	0,30000	0,00000	0,70000	0,80000	0,00000
1,00000	0,30000	0,00000	1,00000	0,80000	0,00000

Гидродинамические модели эксплуатационных объектов месторождения сначала были адаптированы к средним значениям параметров пористости, проницаемости, газонасыщенности, принятых в подсчете запасов. Начальные условия заданы как известные значения в каждой ячейке разностной сетки. Затем модели адаптированы к геологическим запасам.

Основными параметрами адаптации служили относительные фазовые проницаемости (форма кривых) и абсолютные проницаемости. По всем эксплуатировавшимся скважинам адаптация проведена удовлетворительно: отборы газа, забойные и пластовые давления в модели соответствуют фактическим.

На рисунках 4.5 и 4.6 представлены графики воспроизведения истории разработки по дебиту и накопленному отбору для разрабатываемых залежей перми и триаса.

На основе адаптированной гидродинамической модели рассчитаны прогнозные технологические показатели разработки.

Выходные данные, полученные в результате фильтрационного моделирования разрабатываемых залежей перми и триаса следующие:

- графики результатов моделирования процессов фильтрации по отдельным скважинам и залежам в целом. На рисунке 4.7 представлены графики изменения конденсато-газового фактора в процессе разработки, полученные в результате фильтрационного моделирования;

- массивы гидродинамических и геологических полей (карты изобар, разработки, проницаемости, пористости, газонасыщенности, линейных запасов). Карты изобар, построенные по результатам прогнозного моделирования, представлены на рисунках 4.8 и 4.9;

- прогнозные технологические показателей разработки (по каждой скважине и в целом по залежи) представлены в таблицах 4.7 – 4.12;

- характерные профильные разрезы. Профильные разрезы через скважины
№ 105 и 65 представлены на рисунках 4.10 и 4.11;

- анимационный просмотр динамики разработки.

Результаты расчета фильтрационных программ представлены в паспортах фильтрационных моделей (книга 2).

 

Рисунок 4.5 – Графики воспроизведения истории разработки по дебиту и накопленному отбору пермской залежи

 

Рисунок 4.6 – Графики воспроизведения истории разработки по дебиту и накопленному отбору триасовой залежи

Рисунок 4.7 – Результаты моделирования изменения конденсато-газового фактора в процессе разработки

Рисунок 4.8 – Прогнозная карта изобар пермской залежи по состоянию на 01.01.2015

Рисунок 4.9 – Прогнозная карта изобар триасовой залежи по состоянию на 01.01.2015

Таблица 4.7 – Прогноз технологических показателей разработки пермской залежи по скважинам (скважина № 105)

Таблица 4.8 – Прогноз технологических показателей разработки пермской залежи одной скважиной

Таблица 4.9 – Прогноз технологических показателей разработки пермской залежи по скважинам (скважины № 105 и 11)

Продолжение таблицы 4.9

Таблица 4.10 – Прогноз технологических показателей разработки пермской залежи двумя скважинами

Таблица 4.11 – Прогноз технологических показателей разработки триасовой залежи по скважинам

Продолжение таблицы 4.11

Таблица 4.12 – Прогноз технологических показателей разработки триасовой залежи

 

Распределение нефте(конденсато)насыщенности в пермском пласте на 01.01.2009  

 

Распределение содержания конденсата в добываемом газе (КГФ) пермского пласта на 01.01.2009

Рисунок 4.10 – Профильный разрез через скважину № 105

 

Распределение нефте(конденсато)насыщенности в триасовом пласте на 01.01.2009  

 

Распределение содержания конденсата в добываемом газе (КГФ) триасового пласта на 01.01.2009

Рисунок 4.11 – Профильный разрез через скважину № 65

Дата добавления: 2015-07-25