|
УДК 532.5.622.276.05(574.1) |
|
|
|
© Коллектив авторов, 1991 |
Газогидродинамическая модель Карачаганакского НГКМ по данным опытно-промышленной эксплуатации
В.Н. МАЙДЕБОР, Н.Ш. ЯНДАРБИЕВ, З.X. МОЛЛАЕВ, Ш.Ш. ЗАУРБЕКОВ (ВНИГИК), Г.Г. ПОЛЯКОВ (Грозн. нефт. ин-т)
Исключительная сложность строения природного резервуара и фазового состояния пластовой УВ-системы Карачаганакского НГКМ обусловливает неоднозначность и определенную противоречивость существующих представлений о характере газогидродинамической связи в объеме залежи. В связи с предполагаемой реализацией широкомасштабного сайклинг-процесса на месторождении особую важность приобретают вопросы адекватности принимаемой модели реальному природному объекту. Для уточнения представлений по этому вопросу нами проанализированы результаты опытно-промышленной эксплуатации газоконденсатной части залежи. Основной упор при этом сделан на оценку дренируемых объемов по эксплуатационным скважинам и анализ динамики текущих пластовых давлений как функции суммарных отборов пластовой смеси по пермскому объекту.
Определение дренируемых объемов проводилось исходя из
предположения о замкнуто-упругом режиме дренирования залежи с использованием
расчетных значений коэффициентов упругоемкости: 
где 
- суммарный отбор УВ смеси, приведенный к
пластовым условиям, м3;
- текущее снижение пластового давления, МПа; 
- коэффициент
упругоемкости, 1 /МПа;
-
дренируемый объем скважины, м3.
Согласно расчетам на 01.07.1989 г. (т. е. к концу пятого года эксплуатации) суммарный дренируемый объем составляет около 60 % (15,5Х109 м3) общего объема пермского объекта залежи и охватывает в основном ее центральную область. Если допустить, что дренируемый объем имеет форму цилиндра с высотой, равной толщине объекта эксплуатации, можно определить радиусы дренирования скважин (таблица). Анализ полученных данных позволяет предполагать газогидродинамическую связь между отдельными скважинами. По характеру пространственной локализации удельных дренируемых объемов (рис. 1) выделяются четыре группы скважин, каждой из которых соответствует, по-видимому, своя зона дренирования: первая - скв. 118, 104, 105; вторая- 125, 107; третья - 108, 100, 110, 101, 113, 111; четвертая - 622, 102.
Первая группа изолирована от остальных и, очевидно, не взаимодействует с ними. Между второй, третьей и четвертой не исключается возможность существования газогидродинамической связи. Скважины 16, 17 и 146 не входят ни в одну из выделенных групп и дренируют отдельные объемы.
Существование газогидродинамической связи в объеме газоконденсатной части залежи подтверждается также результатами анализа динамики текущих пластовых давлений как функции суммарных отборов пластовой смеси. Исследованы данные по 17 наиболее представительным скважинам пермского объекта: скв. 100-105, 107-111, 113, 118, 125, 146, 16, 622. На первом этапе проводился раздельный анализ динамики текущих пластовых давлений (рпл.т) и суммарных отборов пластовой смеси (S Qсм.пл).
Установлено, что существуют и сходство, и существенное различие в темпах снижения рассматриваемых параметров по различным скважинам. Очевидно, это обусловлено величинами объемов зон дренирования отдельных скважин, их гидрогазодинамической сообщаемостью, а также величинами и темпами отборов флюидов.
Максимальными отборами и высокими их темпами характеризуются скв. 104, 107, 118, 125, 105, 102. Они же отличаются несколько большей интенсивностью снижения рпл (за исключением скв. 104). Пониженным темпам отборов соответствуют и пониженные значения интенсивности падения рпл (скв. 113, 108, 110, 111).
Для решения вопроса о газогидродинамической связи между рассматриваемыми скважинами (или группами скважин) проведен совместный анализ закономерностей изменений текущих пластовых давлений от суммарных отборов газа (рис. 2). Выделяется несколько групп скважин с одинаковым либо близким характером изменения зависимости Рпл=f(S Qсм.пл). Вероятно, это объясняется тем, что каждая из этих групп скважин характеризуется своей зоной дренирования, внутри которой между скважинами существует определенная газогидродинамическая связь. Таких групп при тщательном анализе получается пять: первая - скв. 118, 104; вторая - 125, 107; третья - 100, 108; четвертая - 101, 110, 113; пятая - 102, 622.
По абсолютной величине значения давлений и суммарных отборов в выделенных группах различаются, однако зависимости изменения давления от суммарного отбора смеси в скважинах каждой группы подобны. Необходимо отметить, что достоверно определить формы и размеры выделенных объектов дренирования пока не представляется возможным. Однако даже выявленные закономерности подтверждают целесообразность подобных исследований и позволяют сделать выводы, касающиеся вопросов проектирования дальнейшей разработки месторождения: 1) пермский объект характеризуется значительной неоднородностью ФЕС; 2) активная газогидродинамическая связь в целом по пермскому объекту отсутствует; 3) из 20 добывающих скважин в определенной газогидродинамической связи находятся 11 (более 50 %); 4) выделяется пять групп скважин, имеющих общие в каждой группе объемы дренирования; 5) при размещении новых добывающих скважин, установлении и регулировании отборов флюидов из разных участков залежи следует учитывать выявленные закономерности; 6) при проведении проактируемого на залежи сайклинг-процесса с целью полного охвата дренируемого объема газовой части залежи следует разместить, по крайней мере, пять нагнетательных скважин в пределах пяти выявленных зон дренирования.
A gas hydrodynamic model for the Karachaganak oil-gascondensate field has been developed based on the results of its experimental-commercial exploitation in relation to the promotion of a wide-scale cycling-process under projection. On investigation, the main emphasis has been placed on the evaluation of drainage volumes available to development wells and on the analysis of the dynamics of current reservoir pressures as a function of cummulative formation mixture recoveries. The results obtained are of particular scientific and practical significance and may be used to solve a number of problems concerning the planning for a further development of the field.
Таблица Расчет удельных дренируемых объемов по состоянию на 0t.07.1989 г.
|
Номер скважины |
|
|
|
|
|
Общая толщина, м |
Площадь дренирования, 104 м2 |
Радиус дренирования, м |
|
101 |
47 |
9 |
31,5 |
147,38 |
0,520 |
773,5 |
67,21 |
462 |
|
102 |
48,6 |
7,4 |
30,1 |
268,7 |
1,206 |
785,3 |
153,62 |
699 |
|
111 |
43,95 |
12,05 |
34,4 |
111,71 |
0,269 |
810 |
33,27 |
325 |
|
118 |
47,65 |
8,35 |
31,0 |
433,16 |
1,673 |
600 |
278,91 |
942 |
|
146 |
47,3 |
8,7 |
31,2 |
25,04 |
0,092 |
590 |
15,64 |
223 |
|
622 |
51,9 |
4,1 |
28,5 |
137,71 |
1,178 |
695 |
169,57 |
735 |
|
100 |
48,1 |
7,9 |
30,6 |
161 |
0,666 |
816 |
81,62 |
510 |
|
104 |
49,2 |
6,8 |
29,9 |
418,19 |
2,056 |
670 |
306,94 |
988 |
|
107 |
49 |
7 |
30 |
414,69 |
1,975 |
672,5 |
293,64 |
967 |
|
108 |
47,65 |
8,35 |
31 |
92,08 |
0,356 |
739,9 |
48,08 |
391 |
|
125 |
48,45 |
7,55 |
30,5 |
338,1 |
1,468 |
600 |
244,71 |
883 |
|
110 |
47,3 |
8,7 |
31,2 |
93,08 |
0,343 |
701,8 |
48,86 |
394 |
|
17 |
49,65 |
6,35 |
29,6 |
6 |
0,032 |
200 |
15.96 |
225 |
|
16 |
54,1 |
1,9 |
27,6 |
147,855 |
2,819 |
211 |
1336,26 |
2062 |
|
113 |
50,3 |
5,7 |
29,7 |
57,367 |
0,334 |
790 |
42,89 |
369 |
. МПа
МПа
Примечание: Рнач= 56 МПа; S = 3097,94; S =15,494.
Рис. 1. Схема зон дренирования скважин пермских отложений и площадей совместно дренируемых объемов (по состоянию на 01.07.1989 г.):
1 - граница пространственной локализации удельных дренируемых объемов, 2-4 - зоны дренирования групп скважин
Рис. 2, Зависимости приведенных усредненных текущих пластовых давлений от суммарных отборов смеси в пластовых условиях по скважинам
