Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Прогнозирование обводнения фонда добывающих скважин на крупных газовых месторождениях

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Прогнозирование обводнения фонда добывающих скважин на крупных газовых месторождениях"

На правах рукописи

ШАЯХМЕТОВ АЙРАТ ИЛЬФАТОВИЧ

ПРОГНОЗИРОВАНИЕ ОБВОДНЕНИЯ ФОНДА ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН НА КРУПНЫХ ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЯХ

Специальность 25.00,17 - «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

15 2Л5

005557265

Уфа-2015

005557265

Работа выполнена на кафедре «Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений» ФГБОУ ВПО «Уфимский государственный нефтяной технический университет»

Научный руководитель: доктор технических наук, профессор

Пономарев Александр Иосифович

Официальные оппоненты: Лапердин Алексей Николаевич,

доктор геолого-минералогических наук, профессор, советник генерального директора ООО «ТюменНИИгипрогаз» в области разработки месторождений

Сагитов Дампр Камбирович,

кандидат технических наук, ведущий научный сотрудник НПО «Нефтегазтехнология»

Ведущая организация: ООО «РН-УфаНИПИнефть», г. Уфа

Защита состоится 30 января 2015 года в 1122 на заседании диссертационного совета Д 212.289.04 при ФГБОУ ВПО «Уфимский государственный нефтяной технический университет»: 450062, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Космонавтов, 1.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ФГБОУ ВПО «Уфимский государственный нефтяной технический университет» и на сайте www.rusoil.net.

Автореферат разослан «7Д-»

Ученый секретарь диссертационного совета

2014 года.

Ямалиев Виль Узбекович

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы

Большинство крупных сеноманских газовых залежей Западной Сибири характеризуются слоистой неоднородностью пласта-коллектора и относятся к смешанному массивно-пластовому типу. Указанные залежи относятся к единому водоносному комплексу и разрабатываются в условиях упруговодонапорного режима, что, вследствие неоднородности залежей, отрицательно сказывается на их показателях разработки. В результате избирательного обводнения происходит защемление значительного количества газа. Пластовая вода, проникая по наиболее проницаемым пропласткам, внедряется вглубь залежи, что приводит к преждевременному обводнению добывающих скважин. При долгосрочном прогнозировании показателей разработки возникает необходимость в оценке обводнения фонда добывающих скважин с целью определения капитальных и эксплуатационных затрат на проведение водоизоляционных работ, мероприятий по интенсификации притока газа к скважинам, бурение резервных скважин и др.

Актуальность данной работы обусловлена, с одной стороны, недостаточной полнотой информации об изменчивости коллекторских свойств продуктивных пластов на предпроектной стадии для построения достоверной геологической и гидродинамической модели газового месторождения. С другой стороны, для принятия обоснованного инвестиционного решения по разработке месторождения необходимо выполнить прогнозные оценки показателей разработки на весь период с учетом вероятного проявления упруговодонапорного режима.

Разработанные методики расчетов позволяют выполнить долгосрочный прогноз основных технологических показателей разработки слоисто-неоднородных- газовых залежей смешанного массивно-пластового типа с использованием упрощенных расчетных схем залежей и фильтрационных потоков с элементами вероятностно-детерминированного подхода к распределению коллекторских свойств продуктивной толщи.

Цель работы

Разработка аналитической методики долгосрочного прогноза обводнения фонда добывающих скважин на крупных газовых залежах смешанного массивно-пластового типа, разрабатываемых в условиях упруговодонапорного режима.

Основные задачи исследований

1. Изучение влияния образования общей депрессионной воронки в зоне отбора газа (размещения добывающих скважин) на количество внедряющейся пластовой воды в слоисто-неоднородную газовую залежь смешанного массивно-пластового типа.

2. Разработка аналитического метода расчета распределения пластового давления в слоисто-неоднородных газовых залежах в зависимости от размера зоны размещения добывающих скважин.

3. Апробация методики расчета прогнозирования обводнения фонда добывающих скважин по истории разработки сеноманских залежей Ямбургского, Медвежьего и Уренгойского месторождений.

Научная новизна

1. Обоснована необходимость учета неравномерности распределения вертикальной эквивалентной проницаемости по площади газоносности в аналитических расчетах обводнения газовых залежей смешанного массивно-пластового типа в слоисто-неоднородных пластах.

2. Предложено в расчетах обводнения слоисто-неоднородной газовой залежи смешанного массивно-пластового типа учитывать влияние формирования общей депрессионной воронки в зоне отбора газа на подъем газоводяного контакта и приток газонасыщенной пластовой воды как по напластованию, так и вертикальном направлении.

3. Произведен учет неравномерности распределения пластового давления в зоне отбора газа при гидродинамических расчетах газожидкостного подъемника обводняющихся скважин в задачах прогнозирования обводнения фонда добывающих скважин в газовых залежах со слоистым характером неоднородности.

Практическая ценность полученных результатов

Результаты проведенных исследований применяются в учебном процессе Уфимского государственного нефтяного технического университета при подготовке бакалавров направления 131000 - «Нефтегазовое дело» профиля «Эксплуатация и обслуживание объектов добычи газа, газоконденсата и подземных хранилищ» в дисциплине «Разработка и проектирование газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений» и магистров направления 131000.68 - «Нефтегазовое дело» по магистерской программе «Проектирование и управление разработкой и эксплуатацией газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений» в дисциплине «Теория проектирования разработки месторождений».

Разработанная методика реализована в виде компьютерной программы, на которую получено свидетельство о государственной регистрации программы ЭВМ.

Методы исследований

Использованы: метод теории вероятности при построении зонально-слоисто-неоднородных геолого-газодинамических моделей пластов; численные методы при решении задачи неустановившейся фильтрации газа при упруговодонапорном режиме; теория движения газожидкостных смесей в вертикальных трубах при определении условий самопроизвольной остановки обводняющихся скважин.

Защищаемые положения

1. Методика расчета избирательного обводнения продуктивной толщи газовых залежей смешанного массивно-пластового типа, учитывающая образование общей депрессионной воронки в зоне размещения добывающих скважин; приток воды как по напластованию, так и в вертикальном направлении; неравномерное распределение вертикальной эквивалентной проницаемости по площади газоносности.

2. Методика прогнозирования обводнения фонда добывающих скважин в слоисто-неоднородных газовых залежах, учитывающая разнодебитность скважин за счет неравномерного распределения давления в зоне отбора газа (размещения

скважин), избирательного обводнения продуктивной толщи и дифференцированного вскрытия пласта в скважинах.

Апробация работы

Основные положения и результаты исследований докладывались на Ш-ей международной научно-практической конференции молодых ученых «Актуальные проблемы науки и техники» (г. Уфа, 2011); П-ом и Ш-ем международном научном семинаре «Развитие инновационной инфраструктуры университета» (г. Уфа, 2011 и 2012); межрегиональном семинаре «Рассохинские чтения» (г. Ухта, 2012) и международном семинаре «Рассохинские чтения» (г. Ухта, 2013), Х-ой Всероссийской научно-технической конференции «Актуальные проблемы развития нефтегазового комплекса России» (г. Москва, 2014), 1У-ой Всероссийской научно-практической конференции молодых ученых и специалистов «Обеспечение эффективного функционирования газовой отрасли» (г. Новый Уренгой, 2014).

Публикация результатов и личный вклад автора

По теме диссертации опубликовано 9 печатных работ, из них 3 научные статьи, в том числе 2 статьи опубликованы в ведущих рецензируемых изданиях ВАК Министерства образования и науки РФ, 1 свидетельство о государственной регистрации программы ЭВМ.

Структура и объем диссертации

Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, основных выводов, списка использованных источников из 104 наименований и 8 приложений. Текст работы изложен на 145 страницах, включая 28 рисунков и 11 таблиц.

Содержание работы

Во введении обоснована актуальность темы диссертации, сформулированы цель, основные задачи исследований, научная новизна, защищаемые положения и практическая ценность полученных результатов.

В первой главе проведен обзор методов расчета количества внедрившейся воды в газовые залежи и обводнения фонда добывающих скважин.

Развитию приближенных методов расчета продвижения воды в газоносную область посвящены работы таких ученых, как С.Н. Закиров, Б.Б. Лапук, Л.С. Лейбензон, Г.В. Рассохин, И.А. Чарный, А.И. Ширковский, П.Т. Шмыгля, Ван Эвердинген (Van Everdingen), В. Херст (W. Hurst), Шильзиус (Schilthius), Картер (Carter), Трейси (Тгасеу), Феткович (Fetkovich), Коатс (Coats) и др. В частности созданию аналитических методик расчета обводнения сеноманских залежей крупных газовых месторождений Западной Сибири посвящены работы Ю.Н. Васильева, О.М. Ермилова, С.Н. Закирова, В.Н. Маслова, Е.М. Нанивского, А.И. Пономарева, П.Т. Шмыгли и других.

Особенностям расчета вытеснения газа водой в слоисто-неоднородных коллекторах, а также прогнозированию обводнения фонда добывающих скважин на основе избирательного продвижения пластовых вод в залежь посвящены работы С.Н. Закирова и А.И. Пономарева.

В настоящее время для расчета технологических показателей разработки широкое распространение получило цифровое трехмерное моделирование залежей. Наибольшей популярностью пользуются программные продукты для трехмерного гидродинамического моделирования таких компаний как Schlumberger (Eclipse), Roxar (Tempest), Landmark (VIP), группа компаний «Траст» (TimeZYX) и другие.

На предпроектной стадии разработки газовых залежей ввиду редкой сетки скважин и слабой изученности межскважинного пространства информация, отражающая изменчивость коллекторских свойств продуктивных пластов, оказывается недостаточной для построения достоверных трехмерных геологической и фильтрационной моделей. Поэтому для экспертной оценки результатов трехмерного моделирования могут быть использованы приближенные аналитические методики расчетов показателей разработки.

Во второй главе рассмотрены возможности совершенствования методики расчета обводнения газовой залежи смешанного массивно-пластового типа за счет

совместного учета притока воды, как по напластованию, так и в вертикальном направлении и образования общей депрессионной воронки.

В основу исследований положены характерные особенности геологического строения сеноманских залежей крупных газовых месторождений Западной Сибири. Указанные залежи имеют сходное геологическое строение и относятся к смешанному массивно-пластовому типу. Внедрение подошвенной воды имеет сложное направление и при схематизации фильтрационного потока можно выделить две его составляющие: по напластованию и в перпендикулярном напластованию (вертикальном) направлении (рис. 1).

При использовании приближенных методов расчета количества внедряющейся по напластованию воды в газовые залежи при упруговодонапорном режиме разработки обычно предполагается допущение о равномерном распределении давления по площади газоносности. На практике скважины размещают в пределах наиболее продуктивных зон, расположенных, как правило, в центральной части залежи, что приводит к образованию общих депрессионных воронок в зоне размещения скважин.

Для учета образования общей депрессионной воронки при расчете темпа внедрения воды по напластованию используется подход, предложенный совместно с Ю.В. Калиновским и др. для однородного пласта. Для каждого пропластка составляются уравнения материального баланса с учетом остаточного

приток воды по напластованию

Рисунок 1 - Схематизация притока воды в газовую залежь смешанного массивно-

пластового типа

в обводненной части порового пространства газа:

- для зоны разбуривания /-ого пропластка:

(й/2р; ~ ¡т^^-р'")' = &Пр1' Я) ^Г' ~ + ^-Р'»]'

- для внешней зоны /-ого пропластка:

С*0- - ¡^Ь ■ =■ - ^ • +о—*)• (2)

- для всего 1-ого пропластка:

К - ¿Ь М ■ Йл+(ая»<" ¿Ь М • йЬ=

= ' --' + ^0СТ-Р'М + <?ост.в(м)> (3)

где аЛнг, аЛР[, йЛвг - начальный газонасыщенный поровый объем /-ого пропластка, зоны разбуривания и внешней зоны пропластка соответственно;

а, аост - коэффициенты начальной и остаточной газонасыщенности соответственно;

Тпл, Гст — пластовая и стандартная температура соответственно; Рат, Рн - атмосферное и начальное пластовое давление соответственно; РрЫ, РвЫ - давления в зоне разбуривания и внешней зоне /-ого пропластка соответственно на момент времени

г(Рн), г(РрЫ), г(Рв1м) - коэффициент сверхсжимаемости газа при температуре Тпя и давлении Рн, Рр£м и Рв1м соответственно;

Сдобт - накопленное количество добытого из /-ого пропластка газа к моменту времени £м;

Сперт _ количество газа, перетекшего из внешней газонасыщенной зоны /-ого пропластка в зону разбуривания, к моменту времени Гм;

Ов.рш. (2в.в1м - количество внедрившейся пластовой воды в зону разбуривания и во внешнюю зону /-ого пропластка соответственно на момент времени См;

<?ост.рга» (?ост.в£м - количество остаточного газа в зоне разбуривания и во внешней зоне /-ого пропластка соответственно на момент времени £м.

В рамках данного подхода рассматриваются 2 формы модели залежи: полосообразная и круговая. Каждая из моделей представляет собой набор пропластков с различными значениями фильтрационных параметров. При расчете количества внедряющейся воды в пропластки по напластованию рассматривается два крайних случая: когда пропластки сообщаются между собой в газоносной области и когда разобщены друг от друга, затем результаты усредняются.

При использовании полосообразной модели залежи количество внедряющейся воды рассчитывается по полученному А.И, Пономаревым уравнению для приращения темпа внедрения воды с учетом потерь давления в обводняющейся зоне пропластков.

Для круговой модели залежи используется методика расчета количества внедряющейся воды в залежь, основанная на приближенном решении плоскорадиальной задачи о неустановившемся притоке воды к укрупненной скважине, полученной С.Н. Закировым и О.П. Шмыглей методом интегральных соотношений.

На примере слоистой модели газовой залежи пластового типа, состоящей из пропластков с одинаковыми геометрическими размерами показано, что размер зоны разбуривания оказывает значительное влияние на распределение давления по залежи и, прежде всего, пластовое давление в зоне отбора газа, в то время как давление во внешней зоне залежи и общее количество внедрившейся пластовой воды изменяются незначительно (рис. 2).

Расчеты для слоисто-неоднородной модели газовой залежи смешанного массивно-пластового типа показали, что, хотя размер зоны разбуривания практически не влияет на общее количество внедрившейся воды по напластованию, образование общих депрессионных воронок усиливает эффект избирательного обводнения продуктивной толщи.

Скорость продвижения пластовой воды в направлении перпендикулярном напластованию гораздо меньше, чем по напластованию, поскольку среднее значение коэффициента анизотропии пород-коллекторов в рассматриваемых

о

О 10 20 30 40 50 60 70 80 90 Газоотдача, %

1-5 = 1,0; 2-5 = 0,8; 3-5 = 0,6; 4-5 = 0,4; 5-5 = 0,25 Рисунок 2 - Зависимости отношения разности давлений внешней зоны залежи и зоны разбуривания к начальному давлению от газоотдачи пласта при различных значениях относительной площади зоны разбуривания 5

залежах находится в диапазоне от ОД до 0,4. Кроме того, при движении воды в вертикальном направлении на ее пути встречается множество непроницаемых линз, при обходе которых создается дополнительное фильтрационное сопротивление. О.М. Ермиловым и В.Н. Масловым для учета этого сопротивления было введено понятие «вертикальная эквивалентная» проницаемость и предложен аналитический метод расчета значения этой проницаемости.

Нами было получено соотношение для определения вертикальной эквивалентной проницаемости кэкв с использованием коэффициентов песчанистости Кпесч и расчлененности КраСчл'-

ь - ^__(4)

где /сдв - средняя проницаемость при движении воды вдоль линии тока; йг - малая полуось эллипса (протяженность) глинистой линзы;

/? - параметр, учитывающий взаимное расположение глинистых линз; hcр - средняя толщина пласта.

Для рассматриваемых сеноманских залежей Западной Сибири нами установлен диапазон изменения вертикальной эквивалентной проницаемости по площади: от 0,02*10"15 до 40,0*10"ь м2, при этом среднее значение этой проницаемости находится в диапазоне от 0,1 * 10"15 до 0,5*10"13 м2.

Для расчета количества внедрившейся пластовой воды в вертикальном направлении используется конечно-разностный аналог дифференциального уравнения фильтрации сжимаемой разгазирующейся жидкости в упругой пористой среде, описывающий распределение давления в водоносной области под залежью, предложенный Ю.Н. Васильевым и Н.Г. Степановым.

На примере слоисто-неоднородной круговой модели газовой залежи смешанного массивно-пластового типа, подстилаемой водоносным горизонтом толщиной 1000 м, показано, что при рассмотрении обводнения залежей такого типа необходимо учитывать количество воды внедряющейся как по напластованию, так и в вертикальном направлении, особенно на поздней стадии разработки, когда процесс дегазации пластовой воды оказывает заметное влияние на её поступление в залежь (рис. 3).

0,5 -

8

о

-«--Суммарное количество внедрившейся воды по напластованию и в вертикальном направлении

Количество внедрившейся воды по напластованию

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 Газоотдача пласта, %

Рисунок 3 - Графические зависимости доли обводненного порового пространства

от текущей газоотдачи

В третьей главе рассмотрены возможности учета разнодебитности обводняющихся (работающих с выносом пластовой воды) скважин за счет избирательного обводнения продуктивной толщи, неравномерного распределения давления в зоне размещения скважин и дифференцированного вскрытия пласта в скважинах при прогнозировании обводнения фонда добывающих скважин в слоисто-неоднородных пластах.

А.И. Пономаревым при прогнозировании обводнения фонда добывающих скважин предполагалось равномерное распределение давления по площади газоносности. Принятое допущение не позволяет в полной мере оценить диапазон изменения продуктивности скважин, столь широкий в промысловой практике. При использовании в расчетах равномерного распределения давления технологические параметры работы между скважинами усредняются, за счет чего остановка основной части обводняющихся скважин происходит за очень короткий промежуток времени.

Для построения карты распределения давления в зоне разбуривания используем метод эквивалентных фильтрационных сопротивлений Ю.П. Борисова, для чего скважины в зависимости от геометрии фильтрационного потока относим к условным группам: прямолинейным цепочкам в полосообразной модели залежи и кольцевым батареям — в круговой модели. Среднее давление в зоне размещения скважин Рр определяем по методике, изложенной во второй главе, или это же давление через средние давления между прямолинейными цепочками либо кольцевыми батареями Ри определяем из соотношения:

п _ /¿тч

¡Р ~ уГ1д , V)

¿ц=1"и

где - объем газонасыщенной области пласта между (ы-1)-ой и г/-ой группой скважин (и = 1,2,... пд).

Среднее давление между (м-1)-ой и м-ой группой скважин равно: - для полосообразной модели:

5 _ 2 Рц-1~Рц

и Ч р2 _р2 » Л 1

(6)

где Ри - пластовое давление в и-ой группе скважин определяем по методу эквивалентных фильтрационных сопротивлений:

где массовый дебит газа, протекающего через внешнее фильтрационное сопротивление р^;

к — среднее значение проницаемости пласта;

рЗТ - плотность газа при атмосферном давлении Рат и температуре 7^; д(Рр) — вязкость газа при давлении Рр и температуре Тпл; - для круговой модели:

где Яи — радиус и-ой кольцевой батареи скважин.

Система, состоящая из уравнений (5)-(8), решается методом половинного деления, подбирая значение РПд при известном среднем давлении в зоне разбуривания Рр.

На примере однородной круговой модели залежи с относительной площадью зоны разбуривания 0,25 показано, что пластовые давления в области дренирования скважин могут существенно отличаться друг от друга (более 2*106 Па при среднем давлении в зоне разбуривания 4,5*10б Па) (рис. 4), что необходимо учитывать при определении условий работы газожидкостного подъемника в водопроявляющих скважинах.

Для установления момента самопроизвольной остановки обводняющейся скважины скорость потока газа в лифтовой колонне сравнивается с критической скоростью по опрокидыванию жидкой пленки и критической скоростью взвешивания.

На примере двух скважин с диаметрами лифтовой колонны 0,168 и 0,114 м (глубина скважин равна 1200 м) в работе показано, что при дисперсно-кольцевом

яз-1-яг

-), (8)

—неравномерное распределение давления —— равномерное распределение давления

Рисунок 4 - Распределение пластового давления по батареям скважин

и кольцевом режиме течения влагосодержание газожидкостной смеси оказывает незначительное влияния на технологические условия работы скважины. Вместе с тем на скорость потока газа большое влияние оказывает дебит скважины по газу, давление в скважине и диаметр лифтовой колонны.

На примере слоисто-неоднородной круговой модели залежи с относительной площадью зоны разбуривания 0,25 показано, что при учете равномерного распределения давления в зоне размещения скважин, самопроизвольная остановка обводняющихся скважин происходит более интенсивно (около 50% от всего фонда скважин останавливается при увеличения газоотдачи от 70% до 85%), а при учете неравномерного распределения давления в зоне размещения скважин остановка обводняюхцихся скважин происходит менее обвально (рис. 5).

В четвертой главе обосновывается правомерность использования предложенного подхода к задаче ретроспективного прогнозирования обводнения фонда добывающих скважин на примере Ямбургской, Медвежьей и Ен-Яхинской площади сеноманских залежей Ямбургского, Медвежьего и Уренгойского месторождений соответственно.

В рамках рассматриваемого подхода для каждого объекта залежи были составлены слоисто-неоднородные модели пластов полосообразной и круговой

О 1000 2000 3000 4000 5000 6000 Расстояние от оси модели (радиус батареи), м

§ 5 о------------------—

§ 0 10 20 30 40 50 60 70 Газоогдача, %

неравномерное распределение давления

равномерное распределение давления

80

Рисунок 5 - Графические зависимости доли обводнившихся скважин от общего

фонда от газоотдачи пласта с учетом равномерного и неравномерного распределения пластового давления в зоне размещения добывающих скважин

формы с неравномерным распределением вертикальной эквивалентной проницаемости по площади (рис. 6).

При выборе размеров учитывалось, что площадь и поровый объем предложенных полосообразных и круговых моделей максимально приближены к настоящим параметрам Ямбургской, Медвежьей и Ен-Яхинской площади (рис. 7).

Построение схемы размещения скважин в моделях залежей осуществлено на основе известных значений относительной площади зоны разбуривания в рассматриваемых залежах. Так, для Ямбургской площади зона разбуривания

I

Я«

Рисунок 6 - Слоисто-неоднородные модели пласта полосообразной и круговой

формы

составляет приблизительно 41% от всей площади газоносности, для Медвежьей площади - 36%, для Ен-Яхинской - 25%.

По изложенной методике составлены компьютерные программы, по которым рассчитаны показатели разработки для всех рассматриваемых моделей практически на весь период эксплуатации каждой из залежей.

Ныдинское поднятие

Лисрьяхинская п.юшадь

1(сеновал площадь

Медвежье поднятие

Харвутинская площадь

(•н-Яхииекая

площадь

>

К 26,8 км

Ямбургская площадь

Рисунок 7 - Схематизация Ямбургской, Медвежьей и Ен-Яхинской площадей

На рисунках 8-10 для Ямбургской, Медвежьей и Ен-Яхинской площадей показаны фактические зависимости доли обводненного порового пространства от накопленной добычи, а также зависимости, полученные расчетным путем, для полосообразной и круговой модели залежи (зонально-слоисто-неоднородные модели).

-расчетная зависимость для полосообразной формы залежи -расчетная зависимость для круговой формы залежи -фактическая зависимость

20 30 40 50 60 Газоотдача, %

Рисунок 8 - Зависимость доли обводненного порового пространства от накопленной добычи Ямбургской площади

-расчетная зависимость для полосообразной формы залежи -расчетная зависимость для круговой формы залежи -фактическая зависимость

0 10 20 30 40 50 60 70 Газоотдача, %

Рисунок 9 - Зависимость доли обводненного порового пространства от накопленной добычи Медвежьей площади

О 10 20 30 40 50 60 70 80

—расчетная зависимость для круговой модели залежи —фактическая зависимость

расчетная зависимость для полосообразной модели залежи

Газоотдача, %

Рисунок 10 - Зависимость доли обводненного порового пространства от накопленной добычи Ен-Яхинской площади

При сравнении полученных результатов с фактическими значениями можно сделать вывод, что динамика количества внедрившейся пластовой воды в газонасыщенные толщи Ямбургской и Ен-Яхинской площадей более приближена к расчетным значениям для круговых моделей пластов, а в газонасыщенную толщу Медвежьей площади - для полосообразной модели. Этот факт довольно хорошо согласуется с данными геологического строения залежей. Ямбургская и Ен-Яхинская площади обладают в своей структуре куполовидным поднятием. В пределах Медвежьей площади можно выделить Медвежий вал, площадь имеет более вытянутое строение.

На рисунках 11-13 представлены графические зависимости суммарной доли обводнившихся скважин от общего фонда добывающих скважин Ямбургской, Медвежьей и Ен-Яхинской площадей от текущей газоотдачи. Из сравнения расчетных зависимостей с фактическими следует, что использованная модель обводнения фонда скважин в целом удовлетворительно отражает качественные и количественные закономерности влияния упруговодонапорного режима сеноманских залежей севера Западной Сибири на избирательное обводнение фонда добывающих скважин.

На примере применения методики к геолого-промысловой характеристике и условиям разработки Ямбургского, Медвежьего и Уренгойского месторождения показана возможность прогнозирования степени обводнения фонда скважин крупных газовых залежей в слоисто-неоднородных пластах на долгосрочную перспективу.

-расчетная зависимость

-фактическая зависимость

О 10 20 30 40 50 60 70 Газоотдача, %

Рисунок 11 - Расчетная и фактическая зависимости доли обводнившихся скважин от общего фонда от извлеченных запасов газа Ямбургской площади

0,6

-расчетная зависимость

-фактическая зависимость

20 30 40 50 Газоотдача, %

Рисунок 12 - Расчетная и фактическая зависимости доли обводнившихся скважин от общего фонда от извлеченных запасов газа Медвежьей площади

Рисунок 13 - Расчетная и фактическая зависимости доли обводнившихся скважин от общего фонда от извлеченных запасов газа Ен-Яхинской площади

и

X

о о

« «

о

53

Й «

Я в

« о •е-

Ж о

ч с

о <□

я о о а ю о

I ё

О 10 20 30 40 50 60 70 Газоотдача, %

расчетная зависимость

—•—фактическая зависимость

г&л •• ->де<7<-:йг- Г

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕЗУЛЬТАТЫ

1. Разработана методика расчета обводнения газовой залежи смешанного массивно-пластового типа в слоисто-неоднородном пласте, учитывающая следующие особенности геологического строения и разработки залежи:

- внедрение воды в залежь осуществляется за счет притока как по напластованию, так и в вертикальном направлении;

- при расчете внедрения воды в вертикальном направлении учитывается неравномерное распределение вертикальной эквивалентной проницаемости по площади газоносности;

- при расчете темпа внедрения воды учитывается образование общей депрессионной воронки в зоне размещения добывающих скважин.

2. Определен диапазон изменения вертикальной эквивалентной проницаемости сеноманских отложений газовых месторождений севера Западной Сибири: от 0,02*10'15 до 40,0*10'13 м2, при этом среднее значение этой проницаемости находится в диапазоне от 0,1*10"15 до 0,5*10"ь м2.

3. Разработан метод расчета распределения давления в зоне формирования общей депрессионной воронки в слоисто-неоднородных газовых залежах смешанного массивно-пластового типа.

4. Изучено влияние формы фильтрационного потока (полосообразная и круговая модель залежи) на обводнение газовой залежи смешанного массивно-пластового типа и распределение давления по площади газоносности.

5. Разработана методика расчета обводнения фонда добывающих скважин на крупных газовых залежах смешанного массивно-пластового типа, учитывающая разнодебитность обводняющихся скважин по газу и воде за счет избирательного обводнения продуктивной толщи, неравномерного распределения давления в зоне размещения скважин и дифференцированного вскрытия пласта в скважинах.

6. Разработанные методики реализованы в виде компьютерных программ, позволяющие прогнозировать избирательное обводнение продуктивной толщи и динамику обводнения фонда добывающих скважин в газовых залежах смешанного массивно-пластового типа на долгосрочную перспективу.

7. Разработанная методика апробирована на сеноманских объектах Ямбургского, Медвежьего и Уренгойского месторождения (Ямбургская, Медвежья и Ен-Яхинская площадь).

Основные результаты диссертации опубликованы в следующих научных трудах:

в изданиях, рекомендованных ВАК Минобрнауки РФ:

1. Пономарев, А.И. О возможности оценки масштабов обводнения фонда добывающих скважин на газовых месторождениях в слоисто-неоднородных пластах / А.И. Пономарев, А.И. Шаяхметов // Нефтегазовое дело: электрон. науч. журн. - 2012. - № 6. - С. 218-225. URL: http://ogbus.ru/authors/PonomarevAI/PonomarevAI 1 .pdf.

2. Калиновский, Ю.В. Влияние размера зоны дренирования на показатели разработки газовой залежи / Ю.В. Калиновский, А.И. Шаяхметов, Е.В. Белоногов, A.A. Пустовских // Газовая промышленность. - 2014. - №1. - С. 36-38.

в других изданиях:

3. Шаяхметов, А.И. Прогнозирование обводнения фонда добывающих скважин на крупных газовых месторождениях (на примере Ямбургского месторождения) / А.И. Шаяхметов // Современные технологии и результаты геологических исследований в изучении и освоении недр Земли. Науч. тр. лауреатов Всероссийского конкурса научно-исследовательских работ студентов и аспирантов в области наук о Земле в рамках Всероссийского фестиваля науки. -Томск.-2011.-С. 227-232.

4. Пономарев, А.И. Прогнозирование обводнения фонда добывающих скважин на крупных газовых месторождениях / А.И. Пономарев, А.И. Шаяхметов // Актуальные вопросы исследований пластовых систем месторождений углеводородов. Сб. науч. статей. - М.: Газпром ВНИИГАЗ. -2012.-№3(11).-С. 76-85.

5. Программа для расчета обводнения газовой залежи в слоисто-неоднородных пластах: Свидетельство о государственной регистрации программы для ЭВМ №2012610870 / А.И. Пономарев, А.И. Шаяхметов; правообладатель ФГБОУ ВПО Уфимский государственный нефтяной технический университет. -№2011618907; заявл. 23.11.11; опубл. 20.01.12.

6. Пономарев, А.И. Перспективная оценка количества обводняющихся скважин на газовых месторождениях в слоисто-неоднородных пластах / А.И. Пономарев, А.И. Шаяхметов // Рассохинские чтения: материалы международного семинара. В 2 ч. Ч. l.-Ухта: УГТУ-2013.-С. 151-156.

7. Пономарев, А.И. Прогнозирование количества обводняющихся скважин на газовых месторождениях в слоисто-неоднородных пластах / А.И. Пономарев, А.И. Шаяхметов // Актуальные проблемы науки и техники. Сборник научных трудов VI Международной научно-практической конференции молодых ученых. -Уфа: Нефтегазовое дело- 2013.-С. 11-12.

8. Шаяхметов, А.И. Прогнозирование обводнения газовых залежей смешанного массивно-пластового типа / А.И. Шаяхметов, А.И. Пономарев // Сборник докладов Х-ой Всероссийской научно-технической конференции

«Актуальные проблемы развития нефтегазового комплекса России» - М.: РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина - 2014. - С. 84.

9. Шаяхметов, А.И. Методика прогнозирования обводнения фонда добывающих скважин сеноманских залежей крупных газовых месторождений севера Западной Сибири / А.И. Шаяхметов, А.И. Пономарев // Сборник трудов ГУ-ой Всероссийской научно-практической конференции молодых ученых и специалистов «Обеспечение эффективного функционирования газовой отрасли» -Новый Уренгой: Ученый совет ЯНАО - 2014. - С. 16.

Подписано в печать 12.11.2014. Бумага офсетная. Формат 60x84 'Лб-Гарнитура «Тайме». Печать трафаретная. Физ. печ. л. 1,5. Тираж 90. Заказ 200.

Редакционно-издательский центр Уфимского государственного нефтяного технического университета

Адрес редакционно-издательского центра: 450062, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Космонавтов, 1