АвтоАвтоматизацияАрхитектураАстрономияАудитБиологияБухгалтерияВоенное делоГенетикаГеографияГеологияГосударствоДомДругоеЖурналистика и СМИИзобретательствоИностранные языкиИнформатикаИскусствоИсторияКомпьютерыКулинарияКультураЛексикологияЛитератураЛогикаМаркетингМатематикаМашиностроениеМедицинаМенеджментМеталлы и СваркаМеханикаМузыкаНаселениеОбразованиеОхрана безопасности жизниОхрана ТрудаПедагогикаПолитикаПравоПриборостроениеПрограммированиеПроизводствоПромышленностьПсихологияРадиоРегилияСвязьСоциологияСпортСтандартизацияСтроительствоТехнологииТорговляТуризмФизикаФизиологияФилософияФинансыХимияХозяйствоЦеннообразованиеЧерчениеЭкологияЭконометрикаЭкономикаЭлектроникаЮриспунденкция

Результаты прогнозирования показателей разработки реальной залежи

Читайте также:
  1. A) на этапе разработки концепций системы и защиты
  2. G. Ожидаемые результаты и способы их оценки
  3. I. НИОКР дали положительные результаты
  4. II. Методы прогнозирования и поиска идей
  5. IV. Результаты контрольных испытаний
  6. XV. ЛИСТ ОСНОВНЫХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ СОСТОЯНИЯ БОЛЬНОГО
  7. Агрегатные индексы качественных показателей
  8. Агрегатные индексы количественных показателей
  9. Алгоритм разработки учебного проекта
  10. Анализ и динамика технико-экономических показателей ООО «Камэнергостройпром»
  11. АНАЛИЗ ОБЪЕКТА ПРОГНОЗИРОВАНИЯ
  12. Анализ основных экономических показателей предприятия

Было рассчитано три варианта залежи БУ 10-11:

- Первый - отбор в течение 10 лет газа из газовой зоны место­рождения с темпом 2% в год от геологических запасов газа, чтобы оценить, как будет влиять разработка газовой залежи на подстилающую ее нефтяную оторочку.

-Второй - разработка нефтяной оторочки на истощение темпами и порядком ввода нефтяных скважин, предусматриваемым в проекте. Срок разработки 15 лет. Оценивает разработку залежи, как нефтя­ную залежь с газовой шапкой.

- Третий - одновременная разработка газовой части пласта и нефтяной оторочки в течение 15 лет. Из газовой зоны темп отбора составляет 2% в год от запасов. Из нефтяной зоны - как во втором ва­рианте. Отражает наиболее реальный вариант разработки валанжинских залежей

Рассмотрение результатов изменения давления по слоям во всех вариантах показывает, что величины изменения давления от слоя к слою во времени различаются незначительно. Так, максимальное от­личие в третьем варианте составляет около 0,3. Это говорит о том, что вертикальная сообщаемость в модели, несмотря на ухудшенную проницаемость в вертикальном направлении, достаточно хорошая.

Первый вариант.

К пятому году разработки, когда отобрано около 10% от запасов газа, сформировались три воронки снижения давления в районах наиболее интенсивного отбора газа. На первом УКПГ величина снижения давления со­ставляет 2,53 МПа. На втором УКПГ снижение давления составляет 3,89 МПа. На УКПГ - 8 снижение давления рав­но 3,21 МПа. Отбор газа на УКПГ-5 приводит к тому, что средняя воронка депрессии несколько удлиняется и охватывает эту зону. Сни­жение давления в этой зоне составляет 2,9 МПа.

К десятому году разработки в первом варианте карти­на распределения давления по залежи сохраняется, хотя количествен­но падение давления увеличивается. Так, в зоне УКПГ-1 максимальное падение давления, равное около 4,2 МПа. В зоне УКПГ-2 максимальное снижение давления равно 6,3. В зоне УКПГ-8 макси­мальное снижение давления равно примерно 5,3 МПа. В районе УКПГ-5 явно выраженной ворон­ки снижения давления не наблюдается, но прослеживается удлинение средней воронки от УКПГ-2. Величина снижения давления в зоне пято­го УКПГ около 5,0 МПа.

Максимальное снижение давления по залежи приходится на район УКПГ-2,

Максимальный перепад давлений по залежи в целом равен 4,8 МПа.

Второй вариант.

К пятому году разработки намечается слабая во­ронка депрессии в зоне УКПГ-8, откуда начинается разбуривание и от­бор нефти из нефтяной оторочки. Максимальное снижение давления, рав­ное 0,243 МПа.

К пятому году разработки начинается отбор нефти и из зоны УКПГ-2. Максимальное падение давления в этой зоне составляет ~ 0,066. В зонах УКПГ-1 и УКПГ-5 давление практически не падает.

На десятый год разработки воронка депрессии на УКПГ-8 расши­ряется по площади и увеличивается по глубине. Образуется воронка депрессии и в зоне УКПГ-2. В зоне УКПГ-5 давление несколько снижается, несмотря на то, что нефтяная оторочка не разрабатывается. Здесь максимальное снижение давления равно 0,203 Мпа. В зоне УКПГ-1 снижение давления практически не происходит.

К пятнадцатому году разработки воронка депрессии на УКПГ-8 увеличивается. Максимальное падение давления равно 1,24 МПа. Центр ворон­ки депрессии несколько сместился в зону более интенсивного отбора нефти. В зоне УКПГ-2 также находится воронка депрессии. Более интенсивное снижение давления по сравнению с УКПГ-8 происходит из-за большего отбора нефти из скважин УКПГ-2. В зоне УКПГ-5 отбор нефти начинается с 11 года разработки. Поэтому к пятнадцатому году разра­ботки в зоне пятого УКПГ давление падает в пределах от ~ 0,75 МПа до ~ 1,02 МПа. В зоне УКПГ-1 также образуется небольшая воронка депрессии. Максимальное снижение давления равно 0,277 МПа.

Третий вариант.

К пятому году разработки на площади залежи образуется три ворон­ки депрессии в районах наиболее интенсивного отбора газа. При этом конфигурация воронок практически одинакова. Кроме того, величины снижения давления в зонах УКПГ-1, УКПГ-2, УКПГ-5 в обоих вариантах почти совпадают. В зоне УКПГ-8 снижение давления в третьем вариан­те несколько больше, чем в первом, вследствие отбора нефти.

К десятому году разработки характер распределения давления аналогичен характеру распределения давления в первом варианте с той лишь разницей, что в зонах, где отбирается нефть, снижение дав­ления более интенсивное. В районе УКПГ-2 максимальное падение давления, равное 6,26 МПа. В районе УКПГ-5 максимальное падение давления равно 5,38 МПа. В зоне УКПГ-1 паде­ние давления в обоих вариантах совпадает.

К пятнадцатому году разработки наличие трех воронок депрессии сохраняется. При этом падение давления про­исходит по всей залежи в целом. Максимальное падение давления при­ходится на район УКПГ-2. Здесь наибольшее падение давления, равное 9,1 МПа. В районе УКПГ-8 наибольшее падение давления, равно 7,82. В зоне УКПГ-5 максимальное падение давления, равно 7,76 МПа. В зоне УКПГ-1 снижение давления более равномерное. Максимальное падение давления в этом районе равна 5,72 МПа.

Выводы:

- Основное падение давления по залежи происходит из-за интен­сивного отбора газа.

- Отбор нефти из нефтяной оторочки темпами, которые запланиро­ваны во втором варианте, приводит к незначительному падению дав­ления 1,0 1,28 МПа.

- Вертикальная сообщаемость модели достаточно хорошая, о чем говорит примерно одинаковое изменение давления по вертикальным слоям.

 
 


1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 | 12 | 13 | 14 | 15 | 16 | 17 | 18 | 19 | 20 | 21 | 22 | 23 | 24 | 25 | 26 | 27 | 28 | 29 | 30 | 31 | 32 | 33 |

Поиск по сайту:



Все материалы представленные на сайте исключительно с целью ознакомления читателями и не преследуют коммерческих целей или нарушение авторских прав. Студалл.Орг (0.003 сек.)