СТО Газпром РД 2.2-160-2005

  Главная      Учебники - Газпром     

 поиск по сайту

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО “ГАЗПРОМ”


 


 

СТАНДАРТ ОРГАНИЗАЦИИ


 

МЕТОДИКА СОЗДАНИЯ ПОСТОЯННО ДЕЙСТВУЮЩИХ МОДЕЛЕЙ

СКВАЖИН


 

СТО Газпром РД 2.2-160-2005


 

Издание официальное

 

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО “ГАЗПРОМ”


 

Общество с ограниченной ответственностью

“Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий – ВНИИГАЗ” – филиал “Севернипигаз”


 

Общество с ограниченной ответственностью “Информационно-рекламный центр газовой промышленности”


 

Москва 2005

Предисловие


 

  1. РАЗРАБОТАН


     

  2. ВНЕСЕН


     

  3. УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ


     

  4. ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ

Обществом с ограниченной ответственностью “Научно8 исследовательский институт природных газов и газовых технологий – “ВНИИГАЗ” – филиалом “Севернипигаз”


 

Управлением промысловой геологии и разработки место8 рождений Департамента по добыче газа, газового конден8 сата и нефти ОАО “Газпром”


 

Распоряжением ОАО “Газпром” от 24 февраля 2005 г. № 27 с 22 июня 2005 г.


 


 

© ОАО “Газпром”, 2005

© Разработка ООО “ВНИИГАЗ” – филиал “Севернипигаз”, 2005

© Оформление ООО “ИРЦ Газпром”, 2005


 

Распространение настоящего стандарта осуществляется в соответствии с действующим законодательством и с соблюдением правил, установленных ОАО “Газпром”


 

Содержание

Введение IV

  1. Область применения 1

  2. Обозначения и сокращения 1

  3. Основные положения 2

    1. Концепция создания постоянно действующих моделей скважин 2

    2. Структура информационной базы постоянно действующей

      модели скважины 2

      1. Блок геолого8геофизической и промысловой информации 3

      2. Определение параметров сетки и построение сеточной модели 3

      3. Блок информации о лабораторных исследованиях пластовых

        флюидов и пористых сред 5

      4. Блок промысловой информации по истории эксплуатации

        и исследованиям скважин 5

      5. Блок управления работой скважин 6

    3. Требования к первичной геолого8геофизической информации

      и проведению промысловых исследований на продуктивность 6

    4. Регламент контроля за технологическим режимом эксплуатации скважин 8

    5. Создание постоянно действующей фильтрационной модели 10

      1. Выбор модели 10

      2. Адаптация модели 11

    6. Представление результатов моделирования 12

      1. Результаты уточнения геологической модели 12

      2. Результаты фильтрационных расчетов 12

      3. Выдача результатов 13

Библиография 14

Введение


 

Настоящая методика подготовлена как руководящий документ по созданию постоян8 но действующих моделей скважин (ПДМС).

Методика предназначена для газовых и газоконденсатных месторождений ОАО “Газ8 пром”.

Одним из основных направлений повышения качества управления и контроля за раз8 работкой газовых и газоконденсатных месторождений является применение 3D компьютер8 ных постоянно действующих газогидродинамических моделей. Постоянно действующие 3D модели, как правило, имитируют месторождения или залежи, и при этом недостаточное внимание уделяется конкретной скважине. В то же время на фильтрационные процессы су8 щественное влияние оказывают призабойные зоны скважин. Поэтому в этом отношении моделирование работы конкретной скважины позволяет детализировать элементы пласта, влияющие на фильтрационные процессы. Наиболее прогрессивным представляется приме8 нение для построения ПДМС программных продуктов, позволяющих оперировать 3D ин8 формацией с учетом многофазности течения.

При построении на базе имеющихся геолого8геофизических и промысловых данных постоянно действующих моделей скважин имеется возможность уточнить геологическое строение, детализировать коллекторские и емкостные свойства продуктивных отложений в зоне дренирования скважин, прогнозировать продуктивность, более обоснованно произво8 дить работы по воздействию на призабойную зону пласта и давать оценку их эффективности. ПДМС могут использоваться при составлении проектных документов и самостоятельно – для оптимизации режимов эксплуатации скважины.

Постоянно действующие модели скважин в руках разработчиков являются эффектив8 ным инструментом, позволяющим оперативно уточнять строение пласта в зонах дренирова8 ния скважин как на поисково8разведочном этапе, так и на этапе эксплуатации, корректиро8 вать технико8экономические показатели добычи и повышать коэффициенты углеводородо8 отдачи залежей в целом.

Настоящая методика устанавливает требования к постоянно действующим моделям газовых и газоконденсатных скважин с учетом отдельных положений РД 153839.08047800 “Регламент по созданию постоянно действующих геолого8технологических моделей нефтя8 ных и газонефтяных месторождений”.

СТАНДАРТ ОТКРЫТОГО АКЦИОНЕРНОГО ОБЩЕСТВА

“ГАЗПРОМ”


 

image


 

МЕТОДИКА СОЗДАНИЯ

ПОСТОЯННО ДЕЙСТВУЮЩИХ МОДЕЛЕЙ СКВАЖИН


 

image

Дата введения 2005-06-22


 

  1. Область применения

    Методика предназначена для унификации процедуры создания ПДМС и использова- ния их для моделирования условий работы скважин на этапе разведки и эксплуатации место- рождений природного газа в дочерних обществах (организациях) ОАО “Газпром” с целью принятия наилучших технологических решений по их эксплуатации.

    Настоящая методика регламентирует порядок создания постоянно действующих мо- делей газовых и газоконденсатных скважин.

    Все пункты настоящей методики являются рекомендуемыми.


     

  2. Обозначения и сокращения

    В настоящей методике применяют следующие обозначения и сокращения: ПДМС: Постоянно действующая модель скважины

    ГТМ: Геолого-технологическая модель КВД: Кривая восстановления давления КПД: Кривая падения давления

    СКВ: Система “конденсат–вода” СКГ: Система “конденсат–газ” 3D: показатель трехмерности

    : Коэффициент динамической вязкости 2D: показатель двухмерности

    m: Пористость

    k: Коэффициент проницаемости

    c: Коэффициент сжимаемости породы


     

    image


     

    Издание официальное

    h: Эффективная толщина пласта


     

    К

     

    фаз

    : Коэффициент относительной фазовой проницаемости

    капил: Капиллярное давление

    : Коэффициент макрошероховатости


     

  3. Основные положения

    1. Концепция создания постоянно действующих моделей скважин

      Концепция создания модели заключается в разделении процесса на пять этапов. На первом этапе производится анализ конструкции скважин, геологического строе-

      ния продуктивных отложений и окружающих вышезалегающих пород и схемы их вскрытия в ближайшей окрестности центральной скважины, анализ результатов эксплуатации и газо- гидродинамических исследований, лабораторных исследований пластового флюида и плас- та-коллектора. На основании этого формируется блок геолого-геофизической информации.

      На втором этапе выбираются параметры сеточной модели (количество узловых точек по трем координатам, расстояния между ними, границы пласта).

      На третьем этапе создается трехмерная сеточная геологическая модель. В первом при- ближении распределение начальных параметров пласта производится в автоматизирован- ном режиме.

      На четвертом этапе производится создание блока термодинамических свойств плас- тового флюида на основе результатов лабораторных исследований или результатов, получен- ных расчетными методами.

      На указанных четырех этапах формируется начальная информационная база модели. На пятом этапе осуществляется адаптация модели путем воспроизведения исследова-

      ний и истории эксплуатации скважин, т.е. создание действующей гидродинамической моде- ли системы “пласт–скважина”. Для этого предварительно формируются блок промысловой информации по истории эксплуатации и исследованиям скважин и блок управления рабо- той скважин, которые, в свою очередь, являются структурной единицей информационной базы.

    2. Структура информационной базы постоянно действующей модели скважины

На всех этапах создания постоянно действующей модели осуществляется формирова- ние информационной базы, которая подразделяется на следующие основные группы:

  1. Блок геолого-геофизической и промысловой информации (первый этап создания ПДМС).

  2. Сеточная модель (второй и третий этапы создания ПДМС).

  3. Блок информации о лабораторных исследованиях пластовых флюидов и пористых сред (четвертый этап создания ПДМС)

  4. Блок промысловой информации по истории эксплуатации и исследованиям сква- жин (пятый этап создания ПДМС).

  5. Блок управления работой скважин (пятый этап создания ПДМС).

      1. Блок геолого-геофизической и промысловой информации

        В блок геолого-геофизической информации заносятся следующие данные:

        1. Количество скважин и их номера, тип скважины (добывающая или нагнетательная).

        2. Конструкция скважин (конфигурация скважин, геометрические характеристики эк- сплуатационных колонн и лифтовых труб, глубины искусственных забоев, интервалов пер- форации, гидравлических характеристик эксплуатационных колонн, забойного оборудова- ния, лифтовых труб, сужающих устройств на устьевом оборудовании или шлейфах и интер- валов перфорации или притока).

        3. Размеры пласта (радиус дренирования или условный контур питания).

        4. Количество продуктивных пластов, пропластков.

        5. Пористость каждого пропластка.

        6. Коэффициенты абсолютной горизонтальной и вертикальной проницаемостей.

        7. Эффективные толщины пропластков и эффективные толщины в зонах флюидо- контактов.

        8. Данные по глубинам залегания пластов, пропластков (по кровле, подошве или сере- дине пропластков) и положении контактов флюидоразделов.

        9. Начальные пластовые давления.

        10. Начальная насыщенность порового пространства водой.

        11. Начальная насыщенность порового пространства газом или массовая доля газовых

          компонентов (С -С ) и кислых газов H S и CO

          в пластовой смеси.

          1 4 2 2

        12. Остаточная конденсатонасыщенность порового пространства.

        13. Данные о температурных полях по площади.

        14. Характеристики тектонических нарушений, трещин.

        15. Данные по глинистым прослоям, выклинивании пластов.

        16. Параметры устойчивости продуктивного пласта.

        17. Тепловые свойства флюидов и пород.

      2. Определение параметров сетки и построение сеточной модели

        Месторождения природных углеводородов, как правило, имеют многопластовый харак- тер с зональной и слоистой неоднородностью продуктивных коллекторов. Поэтому для созда- ния постоянно действующих моделей скважин предпочтительной является трехмерная модель.

        Формирование сеточной геолого-математической модели начинается на втором эта- пе создания ПДМС после анализа конструкции скважин, геологического строения продук- тивных отложений, схемы их вскрытия в ближайшей окрестности центральной скважины и анализа результатов эксплуатации и газогидродинамических исследований.

        По первым четырем пунктам геолого-геофизической информационной базы опреде- ляются следующие параметры сеточной модели:

        1. Геометрические характеристики ствола скважин в сеточном виде (количество, ко- ординаты узловых точек и характеристики связи между узлами, глубина, радиус скважины).

        2. Структурно-геометрические параметры пластов в сеточном виде (число узлов или ячеек, координаты узлов и размеры ячеек по всем пространственным осям).

        3. Координаты структурно-стратиграфических особенностей строения пластов на сетке (разломов, непроницаемых экранов, контактов “газ–вода”, “газ–конденсат”, “конденсат– вода”, зоны проявления скин-фактора).

        4. Координаты соседних скважин.

        На третьем этапе создания ПДМС, после определения параметров сетки, пункты 5-9 из данных базы геолого-геофизической информации трансформируются в сеточную геоло- го-математическую модель скважины в виде трехмерных сеточных полей структурных, ем- костных, коллекторских свойств пласта, полей начальных пластовых давлений и насыщен- ностей. Для этого каждой ячейке сетки присваиваются значения параметров пласта:

        • коэффициента открытой пористости;

        • коэффициента абсолютной проницаемости (между узлами сетки по пространствен- ным координатам);

        • эффективной толщины;

        • глубины залегания;

        • пластового давления;

        • коэффициентов газонасыщенности (массовой доли газовых компонентов), водона- сыщенности, конденсатонасыщенности.

          При определении размеров сетки продуктивного пласта и построении сеточных по- лей параметров пласта следует руководствоваться следующими принципами:

          1. Оптимальные размеры сетки следует выбирать с учетом радиуса зоны дренирования центральной скважины, слоистости, наличия соседних скважин и допустимых затрат ма- шинного времени.

          2. Необходимо обеспечить учет всех крупномасштабных деталей строения пласта в пределах рассматриваемой зоны (тектонические нарушения, слоистость, выклинивания).

          3. Для обеспечения точности расчетов рекомендуется максимально детализировать призабойную зону моделируемого пласта. Для этого рекомендуется использовать неравно- мерную сетку. Размер призабойной зоны оценивается по результатам анализа кривых восста- новления или кривых падения давления (КВД, КПД).

      3. Блок информации о лабораторных исследованиях пластовых флюидов и порис- тых сред

        Блок формируется на четвертом этапе создания ПДМС и состоит из файлов, в кото- рые в табличном виде заносится следующая информация, полученная по результатам лабо- раторных исследований пластовых флюидов и пористых сред:

        • зависимость изменения компонентного состава газа или массовой доли газовых ком-

          понентов (С -С ) в пластовой смеси от давления;

          1 4

        • зависимость изменения газоконденсатной характеристики или массовой доли жид-

          5+

           

          ких углеводородов (С

          ) в газовой фазе от пластового давления;

        • зависимость изменения газового фактора или массовой доли газовых компонентов (С -С ) в жидкой фазе от пластового давления;

          1 4

        • давление начала и максимальной конденсации;

        • минерализация пластовой воды;

        • растворимость газа в воде;

        • зависимость изменения плотностей фазовых составляющих пластового флюида от

          пластового давления;

        • зависимость изменения коэффициентов динамической вязкости фазовых составля- ющих пластового флюида от пластового давления;

        • относительные фазовые проницаемости: по воде в СКВ (зависит от водонасыщенно- сти), по конденсату в СКВ (зависит от водонасыщенности), по конденсату в СКГ (зависит от газонасыщенности), по газу в СКГ (зависит от газонасыщенности);

        • данные по капиллярному давлению в СКВ, СКГ;

        • сжимаемость пористой среды.

      4. Блок промысловой информации по истории эксплуатации и исследованиям скважин


         

        В блок промысловой информации заносятся следующие данные:

        • временные параметры исследований;

        • динамика дебитов при исследованиях на стационарных режимах фильтрации и про- дуктивной характеристики скважины;

        • динамика накопленных отборов флюидов и коэффициенты эксплуатации скважины;

        • динамика забойных и статических давлений при исследованиях на стационарных и нестационарных режимах фильтрации;

        • результаты контрольных замеров параметров эксплуатационных режимов в хроно- логическом порядке (дебиты, забойные, устьевые и пластовые давления);

        • данные об интервалах притока (поглощения при закачке) и их изменении во времени;

        • данные о техническом состоянии скважин (состояние НКТ, эксплуатационной ко- лонны, цементных мостов, пакеров, качество цементажа и т.д.);

        • данные о ремонтных работах;

        • данные о работах по интенсификации притока и их результатах;

        • результаты гидродинамического моделирования.

          Первые четыре пункта используются для адаптации гидродинамической модели. По- этому эта часть информации адресуется в блок управления работой скважины.

      5. Блок управления работой скважин

В блок управления заносятся следующие данные по истории эксплуатации и исследо- ваниям скважин:

  • подробная хронология эксплуатации и исследований скважин;

  • ограничения на устьевые или забойные давления;

  • ограничения на дебиты скважин;

  • фактические дебиты скважин;

  • временные шаги расчета текущей информации.

    Созданная и садаптированная к фактическим данным ПДМС, т.е. 3D фильтраци- онная модель близлежащей зоны пласта и самой скважины составляет затем основу бло- ка управления дальнейшей работы скважины, а также обоснования соответствую- щих ГТМ.


     

      1. Требования к первичной геолого-геофизической информации и проведению про- мысловых исследований на продуктивность

        Первичную геолого-геофизическую информацию получают по данным:

  • сейсморазведки (определение структурных особенностей строения пласта);

  • геофизических (каротажных) исследований;

  • лабораторных исследований кернового материала методами физики пласта и PVT исследований проб пластовых флюидов.

    Качество и объемы этих исследований должны обеспечить все данные, необходимые для создания информационной базы. Степень достоверности данных, получаемых при этих исследованиях, зависит от точности самих методов и объема охвата пласта. Объем части пла- ста, из которой отбирается керновый материал, подвергаемый лабораторным исследовани- ям, находится в диапазоне от 0,00004 до 0,00016 %, а по данным геофизических исследова- ний [1] от 0,022 до 0,088 %. Все данные имеют погрешность от 5 до 20 %.

    Наиболее точно определяются данные лабораторных керновых и PVT исследований, выполняемых при пластовых термобарических исследованиях с пластовыми флюидами. В то же время некоторые из этих данных охватывают очень небольшую часть продуктивного пласта, поэтому интегральная погрешность оценивается в 10-20 %.

    Требования к точности первичной геолого-геофизической информации приведены в таблице 1.


     

    Таблица 1 – Требования к точности первичной геолого-геофизической информации (РД - 153 - 39.0 - 047 - 00)


     

    image


     

    Итоговая интегральная погрешность входных данных составляет не менее 15-20 %, что определяет необходимость уточнения параметров пласта на фильтрационной модели скважины с использованием фактических результатов газогидродинамических исследований. При газодинамических исследованиях объем охвата пласта колеблется от 33 до 100 % и по- грешность данных, являющихся наиболее достоверными, оценивается в интервале 10-20 %. Поэтому к проведению газогидродинамических исследований предъявляются повышенные требования, основная задача которых с точки зрения создания постоянно действующих мо- делей заключается в регистрации изменения параметров работы скважины в зависимости от режимов эксплуатации во времени.

    Исследования должны проводиться в соответствии с [1] и [2], в которых определены их цели, задачи, этапность и технология. Оптимальный комплекс газогидродинамических исследований, необходимый для создания постоянно действующих моделей скважин, зак-

    лючается в проведении исследований на стационарных режимах (на продуктивность) и не- стационарных режимах фильтрации. Технология и объем исследований определяются в за- висимости от фильтрационных характеристик продуктивных пластов, дебита скважины, ха- рактера работы скважины. Газодинамические исследования газоконденсатных скважин це- лесообразно проводить совместно с газоконденсатными исследованиями для определения со- става и свойств пластового флюида в соответствии с требованиями [1] и геофизическими метода- ми (дебитометрией, термометрией, шумометрией для определения интервалов притока, а также оценки технического состояния скважины с помощью локатора муфт и термометрии).

    Перед исследованиями все скважины, вышедшие из бурения, капитального ремонта и после интенсификации притока, должны быть продуты до прекращения выноса продуктов, кольматирующих продуктивные пласты.

    Для низкопродуктивных скважин исследование следует проводить на эксплуатацион- ном режиме работы, наиболее полно соответствующем требованию стационарности, с пос- ледующей остановкой для регистрации КВД и замера пластового давления.

    Для скважин, работающих в пульсирующем режиме, исследования следует начинать с замера пластового давления с последующим пуском скважины в работу для записи кривой снижения давления и стабилизации дебита.

    Исследования средне- и высокопродуктивных скважин следует начинать на эксплуа- тационном режиме. Затем необходимо остановить скважину для регистрации КВД, записи пластового давления, после чего последовательно исследовать на нескольких стационарных режимах (от трех до пяти).

    Режимы следует считать стационарными и пластовые давления – восстановившими- ся, если изменения давлений на забое скважины в течение суток не превышают погрешность их измерения.

    Основное требование к проведению исследований на любых режимах фильтрации зак- лючается в точности, непрерывности и синхронности регистрации параметров работы сква- жины (забойных давлений, дебитов газа) во времени. Рекомендуется применение электрон- ных глубинных манометров и расходомеров. Допускается также использование механичес- ких расходомеров.


     

      1. Регламент контроля за технологическим режимом эксплуатации скважин

        Параметры технологического режима эксплуатации скважин являются одними из ос- новных параметров, необходимых для создания и адаптации ПДМС. Контроль за эксплуата- цией скважин осуществляется в соответствии с [3]. Технологические режимы эксплуатации

        скважин составляются ежеквартально на основании результатов текущей эксплуатации и дан- ных исследований скважин. Все показатели, а также любые изменения в режиме работы сква- жин должны регистрироваться и документироваться. При создании ПДМС контроль за техно- логическим режимом эксплуатации скважин необходим для получения следующих данных:

  • временных замеров дебитов газа, конденсата, воды;

  • временных замеров составов и свойств газа, конденсата и воды;

  • временных замеров устьевых, забойных и пластовых температур;

  • распределение давлений и температур по стволу скважины;

  • сведений о капитальных ремонтах скважин;

  • сведений о работах по интенсификации притока и их результатах;

  • причин изменения режимов эксплуатации.

    На газовых и газоконденсатных месторождениях, где имеются индивидуальные ли- нии подготовки газа, дебиты газа должны замеряться непрерывно расходомерами. Контроль за количеством воды и конденсата должен осуществляться счетчиком конденсатоотводчика по циклам срабатывания или другими приборами, сигнализирующими об изменении коли- чества жидкости.

    На газовых и газоконденсатных месторождениях, где имеются групповые газосбор- ные пункты, замеры дебитов газа, конденсата и воды по каждой скважине выполняются на отдельных замерных линиях. Учет и контроль за количеством воды и конденсата по каждой скважине группового пункта подготовки должен производиться с соответствующей записью в вахтенном журнале.

    Замерные линии также должны быть оборудованы сигнализаторами поступления твер- дых частиц, песка.

    При осуществлении комплексной автоматизации и телемеханизации пунктов подго- товки газа измерение дебитов газа, контроль за количеством конденсата и воды должны осу- ществляться в соответствии с установленными требованиями по автоматизации, телемеха- низации.

    На месторождениях, не имеющих индивидуальных линий подготовки газа, периодич- ность замеров дебита газа, конденсата, воды и давлений устанавливает геологическая служба дочернего общества (организации) ОАО “Газпром”.

    По эксплуатационным скважинам необходимо периодически отбирать и анализиро- вать пробы газа, конденсата и воды. Периодичность отборов и анализов определяется в про- ектах разработки в зависимости от конкретных геолого-эксплуатационных условий. При этом особое внимание необходимо уделять контролю за показателями коррозии скважинного обо-

    рудования, солеотложений и гидратообразования, заключающегося в контроле за темпера- турным режимом, давлением, а также составом продукции (особенно концентрации агрес- сивных компонентов, конденсата, влажности, количество пластовой воды и его солевого состава) на всем пути движения флюидов от забоя до выхода с промысла.

    Замеры устьевых и забойных давлений и температур должны осуществляться ежеквар- тально при проведении исследований и при любых изменениях технологического режима работы скважины, при этом одновременно должны замеряться дебиты газа.

    Периодичность измерений устьевых статических и пластовых давлений следует выби- рать с расчетом, чтобы между двумя измерениями падение давления превышало ошибку из- мерений за счет погрешности манометров не менее чем в два-три раза.

    На месторождениях с большим фондом скважин и длительным сроком восстановле- ния давления периодичность и порядок замеров устьевых статических и пластовых давлений устанавливается по согласованию с организацией, составившей проект разработки и осуще- ствляющей авторское сопровождение.

    Замеры устьевых статических и пластовых давлений следует также осуществлять при любых незапланированных остановках скважин.

    На каждую эксплуатационную скважину должно быть заведено “Дело скважины”, которое является ее основным документом. В нем должны храниться все документы, касаю- щиеся скважины, в том числе данные по добыче, исследованиям, интенсификациям прито- ка, капитальным ремонтам, изменениям технологических режимов эксплуатации и т.д. Фор- ма “Дело скважины” устанавливается газодобывающей организацией самостоятельно.


     

      1. Создание постоянно действующей фильтрационной модели


         

        1. Выбор модели

          Постоянно действующая фильтрационная модель скважины предназначена для уточ- нения геологического строения и гидродинамических параметров продуктивных отложе- ний в зоне дренирования центральной скважины с учетом влияния соседних скважин, про- гнозирования ее продуктивности, оценки необходимости интенсификации притока и выбо- ра метода воздействия на пласт с оценкой его эффективности. Для проведения фильтраци- онных расчетов следует использовать наиболее универсальные трехмерные трехфазные или многокомпонентные (композиционные) модели (изотермической или неизотермической) фильтрации, учитывающие:

  • нарушение закона Дарси;

  • недонасыщенность порового пространства какими-либо фазами;

  • взаиморастворимость углеводородных фаз;

  • гидродинамические процессы в стволе скважины;

  • технологические особенности проведения промысловых газогидродинамических исследований скважин, например изменение дебитов с помощью сужающих устройств.

    Кроме этого, в модели должны быть предусмотрены визуализация геологических и гидродинамических полей, корректировка исходных данных как в табличном, так и в графи- ческом виде (визуальное редактирование 2D и 3D полей).

        1. Адаптация модели

    Адаптация модели производится путем корректировки параметров ствола скважи- ны (гидравлические и геометрические характеристики) и пласта (проницаемости, эффек- тивные толщины, пористость, координаты тектонических нарушений, выклиниваний и границ раздела фаз). Корректировка производится до наилучшего совмещения давлений на забое и устье скважины с фактическими при воспроизведении как газогидродинамичес- ких исследований центральной скважины, так и истории эксплуатации всех скважин. При этом более предпочтительной является адаптация модели путем воспроизведения иссле- дований на нестационарных режимах фильтрации (КВД, КПД), так как на КВД и КПД отражаются все особенности геологического строения зоны дренирования скважины [2]. В этом случае адаптации подвергается и фонтанный подъемник, включая двухфазные те- чения “газ–вода”, “газ–конденсат”, а также система “газ–вода–конденсат”. При воспро- изведении длительной истории эксплуатации отборы из всех скважин сопоставимы с запа- сами рассматриваемой зоны. Поэтому ПДМС, включая 3D околоскважинную зону пласта и модель самой скважины, на этапе адаптации в качестве переменных во времени гранич- ных условий на внешней границе модели пласта использует данные из общей 3D газогидро- динамической модели всего месторождения. Аналогично ПДМС при обосновании ГТМ, технологических режимов ее будущей эксплуатации необходимые граничные условия за- имствует из общей 3D газогидродинамической модели месторождения.

    После адаптации модели производится прогнозное моделирование для принятия тех- нологических решений, способствующих наиболее эффективной эксплуатации скважины на ближайшую перспективу.

    При проведении гидродинамических расчетов исходные данные из информационной базы автоматически адресуются в фильтрационную модель. Работа скважин регулируется данными, находящимися в блоке управления.

      1. Представление результатов моделирования

        1. Результаты уточнения геологической модели

          Результаты уточнения геолого-математической модели скважины и пласта в зоне дре- нирования скважины являются входной информацией для газогидродинамического моде- лирования на последующих этапах эксплуатации скважины. В электронной форме в составе базы данных должны храниться:

          1. Геометрические и гидравлические характеристики ствола скважин и фонтанного подъемника.

          2. Флюидальные модели пластового газа и воды.

          3. Трехмерные сеточные поля:

  • коэффициентов открытой пористости;

  • коэффициентов абсолютной проницаемости;

  • эффективных толщин;

  • глубин залегания.

        1. Результаты фильтрационных расчетов

          Результаты фильтрационного моделирования в электронной форме хранятся в инфор- мационной базе данных на заданные моменты времени:

          1. Технологические показатели работы скважин:

  • дебиты газа, конденсата, воды (в целом по скважине и по пропласткам);

  • распределение давления по стволу скважины;

  • динамика устьевых пластовых и забойных давлений;

  • результаты моделирования газогидродинамических исследований скважин на про- дуктивность и КВД (КПД);

  • накопленная добыча газа, воды, конденсата.

    1. Трехмерные сеточные поля на заданные моменты времени:

  • давлений в пласте;

  • насыщенностей пласта (водой, газом, конденсатом).

    1. Обоснование технологических решений и рекомендаций по повышению эффек- тивности дальнейшей эксплуатации скважины (дополнительной перфорации, воздействие на призабойную зону различными методами, изменение отборов и т д.).

    Технологические показатели работы скважин также адресуются в блок информации по истории эксплуатации и исследованиям скважин. В этом блоке производятся:

  • сопоставление результатов моделирования с фактическими параметрами эксплуата- ции и исследования скважин;

  • обработка результатов исследований;

  • оценка адекватности результатов моделирования реальному процессу фильтрации.

        1. Выдача результатов

    При выдаче результатов следует обеспечивать визуализацию:

  • послойных и профильных геологических и гидродинамических полей;

  • анимационного просмотра динамики эксплуатации скважины. Выходную информацию следует представлять в следующем виде:

  • таблицы динамики фактических параметров скважины во время работы и при моде- лировании, таблица обработки фактической и смоделированной КВД (КПД), таблица ре- зультатов исследования на продуктивность в сопоставлении с результатами моделирования;

  • карты насыщенностей, пористости, абсолютных проницаемостей;

  • карта давлений;

  • графики изменения расчетных и фактических забойных давлений в процессе эксп- луатации скважины;

  • логарифмические и билогарифмичеcкие графики расчетных и фактических КВД (КПД);

  • расчетные и фактические индикаторные кривые;

  • табличные и графические приложения, обосновывающие технологические реше- ния и рекомендации на ближайшую перспективу (таблицы прогнозных показателей эксплу- атации скважины, графики изменения забойных давлений и продуктивности скважины, кар- ты насыщенностей, давлений).

БИБЛИОГРАФИЯ


 

  1. РД 153 - 39.0 - 109 - 01. Комплексирование и этапность выполнения геофизических, гидродинамических и геохимических исследований нефтяных и нефтегазовых месторожде- ний – Введ. 1.03.2002 г. – М.: М-во энергетики РФ, 2000. – 130 с.

  2. Руководство по исследованию скважин / А.И. Гриценко, З.С. Алиев, О.М. Ермилов и др. – М.: Недра, 1995. – 523 с.

  3. Правила разработки газовых и газоконденсатных месторождений. – М.: ОАО “Газ- пром”, 2000.


 

image


 

ОКС 75.020


 

Ключевые слова: методика, скважина, модель скважины, блок информации, динамика па- раметров, пласт, продуктивность, адаптация модели, сеточные поля


 

image


 

 


 


 

СТО Газпром РД 2.2-160-2005

 

Корректор В.М. Осканян

Компьютерная верстка А.И. Шалобановой


 

image


 

ИД № 01886. Подписано в печать 17.06.2005 г. Формат 60х84/8. Гарнитура “Ньютон”.

Усл. печ. л. 2,32. Уч.-изд. л. 2,0. Тираж 100 экз. Заказ 84.


 

image

ООО “ИРЦ Газпром” 117630, Москва, ул. Обручева, д. 27, корп. 2. Тел. (095) 719-64-75, факс (095) 411-58-30


 

16

 

Отпечатано в ЗАО “Издательский Дом Полиграфия”