НОВОСЕЛОВ СЕРГЕЙ ВЛАДИМИРОВИЧ ИНФОРМАЦИОННО-ПРОГРАММНАЯ ПОДДЕРЖКА УПРАВЛЕНИЯ ПРОЦЕССОМ КОНУСООБРАЗОВАНИЯ В НЕСОВЕРШЕННЫХ СКВАЖИНАХ
реклама
На правах рукописи НОВОСЕЛОВ СЕРГЕЙ ВЛАДИМИРОВИЧ ИНФОРМАЦИОННО-ПРОГРАММНАЯ ПОДДЕРЖКА УПРАВЛЕНИЯ ПРОЦЕССОМ КОНУСООБРАЗОВАНИЯ В НЕСОВЕРШЕННЫХ СКВАЖИНАХ Специальность 05.13.01 - Системный анализ, управление и обработка информации (нефтегазовая отрасль) Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук Тюмень 2008 2 Работа выполнена в государственном образовательном учреждении высшего профессионального образования «Тюменский государственный нефтегазовый университет» Министерства образования и науки Российской Федерации на кафедре «Моделирование и управление процессами нефтегазодобычи» Научный руководитель - доктор технических наук, профессор, заслуженный работник ВШ РФ Кучумов Рашит Ямгитдинович Официальные оппоненты - доктор технических наук, профессор Федоров Вячеслав Николаевич - кандидат технических наук, доцент Савастьин Михаил Юрьевич Ведущая организация - ОАО «СибНИИНП», г. Тюмень Защита состоится 25 декабря 2008 г., в 1500 часов, на заседании диссертационного совета Д212.273.08 при Тюменском государственном нефтегазовом университете, по адресу: 625039, г. Тюмень, ул. Мельникайте, 72, БИЦ, конференц-зал, каб. 46. С диссертацией можно ознакомиться в Библиотечно- информационном центре Тюменского государственного нефтегазового университета по адресу: 625039, г. Тюмень, ул. Мельникайте, 72. Автореферат разослан 22 ноября 2008 г. Ученый секретарь диссертационного совета Т.Г. Пономарева 3 ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ Актуальность работы. Анализ разработки нефтяных, газовых и нефтегазовых залежей с верхним газом и подошвенной водой показал, что конусообразование является, в ряде случаев, основной причиной обводнения и загазования нефтяных (газовых) скважин. Преждевременное обводнение (загазование) скважин, незнание закономерностей и причин этого явления ведет к потерям большой доли промышленных запасов нефти (газа), к снижению нефтегазоотдачи пласта, увеличению сроков разработки и к большим материальным затратам на извлечение нефти (газа) из пласта. Поэтому глубокое исследование процессов продвижения подошвенных вод и верхнего газа, деформации поверхности раздела фаз в пласте (конусообразования), особенностей и закономерностей обводнения пластов и скважин, способствующих а также увеличению изучение безводного и природных факторов, безгазового периодов эксплуатации и технологических условий разработки залежей являются одной из актуальных проблем нефтегазовой отрасли. При решении данной проблемы широко применяется двухзонная схема притока к несовершенным скважинам, которая позволяет моделировать процесс фильтрации жидкостей в пласте. Однако в результате решения задачи имеем громоздкие выражения, которые ограничивают их использование в практике и научных исследованиях. В связи с этим решение проблемы создания эффективных алгоритмов и программных комплексов, в которых реализованы основные методы расчета наиболее используемых показателей разработки нефтегазового месторождения являются весьма актуальной. Цель работы. Информационная поддержка управления процессом конусообразования в несовершенных скважинах на основе разработки алгоритмов и программных комплексов. Основные задачи исследования. 1. Разработать алгоритмы и программный продукт для расчета параметров статического конусообразования и выбор оптимальной реализации модели. 4 2. Разработать алгоритмы и программный продукт, обеспечивающий расчет основных параметров динамики конусообразования и выбор оптимальной реализации гидродинамической модели. 2. Разработать методику и программный продукт для расчета параметров конусообразования по уточненным методам для адаптации гидродинамической модели пласта. 3. Исследовать основные показатели процесса конусообразования с учетом условий разработки залежей на основе разработанных программных продуктов. Методы исследования и достоверность результатов. Исследования базируются на методах моделирования фильтрации многофазной жидкости в неоднородном коллекторе, подстилающийся частично или полностью подошвенными водами (верхним газом). Решение задач осуществлялось с использованием среды разработки программного обеспечения Borland Delphi 7.0 и системы трехмерного геологогидродинамического моделирования компании Roxar Software Solutions. Достоверность результатов исследования базируется на сходимости фактических и расчетных показателей разработки месторождений, а также результатах гидродинамического моделирования с расчетами, разработанных автором пакетами программ, при выборе оптимальной реализации модели и адаптации. Погрешность прогноза не превышает 8 10%. Научная новизна. 1. Разработана гидродинамической методика модели выбора оптимальной статического и реализации динамического конусообразования. 2. Разработана методика адаптации гидродинамической модели процесса с учетом уточненных методов решения приближенной теории конусообразования. Практическая ценность и реализация результатов исследования. 1. Пакет программ Model Analyzing Pack (MAP) позволяет провести выбор оптимальной реализации гидродинамической модели и адаптацию 5 ее по уточненным методам. 1. Результаты диссертационной работы широко используются в учебном процессе на специальностях «Прикладная математика» и «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» со специализацией «Моделирование процессов разработки нефтегазовых месторождений» при изучении дисциплин «Применение ЭВМ при разработке нефтяных и газовых месторождений», «Модели процессов и производств нефтяной отрасли». 2. Результаты «СибНИИНП» расчета при пакетом создании МАР использованы фильтрационной модели в ОАО Ловинского месторождения. Основные защищаемые положения. 1. Структура программно- информационной поддержки компьютерной системы трехмерного моделирования нефтегазовых месторождений на основе программного пакета компании Roxar Software Solutions. 2. Методики выбора оптимальной реализации гидродинамической модели статического и динамического конусообразования и адаптации их с учетом уточненных методов решения приближенной теории конусообразования. 3. Алгоритмы и программный продукт Model Analyzing Pack (MAP) состоящий из блоков: блок расчета основных параметров статического конусообразования; блок расчета основных параметров динамического конусообразования; блок расчета параметров конусообразования по уточненным методам. Апробация работы. Основные положения диссертационной работы докладывались на региональной научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых специалистов ТюмГНГУ «Роль молодежи в развитии инновационных технологий в научных исследованиях» (ХМАО, г. Нефтеюганск, 2006 г.); региональной научно- 6 технической конференции «Инновации и эффективность производства» (ХМАО, г. Сургут, 2006г.); VI региональной научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых ТюмГНГУ, «Новые технологии нефтегазовому комплексу» (г. Тюмень, 2007г.), научно-методических семинарах кафедры «Моделирование и управление процессами нефтегазодобычи» ТюмГНГУ (2005-2007 гг.). Публикации. По результатам исследований опубликовано 20 печатных работ, в том числе 1 статья в журнале, рекомендованном ВАК России. Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, 4 разделов, основных выводов и рекомендаций, списка использованных источников из 130 наименований, содержит 216 страниц текста, 70 рисунков, 11 таблиц, 2 приложения. СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ Во введении кратко охарактеризованы актуальность темы диссертации, цель работы, основные задачи исследования, научная новизна, практическая ценность и апробация работы. В первом разделе приведен краткий анализ существующих методов расчета предельных депрессий и дебитов несовершенных скважин и система информационно-программной поддержки для управления процессом конусообразования в несовершенных скважинах. Проведен краткий анализ методов расчета основных параметров несовершенных скважин на математической модели статического конусообразования Маскета-Чарного и на теории напорного притока (Курбанова- Садчикова). При решении задачи конусообразования исходят из основного допущения приближенной теории устойчивых конусов Маскета— Чарного, что отклонение поверхности двух жидкостей в пористой среде от начальной плоской формы не влияет на распределение потенциала скорости фильтрации нестационарное течение в нефтяной жидкостей зоне как пласта, рассматривая последовательную смену стационарных состояний. Область притока при этом условно разделяется 7 на две части путем введения в поток непроницаемой горизонтальной плоскости, проходящей через середину интервала вскрытия пласта, таким образом, получается два самостоятельных пласта с соответствующими относительными вскрытиями, в котором может быть применен любой из существующих методов расчета предельных дебитов: относительно верхнего газа и подошвенной воды. Данный метод, основанный на таком искусственном разделении потока, может дать удовлетворительные результаты лишь в том случае, если в скважине действительно реализован интервал вскрытия, при котором предельное устойчивое состояние конусов газа и воды наступает одновременно, что на практике при неизменном положении интервала перфорации неосуществимо. Приняв за основу аналитическое решение М. Маскета для напорного притока к несовершенной по степени вскрытия пласта скважине, разработаны графические методы определения интервала вскрытия нефтяного пласта и предельных безводных и безгазовых дебитов. Традиционные технологии построения геологических моделей ориентированы, прежде всего, на подсчет запасов. К числу таких работ относятся труды Вахитова Г.Г., Леви Б.И., Хасанова М.М. и др. Сегодня наряду с подсчетом запасов встает задача построения надежной геологической основы для гидродинамического моделирования. Численная геологическая модель месторождения интересует нас в первую очередь именно как база для последующего детального гидродинамического моделирования. Исследованию этих проблем посвящены работы Булыгина В.Я., Булыгина Д.В., Киполь В.Л., Рамазанова Р.Г.,Еремина Н.А. и др. Современные модели представляют пласт в виде детальной трехмерной сетки геометрии Corner Point. Причем число ячеек по оси в пределах каждого горизонта может быть достаточно большим и выбирается обычно из соображений точного воспроизведения скважинных данных. Кроме повышения корректности и реалистичности построений, стохастическое моделирование позволяет получить группу реализаций 8 модели. Такая многовариантность позволяет получить вероятностную оценку запасов месторождения, а также объективно оценить и минимизировать возникающий при его разработке технологический риск. Практика применения пакетов программ гидродинамического моделирования показывает, что в большинстве случаев расчетные дебиты по моделям не соответствуют фактическим значениям. Это возможно объясняется, ограниченностью и недостоверностью начальных данных при построении модели, а также недостатком программного продукта, который не позволяет детально в явном виде исследовать процессы в полном объеме. К числу таких проблем можно отнести статическое и динамическое конусообразование. Данную проблему можно решить, разработав комплекс специального программного обеспечения на основе современных методик оценки технологических параметров процесса разработки нефтегазового месторождения. Для создания любого программного обеспечения необходима четкая постановка задачи, детальная алгоритмизация процесса вычисления и планирование процесса написания программы. В связи с достаточно широким кругом и разнообразием реализованных задач, было решено выполнить программный продукт в виде отдельных модулей, каждый из которых будет отвечать за решение какой-либо одной задачи, сделать их совершенно независимыми друг от друга и объединить под общим меню. Независимость модулей друг от друга определяется тем обстоятельством, что расчетные задачи перед инженером-проектировщиком возникают в разное время, а некоторые могут вообще не возникнуть, поэтому для решения какой-либо частной задачи не обязательно заново проводить весь процесс вычислений. Для решения поставленной задачи, автором разработан пакет прикладных программ Model Analyzing Pack (MAP), состоящий из трёх блоков: 1. Блок (второй раздел); расчета параметров статического конусообразования 9 2. Блок расчета параметров динамики конусообразования (третий раздел); 3. Блок расчета параметров конусообразования по уточненной методике (четвертый раздел). Программно-информационная поддержка компьютерной системы трехмерного моделирования нефтегазовых месторождений на основе программного пакета компании Roxar Software Solutions и программного комплекса Modeling SED приведено ниже. 1. Имеющиеся месторождению промысловые обрабатываются в данные пакете по нефтегазовому программ ModelingSED (параметры характеризующие физико-химические свойства нефти, газа и породы). 2. Исходные данные после обработки в пакете ModelingSED передаются для построения модели в гидродинамический симулятор Tempest MORE. 3. Формируется файл входных данных MORE состоящий из 6 секций: базовое описание модели – INPUT, свойства пластовых флюидов – FLUID, функции относительных фазовых проницаемостей – RELATIVE, параметры и геометрия сетки – GRID, начальное состояние модели – INITIALIZATION, данные о скважинах и режимах работы – RECURRENT. 4. Гидродинамический симулятор Tempest MORE (модель Black Oil – двухкомпонентная нефть+газ; модель EOS трехкомпонентная вода+нефть+газ) на основе начальных данных и геологической модели (RMS) рассчитывает серию реализаций гидродинамической модели месторождения. 5. Пост-процессор (MORE Post Processor) пакета гидродинамического моделирования MORE готовит набор выходных файлов с технологическими показателями разработки по каждой реализации модели (вывод технологических показателей – RATE, вывод массивов – ARRAY, вывод геометрии сетки – GRID). Пост-процессор позволяет неоднократно запрашивать результаты моделирования без 10 пересчета модели, а также он позволяет подготовить данные для визуализации графиков MORE-Graphics. 6. Серию полученных реализаций модели оцениваем с помощью пакета программ MAP (блок 1 и 2). 7. Оптимальную реализацию гидродинамической модели оцениваем с помощью пакета программ Model Analyzing Pack (MAP блок 3). 8. По результатам анализа (MAP блок 3), а также по фактическим данным, принимается решение о необходимости проведения адаптации гидродинамической модели путем корректировки исходных данных. В случае удовлетворительной сходимости полученных результатов, модель будем считать приемлемой для практической реализации. Все эти задачи требуют создания эффективной инженерной методики, учитывающей анизотропию пласта, реальные свойства пласта и жидкостей (газа), с применением современных вычислительных и программных комплексов. Второй раздел посвящен алгоритмизации задач расчета одновременно предельно-безводного и безгазового дебита и депрессии при эксплуатации несовершенных скважин. Рис.1. Схема одновременного существования конусов газа и воды в условиях напорного притока к несовершенной скважине Схема притока нефти к скважине, вскрывшей нефтяную оторочку, и линий тока при двухстороннем устойчивом конусообразовании приведены 11 на рис. 1. Очевидно, в этом случае в разрезе существует горизонтальная линия тока z = d, а плоский круг, описываемый этой линией, условно можно заменить жесткой непроницаемой перегородкой и считать течение в каждой части пласта самостоятельным и независящим от течения в другой области. Таким образом, формально получаем два цилиндрических пласта с непроницаемыми кровлей и подошвой, соответственно толщинами h1=d и h2 = h-d. Величина вскрытия для первого (верхнего) пласта составляет (d-а), для второго — (b-d). Расход каждой части скважины одинаков. Оба пласта имеют общий контур питания R0; сверху образуется конус газа, снизу — конус воды. Дифференцируя выражение для потенциала несовершенной скважины по безразмерной ординате = r / h и приравнивая полученное выражение нулю, находим ординату * нейтральной линии тока. Отыскав, таким образом, ординату нейтральной линии тока *, по известным методикам можно рассчитать предельный безводный (для нижней части пласта) и предельный безгазовый (для верхней части пласта) дебиты, а затем предельную депрессию. Наименьший дебит из расчетных принимается как предельный безводный и безгазовый дебит скважины. Данный алгоритм программно реализован в среде программирования Borland Delphi 7.0, который позволяет рассчитать предельные депрессии, обеспечивающие предельные безводные и безгазовые дебиты по приближенным и уточненным методикам. Исследования зависимостей предельного дебита от характеристик пласта и скважин позволили установить следующие характерные особенности. Показано, что при применении приближенной методики с возрастанием нефтенасыщенной толщины пласта увеличивается площадь фильтрационного потока и предельный дебит. Например, при условном радиусе контура питания 100м увеличение нефтенасыщенной толщины пласта от 18 до 30 м приводит к трехкратному росту предельного дебита и замедляет поднятие конуса воды, обусловленного напором подошвенных вод. Применение уточненной методики показало, что при дальнейшем 12 увеличении размеров контура питания кривые выполаживаются и сближаются, что приводит к общему снижению величины предельного дебита и влияния нефтенасыщенной толщины на замедление роста конуса воды. Исследование зависимостей предельного дебита от относительного вскрытия пласта показали, что более высокие предельные дебиты обеспечиваются при использовании уточненной методики и более низкие – по приближенной. Приближенная методика хорошо описывает общую тенденцию изменения предельного дебита в зависимости от положения интервала перфорации, а уточненная методика обеспечивает более приемлемый предельный дебит в каждом конкретном случае. По результатам исследования установлено, что увеличение значения нижней границы интервала перфорации ведет к снижению предельного дебита на 46%, при прочих равных условиях, и ускоряет подход конуса воды к забою скважины. Наибольший предельный дебит при использовании уточненной методики достигается при верхней границе интервала перфорации a=7м. Точка начала снижения предельного дебита скважин зависит от верхней границы интервала перфорации (a ≤ 7м) и обеспечивается при нижних границах интервалах перфорации b ≤ 18м. Сравнительный анализ результатов расчетов предельной депрессии, проведенных по приближенной и уточненной методикам показал, что учет фильтрационных сопротивлений при линейном законе фильтрации при верхней границе интервала перфорации 7м, условном радиусе контура питания 100м и нефтенасыщенной толщине 30м приводит к росту предельной депрессии в 7,4 раза. Увеличение толщины пласта на 12м при условном радиусе контура питания 200м приводит к росту предельной депрессии на 83% без учета фильтрационных сопротивлений. С понижением нижней границы интервала перфорации предельная депрессия уменьшается. Увеличение верхней границы интервала на 4м при нижней границе перфорации 10м приводит к ее росту на 68%. Учет сопротивления, вызванного перфорацией колонны, приводит к росту предельной депрессии до 5-и раз. 13 Третий раздел посвящен алгоритмизации и анализу существующих методов решения задач динамики конусообразования. При разработке водонефтяных и газонефтяных зон месторождений возникают задачи, как определение и прогнозирование предельных безводных и безгазовых дебитов и депрессий, безводного и безгазового периодов эксплуатации и безводной (безгазовой) нефтеотдачи, соотношения дебитов нефти и воды, газа и нефти при совместном притоке к несовершенной скважине, времени истощения залежи и конечного коэффициента нефтеотдачи. Аналогичные задачи возникают и при разработке газовых залежей с подошвенной водой. Некоторые из этих вопросов рассматривались и широко обсуждались в печати, однако указанная проблема до сих пор далека от завершения и требует дополнительных исследований с целью создания инженерной методики по определению основных показателей разработки. Прежде всего, требуются дополнительные исследования динамических задач конусообразования при дебитах и депрессиях выше их предельных значений. Эти задачи относятся к классу задач с подвижной границей и решения их представляются сложными функциями, требующими численного интегрирования с применением ЭВМ. Наиболее эффективными в математическом соотношении являются методы, предложенные В.Л. Даниловым, Р.М. Кацем, Ю.С. Абрамовым для несовершенной скважины-стока по степени вскрытия однородного полубесконечного пласта с равномерно распределенной плотностью расхода, учитывающие различие в вязкостях жидкостей в условиях поршневого вытеснения. Авторы получили очень сложные для вычислений интегро-дифференциальные уравнения движения границы раздела в безразмерных переменных, не получившие своей реализации. Решение данной задачи настолько важно для нефтепромысловой практики, что требует дальнейшего своего изучения. Дело в том, что не только надо уметь рассчитывать безводный период, но и оценить удельный объем дренирования, время истощения и конечную нефтеотдачу по возможности с учетом реальных свойств пласта и жидкостей. 14 Для решения поставленной задачи разработаны алгоритмы и программный продукт в среде программирования Borland Delphi 7.0 для исследования процессов динамического конусообразования. Пакет программ MAP (блок 2) позволяет решить следующие задачи: определение периода безводной эксплуатации скважин с подошвенной водой по приближенным и уточненным методам; прогнозирование продвижения границы раздела и нефтеотдачи за безводный период по удельному объему дренирования; расчет периода эксплуатации несовершенной скважины при опережающей разработке нефтяной оторочки и газовой залежи. Исследования влияния радиуса контура питания на безводный период эксплуатации несовершенных скважин по упрощенной методике при различных значениях анизотропии пласта и опережающей разработке нефтяной оторочки показали, что увеличение радиуса контура питания не оказывает существенного влияния на безводный период скважины. Напротив, при увеличении анизотропии пласта безводный период скважины существенно увеличивается. Например, при R0=500м и χ*=5 безводный период t0=58 сут, а при χ*=10 - t0=231 сут, то есть большая анизотропия пласта замедляет продвижение вершины конуса к забою скважины. При опережающей разработке газовой залежи при прочих равных условиях составляет t0=579 сут. Сравнение водонапорного режима с газовым показало существенные отличия в полученных результатах. При водонапорном режиме происходит плавное и незначительное уменьшение безводного периода с увеличением R0, а при газовом режиме – безводный период резко уменьшается. Так при R0=500м и χ*=8 для водонапорного режима t0=148 сут, а для газового t0=81 сут, а при χ*=10 соответственно 231 сут и 198 сут. Сравнение зависимости безразмерного времени безводной эксплуатации скважин с подошвенной водой τ0 от относительного вскрытия пласта h , полученные с использованием упрощенных и уточненных решений показало, что формула Садчикова дает заниженные результаты по сравнению с формулой Данилова-Каца. Формула ДаниловаКаца дает идеальное описание промысловых результатов, но она дает лишь 15 приближенную оценку времени прорыва подошвенной воды, при условии, что отсутствуют плохо проницаемые пропластки. Эта формула получена для бесконечного пласта. Если учитывать все параметры пласта (вязкость, плотность вытесняемой и вытесняющей жидкостей, проницаемость, пористость и др.), то получим кривую, значения которой лежат ниже кривых, построенных по приближенным формулам. Исследование влияния вязкости нефти и анизотропии пласта на безводный период показало, что увеличение вязкости нефти приводит к увеличению периода безводной эксплуатации. Например, при анизотропии пласта χ*=5 и динамической вязкости 2,3 мПа с безводный период t0=58 сут, а при вязкости 8 мПа с - t0=203 сут. Это объясняется тем, что вязкость нефти значительно больше вязкости воды. Поэтому более подвижная вода стремится прорываться через нефтенасыщенную породу к добывающим скважинам. Однако, высокая вязкость нефти сдерживает прорыв воды и обеспечивает увеличение безводного периода эксплуатации скважин. Противоположная картина наблюдается в газовых скважинах. Например, при анизотропии пласта χ*=9 и вязкости газа 0,9 мПа с безнефтяной период составляет 259 сут, а при вязкости 1,7 мПа с – t0=270сут. При анизотропии пласта χ* < 5 вязкость газа почти не оказывает влияния на увеличение безнефтяного периода. Следовательно, чем больше вязкость газа и анизотропия пласта, тем больше времени понадобится конусу нефти, для достижения забоя скважины. Анализ зависимости коэффициента нефтеотдачи от h и R0 показал, что увеличение этих параметров приводит к снижению нефтеотдачи пластов. Например, при h =0,1 , R0=300м коэффициент нефтеотдачи β*=0,13, а при R0=800м - β*=0,02. Это связано с увеличением размеров нефтеносной области и объемов подстилающих залежей подошвенных вод. При этом увеличивается давление, создаваемое подошвенной водой и способствует быстрому продвижению конуса и сокращению периода безводной эксплуатации скважин. Установлено, что оптимальным относительным вскрытием пласта является h <0,7. При газовом режиме коэффициент нефтеотдачи выше, чем при водонапорном режиме. 16 Например, при h =0,6 и R0=500м коэффициент нефтеотдачи β*=0,02 при водонапорном режиме и 0,15 – при газовом режиме. Установлено, что при больших значениях анизотропии пласта наблюдается высокая нефтеотдача. При h =0,3 и анизотропии χ*=5 коэффициент нефтеотдачи составляет 0.02, а при анизотропии χ*=10 – 0,085, то есть при двукратном увеличении анизотропии пласта нефтеотдача увеличивается в 3,25 раза. Понижение анизотропии пласта (отношение горизонтальной проницаемости к вертикальной) повышает высоту конуса и тем самым уменьшает нефтеотдачу. Четвертый раздел посвящен системному анализу алгоритмов, используемых для уточнения решения задач конусообразования. Одним из допущений теории устойчивых конусов является то, что она рассматривает приток безводной нефти и определяет предельный дебит с момента, когда уже деформированная поверхность раздела двух фаз (конус) находится в устойчивом или предельно-устойчивом состоянии. Однако, еще до того, как конус достигает предельно-устойчивого положения, из залежи отбирается определенное количество безводной нефти. В связи с этим большой интерес представляет оценка продолжительности этого периода и количество нефти, отбираемое за это время. Этот вопрос остается пока еще мало изученным. При эксплуатации залежей с подошвенной водой и взаимодействии скважин устойчивых (неподвижных) конусов не может быть, так как в процессе эксплуатации залежь истощается, нефтенасыщенная толщина пласта уменьшается, а удельные площади, объемы дренажа и пластовое давление меняются во времени. Поэтому понятие «устойчивый конус» следует рассматривать условно и только в динамике. При решении задач конусообразования важное значение имеет выбор радиуса контура питания, который до сих пор не получил достаточного обоснования, а также влияние взаимодействия скважин, перфорации и других факторов на величину предельного безводного дебита. Для решения поставленных задач разработаны алгоритмы и программный продукт в среде программирования Borland Delphi 7.0 для 17 исследования параметров конусообразования. Пакет программ MAP (блок 3) используется при принятии решения о необходимости проведения адаптации гидродинамической модели путем корректировки исходных данных и позволяет решить следующие задачи: влияние взаимодействия скважин на предельный безводный дебит; статические задачи конусообразования с учетом изменения нефтегазонасыщенной толщины пласта; расчет предельных дебитов и депрессии при линейном законе фильтрации; расчет предельных безводных дебитов при нелинейном законе фильтрации в условиях предельно-устойчивого положения границы раздела газ-вода и при наличии экрана; расчет влияния истощения залежи, переходной зоны и капиллярного давления на предельный безводный дебит несовершенных скважин; определение предельного безводного дебита, для скважины, перфорированной в верхней части и обсаженной в нижней части однородно-анизотропного пласта. Анализ зависимости безразмерного предельного дебита q*(ρ0, h ) от фильтрационных сопротивлений показал, что значение предельного безводного дебита в условиях взаимодействия скважин стремится к значению предельного дебита при увеличении значений фильтрационных сопротивлений. Это объясняется уменьшением притока воды к скважине с увеличением фильтрационных сопротивлений и безразмерного параметра α. С увеличением фильтрационных сопротивлений влияние взаимодействия скважин на предельный безводный дебит уменьшается. На величину q*(ρ0, h ) влияют число скважин (n), радиусы контура питания (R0) и круговой батареи (R). С увеличением n и R величина α будет возрастать при постоянном расстоянии между скважинами 2σ. Из вышеизложенного следует, что взаимодействие скважин может оказать существенное влияние на предельные безводные дебиты несовершенных скважин с относительно большим вскрытием пласта и при отсутствии скин-эффекта. Для обсаженных скважин с малым вскрытием и при наличии скин-эффекта незначительным. влияние взаимодействия скважин будет 18 Исследование зависимости безводного дебита от радиуса экрана при различных значениях параметра размещения скважин ρ0 в условиях их взаимодействия показало, что с увеличением размера экрана (Rэ=20м) безводные дебиты растут до определенного момента, а затем уменьшаются. Максимум на кривых соответствует оптимальному размеру экрана, при котором можно получить наибольший предельный безводный дебит для заданного Rэ. Увеличение параметра ρ0 приводит так же к росту предельного безводного дебита, так как увеличивается размер дренируемой скважиной нефтеносной области, способствуя увеличению ее дебита. Величина предельного дебита зависит не только от размеров экрана, но и от его положения по вертикали нефтегазонасыщенного пласта, то есть от относительного вскрытия пласта h, если экран располагается непосредственно перед забоем. Установлено, что существует оптимальное положение экрана, зависящее от параметров ρ, α и Rэ, которое соответствует наибольшему предельному дебиту. Зависимость времени безводного периода эксплуатации скважин (τ1) в первой фазе истощения пласта от относительного вскрытия пласта ( h ) показывает, что с увеличением h уменьшается время, за которое конус достигает своей максимальной отметки и прекращает свой рост. Далее процесс продолжается с подъемом водонефтяного контакта (ВНК). Аналогичные исследования во второй фазе истощения пласта показали, что с увеличением относительного вскрытия пласта (погружения экрана), время безводной эксплуатации также возрастает. Это следует из того, что, если уменьшается продолжительность первой фазы, то возрастает продолжительность второй фазы. Установлено, что значения τ2, полученные по уточненной методике, существенно отличаются от значений, полученных по приближенной. Например, при h =0,3 отличие составляет 16%, а при h =0,2 – 11%. Приближенная теория конусообразования дает решения для скважины, несовершенной по степени вскрытия, но совершенной по характеру. На практике же часто встречаются скважины обсаженные. 19 Сравнение предельных дебитов обсаженной и необсаженной скважин показывает, что дебиты их q(ρ0, h ) достаточно близки. Поэтому для скважин несовершенных по характеру вскрытия предельные безводные дебиты с достаточной точностью могут быть подсчитаны с помощью имеющихся графиков q= q(ρ0, h ), построенных для скважин, несовершенных по степени, но совершенных по характеру вскрытия. ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ 1. Разработана система программно-информационной поддержки моделирования процесса конусообразования на основе программного пакета компании Roxar и программных продуктов, позволяющих выбрать оптимальную реализацию гидродинамической модели и ее адаптацию по уточненным методам. 2. Разработаны алгоритмы и программный продукт Model Analyzing Pack (MAP) в среде программирования Borland Delphi 7.0, состоящий из блоков: блок расчета предельных безводных и безгазовых дебитов несовершенных скважин, а также депрессии, обеспечивающие предельные безводный и безгазовый дебиты по приближенным и уточненным методикам; блок расчета периода безводной эксплуатации скважин с подошвенной водой, прогнозирования границы раздела и нефтеотдачи за безводный период по удельному объему дренирования, периода эксплуатации несовершенной скважины при опережающей разработке нефтяной оторочки и газовой залежи; блок расчета влияния взаимодействия скважин на предельный безводный дебит, статические задачи конусообразования с учетом изменения нефтегазонасыщенной толщины пласта, предельных безводных дебитов при нелинейном законе фильтрации в условиях предельно устойчивого положения границы раздела газ-вода, при наличии экрана и перфорированной в верхней части и обсаженной в нижней части однородно-анизотропного пласта, влияния истощения 20 залежи, переходной зоны и капиллярного давления на предельный безводный дебит несовершенных скважин. 3. Показано, что при опережающей разработке нефтяной оторочки при радиусе контура питания 500м двукратное увеличение коэффициента анизотропии и нефтенасыщенной четырехкратному несовершенной увеличению скважины, толщины безводного замедляя пласта периода поднятие приводит к эксплуатации конуса воды, обусловленного напором подошвенных вод. Увеличение толщины пласта на 70% приводит к росту предельной депрессии на 83% без учета фильтрационных сопротивлений. Учет фильтрационного сопротивления, вызванного перфорацией колонны, приводит к росту предельной депрессии до 5-и раз. 4. Установлено, что при нижней границе интервала перфорации 10м увеличение верхней границы до 7м приводит к росту предельного дебита на 15%. Дальнейшее увеличение нижней границы интервала перфорации ведет к снижению предельного дебита при прочих равных условиях и ускоряет подход конуса воды к забою скважины. Точка начала снижения предельного дебита наблюдается при длинах интервала перфорации 10м и более. Основные положения диссертации опубликованы: В журнале, рекомендованном ВАК России: 1. Новоселов С.В. Численное моделирование задачи расчета коэффициента отдачи за безводный и безгазовый периоды эксплуатации скважин. / Кучумов Рубин Р., Новоселов С.В. // НТЖ «Нефтегазовое дело», том 4, №2, 2006.-С.92-98. В других печатных изданиях: 2. Новоселов С.В. Алгоритмизация задачи расчета времени безводной эксплуатации скважин при разработке водонефтяных и газонефтяных залежей / Кучумов Рубин Р., Новоселов С.В. // Сб. науч. тр. «Алгоритмизация и моделирование процессов разработки нефтегазовых месторождений» -Тюмень: «Вектор Бук», вып.1, 2005.-С.78-85. 21 3. Новоселов С.В. Численное моделирование времени безводной эксплуатации скважин при разработке водонефтяных и газонефтяных залежей / Новоселов С.В., Кучумов Рубин Р. // Сб. науч. тр. «Алгоритмизация и моделирование процессов разработки нефтегазовых месторождений» - Тюмень: «Вектор Бук», вып.1, 2005.-С.86-94. 4. Новоселов С.В. Численное моделирование неустановившегося притока газоконденсатной смеси к галерее по двухзонной схеме в неограниченном пласте / Кучумов Рубин Р., Новоселов С.В., Красовский А.В., Вознюк А.С. // Сб.науч.тр. «Алгоритмизация и моделирование процессов разработки нефтегазовых месторождений» - Тюмень: «Вектор Бук», вып.1, 2005. –С.72-78. 5. Новоселов С.В. Алгоритмизация задачи расчета коэффициента отдачи за безводный и безгазовый периоды эксплуатации скважины / Кучумов Рубин Р., Новоселов С.В. // Сб.науч.тр. «Моделирование технологических процессов нефтедобычи» -Тюмень: «Вектор Бук», вып.5, 2005.-С.22-29. 6. Новоселов С.В. Алгоритмизация решения задачи стационарного притока газоконденсатной смеси к галерее в ограниченном пласте / Кучумов Рубин Р., Новоселов С.В., Красовский А.В., Вознюк А.С. // Сб.науч.тр. «Моделирование технологических процессов нефтедобычи»Тюмень: «Вектор Бук», вып.5, 2005.-С.47-54. 7. Новоселов С.В. Алгоритм расчета предельных безводных дебитов при нелинейном законе фильтрации в условиях устойчивого положения границы раздела и наличии экрана / Новоселов С.В., Кучумов Рубин Р. // Сб.науч.тр. «Алгоритмизация и моделирование процессов разработки нефтегазовых месторождений. – Тюмень: «Вектор Бук», вып.2, 2005.-С.5765. 8. Новоселов С.В. Алгоритмизация решения задачи статического конусообразования при переменной газонасыщенной толщины пласта / Кучумов Рубин Р., Новоселов С.В. // Сб.науч.тр. «Алгоритмизация и моделирование процессов разработки нефтегазовых месторождений. – Тюмень: «Вектор Бук», вып.2, 2005.-С.66-74. 22 Новоселов С.В. Численные исследования влияния истощения 9. залежи на предельный безводный дебит и депрессию / Новоселов С.В., Кучумов Рубин Р. // Сб.науч.трудов «Моделирование технологических процессов нефтедобычи».-Тюмень: «Вектор Бук», вып.6, 2006.-С.40-46. 10. Новоселов С.В. Исследование предельного безводного дебита скважин, перфорированной в верхней и обсаженной в нижней части пласта/ Кучумов Рубин Р., Новоселов С.В. // Сб.науч.тр. «Моделирование технологических процессов нефтедобычи».-Тюмень: «Вектор Бук», вып.6, 2006.-с.46-49. 11. Новоселов С.В. Алгоритм расчета влияния интерференции скважин на предельный безводный дебит / Кучумов Рубин Р., Новоселов С.В. // Сб.науч.тр. «Моделирование технологических процессов нефтедобычи».-Тюмень: «Вектор Бук», вып.6, 2006.-С.50-53. 12. Новоселов С.В. Исследование времени безводной эксплуатации скважин при разработке водонефтяных и газонефтяных залежей / Кучумов Рубин Р., Новоселов С.В. // Роль молодежи в развитии инновационных технологий в научных исследованиях. Матер. регион. науч.-техн. конф. студентов, аспирантов и молодых специалистов. -Тюмень: «Вектор Бук», 2006.-С.39-41. 13. Новоселов С.В. Исследование результатов расчета коэффициента отдачи за безводный и безгазовый периоды эксплуатации скважины / Кучумов Рубин Р., Новоселов С.В. // Инновации и эффективность производства. Матер. регион. науч.-техн. конф. -Тюмень: «Вектор Бук», 2006.-С.5-6. 14. Новоселов С.В. Исследование решения задачи статического конусообразования при переменной газонасыщенной толщине пласта / Кучумов Рубин Р., Новоселов С.В. // Инновации и эффективность производства. Матер. регион. науч.-техн. конф. -Тюмень: «Вектор Бук», 2006. –С.13-14. 15. Новоселов С.В. Алгоритмизация задачи ограничения притоков подошвенной воды, дренирующей водонефтяную зону нефтегазовой скважины в пакете МАР / Кучумов Рубин Р., Новоселов С.В. // Сб.науч.тр. 23 «Алгоритмизация и моделирование процессов разработки нефтегазовых месторождений» -Тюмень. «Нефтегазовый университет», вып.3, 2007.С.60-63. 16. Новоселов С.В. Моделирование процессов ограничения притоков подошвенной воды и верхнего газа к несовершенным скважинам в пакете МАР / Кучумов Рубин Р., Новоселов С.В., Кучумов Р.Р. // Новые технологии – нефтегазовому региону. Матер. VI регион. науч.-техн. конф. студентов, аспирантов и молодых ученых.- Тюмень: «Нефтегазовый университет», 2007.-С.32-33. 17. Новоселов С.В. Алгоритмизация и моделирование процесса совместного установившегося притока нефти и подошвенной воды к несовершенной скважине в пакете МАР / Кучумов Рубин Р., Новоселов С.В.// Сб.науч.тр. «Моделирование технологических процессов нефтедобычи».-Тюмень: «Нефтегазовый университет», вып.7., 2007.-С.2830 18. Новоселов С.В. Алгоритм совместного нестационарного притока нефти и газа (воды) к несовершенной скважине в пакете МАР / Кучумов Рубин Р., Новоселов С.В. // Сб.науч.тр. «Моделирование технологических процессов нефтедобычи».-Тюмень: «Нефтегазовый университет», вып.7., 2007.-С.31-32. 19. Новоселов С.В. Алгоритмизация и численное моделирование фильтрационного сопротивления при установившемся притоке жидкости к несовершенной скважине при линейном законе фильтрации в пакете МАР / Кучумов Рубин Р., Новоселов С.В. // Сб.науч.тр. «Моделирование технологических процессов нефтедобычи».-Тюмень: «Нефтегазовый университет», вып.7., 2007.-С.33-36. 20. Новоселов С.В. Алгоритм задачи ограничения прорыва подошвенной воды и верхнего газа созданием жесткого непроницаемого экрана в пакете МАР / Кучумов Рубин Р., Новоселов С.В. // Сб.науч.тр. «Алгоритмизация и моделирование процессов разработки нефтегазовых месторождений. – Тюмень: «Нефтегазовый университет», вып.3, 2007.С.64-67. 24 Подписано к печати __.__.2008 г. Заказ №_____ Формат 60х84 116 Бум. ГОЗНАК. Уч.- изд.л. 1.2 Усл.печ..л. 1.2 Отпечатано на RISO GR 3770 Тираж 100 экз. Издательство Государственного образовательного учреждения высшего профессионального образования «Тюменский государственный нефтегазовый университет» 625000, г. Тюмень, ул. Володарского, 38 отдел оперативной полиграфии издательства 625000, г. Тюмень, ул. Киевская, 52
