|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Ï ð î ä î ë æ å í è å |
|
ò à á ë. |
5.5 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
|
|
|
|
|
СЕТКА |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
СЕТКА |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
СЕТКА |
|
|
|
|||||||
ГАЗОНАСЫЩЕННОСТИ |
|
НЕФТЕНАСЫЩЕННОСТИ |
ВОДОНАСЫЩЕННОСТИ |
||||||||||||||||||||||||||||||||
1 |
2 |
|
|
3 |
4 |
5 |
|
1 |
2 |
|
3 |
|
4 |
5 |
1 |
|
2 |
3 |
|
4 |
5 |
||||||||||||||
|
|
ÑËÎÉ Ê 7 |
|
|
|
|
ÑËÎÉ Ê 7 |
|
|
|
|
|
ÑËÎÉ Ê 7 |
|
|
||||||||||||||||||||
0.245 |
0.158 |
0.157 |
0.155 |
0.150 |
0.00 |
0.00 |
|
0.00 |
|
0.00 |
0.00 |
0.75 |
0.84 |
0.84 |
|
0.84 |
0.85 |
||||||||||||||||||
0.245 |
0.158 |
0.157 |
0.155 |
0.150 |
0.00 |
0.00 |
|
0.00 |
|
0.00 |
0.00 |
0.75 |
0.84 |
0.84 |
|
0.84 |
0.85 |
||||||||||||||||||
0.245 |
0.158 |
0.157 |
0.155 |
0.150 |
0.00 |
0.00 |
|
0.00 |
|
0.00 |
0.00 |
0.75 |
0.84 |
0.84 |
|
0.84 |
0.85 |
||||||||||||||||||
0.245 |
0.158 |
0.157 |
0.155 |
0.150 |
0.00 |
0.00 |
|
0.00 |
|
0.00 |
0.00 |
0.75 |
0.84 |
0.84 |
|
0.84 |
0.85 |
||||||||||||||||||
0.245 |
0.158 |
0.157 |
0.155 |
0.150 |
0.00 |
0.00 |
|
0.00 |
|
0.00 |
0.00 |
0.75 |
0.84 |
0.84 |
|
0.84 |
0.85 |
||||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ЗАБОЙНОЕ ДАВЛЕНИЕ, АТ |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
42.85 |
42.91 |
42.98 |
43.03 0.00 0.00 0.00 0.00 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
НОМЕР |
|
|
ÔÀÇÀ |
|
|
QG–ÄÅÁ. ÃÀÇÀ, |
|
QN–ДЕБ. НЕФТИ, |
|
|
QV–ÄÅÁ. ÂÎÄÛ, |
|
|
|
SG–ÍÀÊ. ÃÀÇ, |
|||||||||||||||||||
|
ÏÐÎ- |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||||||||||||||||
|
ПЛАСТ- |
ЗАДАН. |
|
|
|
òûñ./ñóò |
|
|
|
|
ò/ñóò |
|
|
ì3/ñóò |
|
|
|
ìëí ì3 |
|||||||||||||||||
|
ÊÀ |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
СКВАЖИНА НОМЕР 11 КООРДИНАТЫ Х =1, У = 1 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||||||||||
|
1 |
|
|
|
ÃÀÇ |
|
|
|
0.3081Å+02 |
|
|
|
0.0000Å+00 |
|
0.0000Å+00 |
|
|
|
0.1747Å+03 |
||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||||||||||||||||
|
2 |
|
|
|
ÃÀÇ |
|
|
|
0.9292Å–01 |
|
|
|
0.0000Å+00 |
|
0.0000Å+00 |
|
|
|
0.5286Å+00 |
||||||||||||||||
|
3 |
|
|
|
ÃÀÇ |
|
|
|
0.2159Å+02 |
|
|
|
0.0000Å+00 |
|
0.0000Å+00 |
|
|
|
0.1269Å+03 |
||||||||||||||||
|
4 |
|
|
|
ÃÀÇ |
|
|
|
0.4314Å+02 |
|
|
|
0.0000Å+00 |
|
0.0000Å+00 |
|
|
|
0.2532Å+03 |
||||||||||||||||
|
5 |
|
|
|
– |
|
|
|
0.0000Å+00 |
|
|
|
0.0000Å+00 |
|
0.0000Å+00 |
|
|
|
0.0000Å+00 |
||||||||||||||||
|
6 |
|
|
|
– |
|
|
|
0.0000Å+00 |
|
|
|
0.0000Å+00 |
|
0.0000Å+00 |
|
|
|
0.0000Å+00 |
||||||||||||||||
|
7 |
|
|
|
– |
|
|
|
0.0000Å+00 |
|
|
|
0.0000Å+00 |
|
0.0000Å+00 |
|
|
|
0.0000Å+00 |
||||||||||||||||
|
|
ИТОГО: |
|
|
|
0.9564Å+02 |
|
|
|
0.0000Å+00 |
|
0.0000Å+00 |
|
|
|
0.5553Å+03 |
|||||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Ï ð î ä î ë æ å í è å |
|
ò à á ë. |
5.5 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||
|
НОМЕР |
|
|
ÔÀÇÀ |
|
|
SN–НАК. НЕФТЬ, |
SV–ÍÀÊ. ÂÎÄÀ, |
|
|
|
|
|
НАСЫЩЕННОСТИ |
|||||||||||||||||||||
|
ÏÐÎ- |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||||||
|
|
|
ÇÀ- |
|
|
|
|
pã, ÀÒÀ |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||||
|
ПЛАСТ- |
|
|
|
|
|
òûñ. òîíí |
|
|
|
|
òûñ. ì |
3 |
|
|
|
|
Sã |
|
|
|
Sí |
|
|
Sâ |
||||||||||
|
|
|
ÄÀÍ. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||
|
ÊÀ |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
СКВАЖИНА НОМЕР 11 КООРДИНАТЫ Х = 1, У = 1 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
|
1 |
|
|
|
ÃÀÇ |
|
|
|
0.0000Å+00 |
|
|
|
0.0000Å+00 |
|
44.38 |
|
|
0.799 |
|
0.000 |
|
|
0.201 |
||||||||||||
|
2 |
|
|
|
ÃÀÇ |
|
|
|
0.0000Å+00 |
|
|
|
0.0000Å+00 |
|
45.31 |
|
|
0.799 |
|
0.000 |
|
|
0.201 |
||||||||||||
|
3 |
|
|
|
ÃÀÇ |
|
|
|
0.0000Å+00 |
|
|
|
0.0000Å+00 |
|
45.19 |
|
|
0.799 |
|
0.000 |
|
|
0.201 |
||||||||||||
|
4 |
|
|
|
ÃÀÇ |
|
|
|
0.0000Å+00 |
|
|
|
0.0000Å+00 |
|
45.23 |
|
|
0.799 |
|
0.000 |
|
|
0.201 |
||||||||||||
|
5 |
|
|
|
– |
|
|
|
0.0000Å+00 |
|
|
|
0.0000Å+00 |
|
54.42 |
|
|
0.799 |
|
0.000 |
|
|
0.201 |
||||||||||||
|
6 |
|
|
|
– |
|
|
|
0.0000Å+00 |
|
|
|
0.0000Å+00 |
|
55.58 |
|
|
0.298 |
|
0.000 |
|
|
0.702 |
||||||||||||
|
7 |
|
|
|
– |
|
|
|
0.0000Å+00 |
|
|
|
0.0000Å+00 |
|
59.86 |
|
|
0.245 |
|
0.000 |
|
|
0.755 |
||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||
|
|
ИТОГО: |
|
|
|
0.0000Å+00 |
|
|
|
0.0000Å+00 |
|
ПО СКВАЖИНЕ 11 |
|
|
|
1 |
|||||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ТЕКУЩИЕ |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
ПОКАЗАТЕЛИ |
|
|
ЗАПАСЫ |
|
|
|
ДОБЫЧА С1 + Ñ2 |
|
|
ЗАКАЧКА |
|||||||||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Ñ1/Ñ2 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
Ãàç, ìëí ì3 |
|
|
|
|
|
|
243.249/0.000 |
|
555.301 |
|
0.000 |
|
|
555.301 |
|
0.000 |
||||||||||||||||||
|
Нефть, тыс. т |
|
|
|
|
|
0.000/0.000 |
|
|
0.000 |
|
0.000 |
|
|
0.000 |
|
|
|
– |
||||||||||||||||
|
Конденсат, тыс. т |
|
|
|
|
|
0.000/0.000 |
|
|
0.000 |
|
0.000 |
|
|
0.000 |
|
|
|
– |
||||||||||||||||
|
Газ в нефти, млн м3 |
|
|
|
|
|
0.000/0.000 |
|
|
0.000 |
|
0.000 |
|
|
0.000 |
|
|
|
– |
||||||||||||||||
|
Вода с газом, тыс. м3 |
|
|
|
|
– |
|
|
|
0.000 |
|
0.000 |
|
|
0.000 |
|
|
|
– |
||||||||||||||||
|
Вода с нефтью, тыс. м3 |
|
|
|
– |
|
|
|
0.000 |
|
0.000 |
|
|
0.000 |
|
|
|
– |
|||||||||||||||||
|
Âîäà, òûñ. ì3 |
|
|
|
|
|
|
– |
|
|
|
0.000 |
|
0.000 |
|
|
0.000 |
|
0.000 |
||||||||||||||||
|
|
|
|
|
СРЕДНЕВЗВЕШЕННОЕ ДАВЛЕНИЕ В ГАЗОВОЙ ЗОНЕ 48.768 АТ |
|
|
|
|
||||||||||||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
В НЕФТЯНОЙ ЗОНЕ 0.000 АТ |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Количество вторгшейся воды, тыс. м3 = 383.829 |
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||||||||||
|
|
ПОКАЗАТЕЛИ |
|
|
|
ÃÀÇ |
|
|
|
|
|
НЕФТЬ |
|
|
|
|
ÂÎÄÀ |
|
|||||||||||||||||
|
Текущие запасы |
|
|
|
|
|
339.2282 ìëí ì3 |
|
0.0026 òûñ. ò |
|
|
|
9461.9326 òûñ. ì3 |
||||||||||||||||||||||
|
Отобранные запасы |
|
|
|
|
|
555.3007 ìëí ì3 |
|
0.0000 òûñ. ò |
|
|
|
0.0000 òûñ. ì3 |
||||||||||||||||||||||
|
Доля отобранных запасов |
|
0.62103 |
|
|
|
|
0.00000 |
|
|
|
|
0.00000 |
|
|||||||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
463 |
|
|
|
|
Ï ð î ä î ë æ å í è å |
ò à á ë. |
5.5 |
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
ПОКАЗАТЕЛИ |
|
|
ÃÀÇ |
|
|
|
НЕФТЬ |
|
ÂÎÄÀ |
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||
Небаланс (доли ед.) |
|
–0.662045Å–03 |
|
|
0.000000Å+00 |
|
0.000000Å+00 |
||||||
Накопленный отбор из зоны |
|
555.3007 ìëí ì3 |
|
|
0.0000 òûñ. ò |
|
0.0000 òûñ. ì3 |
||||||
Доля отбора из зоны |
|
|
0.70317 |
|
|
|
0.00000 |
|
0.00000 |
|
|||
|
|
ТЕКУЩИЕ ЗАПАСЫ МОДЕЛИ ПО ЗОНАМ |
|
|
|
||||||||
Ãàç |
|
|
|
245.8968 ìëí ì3 |
|
|
0.0000 ìëí êóá ì |
|
93.3315 ìëí ì3 |
||||
|
|
|
|
|
|||||||||
Нефть |
|
|
|
0.0011 òûñ. ò |
|
|
0.0000 òûñ. ò |
|
0.0015 òûñ. ò |
||||
Âîäà |
|
|
|
2518.3486 òûñ. ì3 |
|
|
0.0000 òûñ. ì3 |
|
6943.5830 òûñ. ì3 |
||||
|
РАЗНОСТЬ МЕЖДУ НАЧАЛЬНЫМИ И ТЕКУЩИМИ ЗАПАСАМИ ПО ЗОНАМ |
|
|||||||||||
Ãàç |
|
|
|
543.8085 ìëí ì3 |
|
|
0.0000 ìëí êóá ì |
|
11.1246 ìëí ì3 |
||||
|
|
|
|
|
|||||||||
Нефть |
|
|
|
–0.0011 òûñ. ò |
|
|
0.0000 òûñ. ò |
|
–0.0014 òûñ. ò |
||||
Âîäà |
|
|
|
–1034.7439 òûñ. ì3 |
|
|
0.0000 òûñ. ì3 |
|
656.2793 òûñ. ì3 |
||||
|
|
ПЕЧАТЬ РЕЗУЛЬТАТОВ РАСЧЕТОВ |
|
|
|
||||||||
Номер временного слоя 267 |
Время моделирования 7300.00 сут |
Шаг по времени 23.283 сут |
|||||||||||
|
Год с начала разработки 20.00 |
Вариант номер – > V01í < – (с записью таблицы) |
|
||||||||||
|
СЕТКА ДАВЛЕНИЙ (ГАЗ), АТ |
СЕТКА РАЗНОСТИ ДАВЛЕНИЙ |
|
||||||||||
1 |
2 |
3 |
|
4 |
5 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
|||
|
|
ÑËÎÉ Ê 1 |
|
|
|
|
|
|
|
ÑËÎÉ Ê 1 |
|
||
12.8 |
13.0 |
13.2 |
|
13.3 |
13.4 |
99.2 |
99.0 |
98.8 |
98.8 |
98.8 |
|||
13.0 |
13.1 |
13.2 |
|
13.3 |
13.4 |
99.0 |
98.9 |
98.8 |
98.8 |
98.8 |
|||
13.2 |
13.2 |
13.3 |
|
13.3 |
13.4 |
98.8 |
98.8 |
98.8 |
98.8 |
98.8 |
|||
13.3 |
13.3 |
13.3 |
|
13.4 |
13.4 |
98.7 |
98.7 |
98.7 |
98.8 |
98.8 |
|||
13.4 |
13.4 |
13.4 |
|
13.4 |
13.4 |
98.6 |
98.7 |
98.7 |
98.7 |
98.8 |
|||
|
|
ÑËÎÉ Ê 2 |
|
|
|
|
|
|
|
ÑËÎÉ Ê 2 |
|
||
13.6 |
14.0 |
14.3 |
|
14.4 |
14.5 |
98.5 |
98.2 |
97.9 |
97.8 |
97.8 |
|||
14.0 |
14.1 |
14.3 |
|
14.4 |
14.5 |
98.1 |
98.0 |
97.9 |
97.8 |
97.8 |
|||
14.3 |
14.3 |
14.3 |
|
14.4 |
14.5 |
97.9 |
97.9 |
97.8 |
97.8 |
97.8 |
|||
14.4 |
14.4 |
14.4 |
|
14.5 |
14.5 |
97.7 |
97.7 |
97.7 |
97.8 |
97.8 |
|||
14.5 |
14.5 |
14.5 |
|
14.5 |
14.5 |
97.6 |
97.7 |
97.7 |
97.7 |
97.8 |
|||
|
|
ÑËÎÉ Ê 3 |
|
|
|
|
|
|
|
ÑËÎÉ Ê 3 |
|
||
13.6 |
14.0 |
14.3 |
|
14.4 |
14.5 |
98.6 |
98.3 |
98.0 |
97.9 |
97.9 |
|||
13.9 |
14.0 |
14.3 |
|
14.4 |
14.5 |
98.2 |
98.2 |
98.0 |
97.9 |
97.9 |
|||
14.2 |
14.2 |
14.3 |
|
14.4 |
14.5 |
98.0 |
98.0 |
98.0 |
97.9 |
97.9 |
|||
14.4 |
14.4 |
14.4 |
|
14.5 |
14.5 |
97.8 |
97.8 |
97.8 |
97.9 |
97.9 |
|||
14.5 |
14.5 |
14.5 |
|
14.5 |
14.6 |
97.7 |
97.8 |
97.8 |
97.8 |
97.9 |
|||
|
|
ÑËÎÉ Ê 4 |
|
|
|
|
|
|
|
ÑËÎÉ Ê 4 |
|
||
13.6 |
14.0 |
14.3 |
|
14.4 |
14.5 |
98.7 |
98.4 |
98.1 |
98.0 |
98.0 |
|||
13.9 |
14.0 |
14.3 |
|
14.4 |
14.5 |
98.4 |
98.3 |
98.1 |
98.0 |
98.0 |
|||
14.2 |
14.2 |
14.3 |
|
14.4 |
14.5 |
98.1 |
98.1 |
98.1 |
98.0 |
98.0 |
|||
14.4 |
14.4 |
14.4 |
|
14.5 |
14.5 |
97.9 |
97.9 |
97.9 |
98.0 |
98.0 |
|||
14.5 |
14.5 |
14.5 |
|
14.5 |
14.6 |
97.8 |
97.8 |
97.9 |
97.9 |
98.0 |
|||
|
|
ÑËÎÉ Ê 5 |
|
|
|
|
|
|
|
ÑËÎÉ Ê 5 |
|
||
41.7 |
41.9 |
42.3 |
|
43.0 |
43.9 |
70.8 |
70.5 |
70.2 |
69.6 |
68.7 |
|||
41.7 |
41.9 |
42.3 |
|
43.0 |
43.9 |
70.8 |
70.5 |
70.2 |
69.6 |
68.7 |
|||
41.7 |
41.9 |
42.3 |
|
43.0 |
43.9 |
70.8 |
70.5 |
70.2 |
69.6 |
68.7 |
|||
41.7 |
41.9 |
42.3 |
|
43.0 |
43.9 |
70.8 |
70.5 |
70.2 |
69.6 |
68.7 |
|||
41.7 |
41.9 |
42.3 |
|
43.0 |
43.9 |
70.8 |
70.5 |
70.2 |
69.6 |
68.7 |
|||
|
|
ÑËÎÉ Ê 6 |
|
|
|
|
|
|
|
ÑËÎÉ Ê 6 |
|
||
43.1 |
43.2 |
43.5 |
|
44.2 |
45.2 |
69.5 |
69.4 |
69.1 |
68.4 |
68.1 |
|||
43.1 |
43.2 |
43.5 |
|
44.2 |
45.2 |
69.5 |
69.4 |
69.1 |
68.4 |
68.1 |
|||
43.1 |
43.2 |
43.5 |
|
44.2 |
45.2 |
69.5 |
69.4 |
69.1 |
68.4 |
68.1 |
|||
43.1 |
43.2 |
43.5 |
|
44.2 |
45.2 |
69.5 |
69.4 |
69.1 |
68.4 |
68.1 |
|||
43.1 |
43.2 |
43.5 |
|
44.2 |
45.2 |
69.5 |
69.4 |
69.1 |
68.4 |
68.1 |
|||
|
|
ÑËÎÉ Ê 7 |
|
|
|
|
|
|
|
ÑËÎÉ Ê 7 |
|
||
47.2 |
47.3 |
47.7 |
|
48.4 |
49.4 |
68.0 |
68.0 |
68.0 |
68.0 |
67.9 |
|||
47.2 |
47.3 |
47.7 |
|
48.4 |
49.4 |
68.0 |
68.0 |
68.0 |
68.0 |
67.9 |
|||
47.2 |
47.3 |
47.7 |
|
48.4 |
49.4 |
68.0 |
68.0 |
68.0 |
68.0 |
67.9 |
|||
47.2 |
47.3 |
47.7 |
|
48.4 |
49.4 |
68.0 |
68.0 |
68.0 |
68.0 |
67.9 |
|||
47.2 |
47.3 |
47.7 |
|
48.4 |
49.4 |
68.0 |
68.0 |
68.0 |
68.0 |
67.9 |
|||
464
|
|
|
|
|
|
Ï ð î ä î ë æ å í è å |
ò à á ë. |
5.5 |
|
|
|
|
|
|
|
||||||
|
|
СЕТКА |
|
|
|
|
|
СЕТКА |
|
|
|
|
|
СЕТКА |
|
||||||
ГАЗОНАСЫЩЕННОСТИ |
НЕФТЕНАСЫЩЕННОСТИ |
|
ВОДОНАСЫЩЕННОСТИ |
||||||||||||||||||
1 |
2 |
3 |
4 |
|
5 |
1 |
2 |
3 |
4 |
|
5 |
|
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
|||
|
ÑËÎÉ Ê 1 |
|
|
|
ÑËÎÉ Ê 1 |
|
|
|
|
|
ÑËÎÉ Ê 1 |
|
|||||||||
0.798 |
0.798 |
0.798 |
0.798 |
0.798 |
0.00 |
0.00 |
0.00 |
0.00 |
0.00 |
|
0.20 |
0.20 |
0.20 |
0.20 |
0.20 |
||||||
0.798 |
0.798 |
0.798 |
0.798 |
0.798 |
0.00 |
0.00 |
0.00 |
0.00 |
0.00 |
|
0.20 |
0.20 |
0.20 |
0.20 |
0.20 |
||||||
0.798 |
0.798 |
0.798 |
0.798 |
0.798 |
0.00 |
0.00 |
0.00 |
0.00 |
0.00 |
|
0.20 |
0.20 |
0.20 |
0.20 |
0.20 |
||||||
0.798 |
0.798 |
0.798 |
0.798 |
0.798 |
0.00 |
0.00 |
0.00 |
0.00 |
0.00 |
|
0.20 |
0.20 |
0.20 |
0.20 |
0.20 |
||||||
0.798 |
0.798 |
0.798 |
0.798 |
0.798 |
0.00 |
0.00 |
0.00 |
0.00 |
0.00 |
|
0.20 |
0.20 |
0.20 |
0.20 |
0.20 |
||||||
|
ÑËÎÉ Ê 2 |
|
|
|
ÑËÎÉ Ê 2 |
|
|
|
|
|
ÑËÎÉ Ê 2 |
|
|||||||||
0.798 |
0.798 |
0.798 |
0.798 |
0.798 |
0.00 |
0.00 |
0.00 |
0.00 |
0.00 |
|
0.20 |
0.20 |
0.20 |
0.20 |
0.20 |
||||||
0.798 |
0.798 |
0.798 |
0.798 |
0.798 |
0.00 |
0.00 |
0.00 |
0.00 |
0.00 |
|
0.20 |
0.20 |
0.20 |
0.20 |
0.20 |
||||||
0.798 |
0.798 |
0.798 |
0.798 |
0.798 |
0.00 |
0.00 |
0.00 |
0.00 |
0.00 |
|
0.20 |
0.20 |
0.20 |
0.20 |
0.20 |
||||||
0.798 |
0.798 |
0.798 |
0.798 |
0.798 |
0.00 |
0.00 |
0.00 |
0.00 |
0.00 |
|
0.20 |
0.20 |
0.20 |
0.20 |
0.20 |
||||||
0.798 |
0.798 |
0.798 |
0.798 |
0.798 |
0.00 |
0.00 |
0.00 |
0.00 |
0.00 |
|
0.20 |
0.20 |
0.20 |
0.20 |
0.20 |
||||||
|
ÑËÎÉ Ê 3 |
|
|
|
ÑËÎÉ Ê 3 |
|
|
|
|
|
ÑËÎÉ Ê 3 |
|
|||||||||
0.798 |
0.798 |
0.798 |
0.798 |
0.798 |
0.00 |
0.00 |
0.00 |
0.00 |
0.00 |
|
0.20 |
0.20 |
0.20 |
0.20 |
0.20 |
||||||
0.798 |
0.798 |
0.798 |
0.798 |
0.798 |
0.00 |
0.00 |
0.00 |
0.00 |
0.00 |
|
0.20 |
0.20 |
0.20 |
0.20 |
0.20 |
||||||
0.798 |
0.798 |
0.798 |
0.798 |
0.798 |
0.00 |
0.00 |
0.00 |
0.00 |
0.00 |
|
0.20 |
0.20 |
0.20 |
0.20 |
0.20 |
||||||
0.798 |
0.798 |
0.798 |
0.798 |
0.798 |
0.00 |
0.00 |
0.00 |
0.00 |
0.00 |
|
0.20 |
0.20 |
0.20 |
0.20 |
0.20 |
||||||
0.798 |
0.798 |
0.798 |
0.798 |
0.798 |
0.00 |
0.00 |
0.00 |
0.00 |
0.00 |
|
0.20 |
0.20 |
0.20 |
0.20 |
0.20 |
||||||
|
ÑËÎÉ Ê 4 |
|
|
|
ÑËÎÉ Ê 4 |
|
|
|
|
|
ÑËÎÉ Ê 4 |
|
|||||||||
0.632 |
0.579 |
0.530 |
0.505 |
0.410 |
0.00 |
0.00 |
0.00 |
0.00 |
0.00 |
|
0.37 |
0.42 |
0.47 |
0.49 |
0.59 |
||||||
0.798 |
0.585 |
0.534 |
0.506 |
0.410 |
0.00 |
0.00 |
0.00 |
0.00 |
0.00 |
|
0.20 |
0.42 |
0.47 |
0.49 |
0.59 |
||||||
0.798 |
0.604 |
0.544 |
0.508 |
0.411 |
0.00 |
0.00 |
0.00 |
0.00 |
0.00 |
|
0.20 |
0.40 |
0.46 |
0.49 |
0.59 |
||||||
0.798 |
0.607 |
0.549 |
0.511 |
0.414 |
0.00 |
0.00 |
0.00 |
0.00 |
0.00 |
|
0.20 |
0.39 |
0.45 |
0.49 |
0.59 |
||||||
0.798 |
0.607 |
0.550 |
0.513 |
0.415 |
0.00 |
0.00 |
0.00 |
0.00 |
0.00 |
|
0.20 |
0.39 |
0.45 |
0.49 |
0.59 |
||||||
|
ÑËÎÉ Ê 5 |
|
|
|
ÑËÎÉ Ê 5 |
|
|
|
|
|
ÑËÎÉ Ê 5 |
|
|||||||||
0.585 |
0.250 |
0.243 |
0.238 |
0.224 |
0.00 |
0.00 |
0.00 |
0.00 |
0.00 |
|
0.41 |
0.75 |
0.76 |
0.76 |
0.78 |
||||||
0.594 |
0.250 |
0.243 |
0.238 |
0.224 |
0.00 |
0.00 |
0.00 |
0.00 |
0.00 |
|
0.41 |
0.75 |
0.76 |
0.76 |
0.78 |
||||||
0.595 |
0.251 |
0.243 |
0.238 |
0.224 |
0.00 |
0.00 |
0.00 |
0.00 |
0.00 |
|
0.40 |
0.75 |
0.76 |
0.76 |
0.78 |
||||||
0.594 |
0.253 |
0.244 |
0.238 |
0.224 |
0.00 |
0.00 |
0.00 |
0.00 |
0.00 |
|
0.41 |
0.75 |
0.76 |
0.76 |
0.78 |
||||||
0.597 |
0.251 |
0.244 |
0.238 |
0.224 |
0.00 |
0.00 |
0.00 |
0.00 |
0.00 |
|
0.40 |
0.75 |
0.76 |
0.76 |
0.78 |
||||||
|
ÑËÎÉ Ê 6 |
|
|
|
ÑËÎÉ Ê 6 |
|
|
|
|
|
ÑËÎÉ Ê 6 |
|
|||||||||
0.248 |
0.160 |
0.159 |
0.156 |
0.149 |
0.00 |
0.00 |
0.00 |
0.00 |
0.00 |
|
0.75 |
0.84 |
0.84 |
0.84 |
0.85 |
||||||
0.248 |
0.160 |
0.159 |
0.156 |
0.149 |
0.00 |
0.00 |
0.00 |
0.00 |
0.00 |
|
0.75 |
0.84 |
0.84 |
0.84 |
0.85 |
||||||
0.248 |
0.160 |
0.159 |
0.156 |
0.149 |
0.00 |
0.00 |
0.00 |
0.00 |
0.00 |
|
0.75 |
0.84 |
0.84 |
0.84 |
0.85 |
||||||
0.248 |
0.160 |
0.159 |
0.156 |
0.149 |
0.00 |
0.00 |
0.00 |
0.00 |
0.00 |
|
0.75 |
0.84 |
0.84 |
0.84 |
0.85 |
||||||
0.248 |
0.160 |
0.159 |
0.156 |
0.149 |
0.00 |
0.00 |
0.00 |
0.00 |
0.00 |
|
0.75 |
0.84 |
0.84 |
0.84 |
0.85 |
||||||
|
ÑËÎÉ Ê 7 |
|
|
|
ÑËÎÉ Ê 7 |
|
|
|
|
|
ÑËÎÉ Ê 7 |
|
|||||||||
0.218 |
0.147 |
0.146 |
0.144 |
0.138 |
0.00 |
0.00 |
0.00 |
0.00 |
0.00 |
|
0.78 |
0.85 |
0.85 |
0.86 |
0.86 |
||||||
0.218 |
0.147 |
0.146 |
0.144 |
0.138 |
0.00 |
0.00 |
0.00 |
0.00 |
0.00 |
|
0.78 |
0.85 |
0.85 |
0.86 |
0.86 |
||||||
0.218 |
0.147 |
0.146 |
0.144 |
0.138 |
0.00 |
0.00 |
0.00 |
0.00 |
0.00 |
|
0.78 |
0.85 |
0.85 |
0.86 |
0.86 |
||||||
0.218 |
0.147 |
0.146 |
0.144 |
0.138 |
0.00 |
0.00 |
0.00 |
0.00 |
0.00 |
|
0.78 |
0.85 |
0.85 |
0.86 |
0.86 |
||||||
0.218 |
0.147 |
0.146 |
0.144 |
0.138 |
0.00 |
0.00 |
0.00 |
0.00 |
0.00 |
|
0.78 |
0.85 |
0.85 |
0.86 |
0.86 |
||||||
|
|
|
|
|
|
ЗАБОЙНОЕ АВЛЕНИЕ, АТ |
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
|
|
|
|
|
11.13 |
11.15 |
11.17 |
11.18 |
9.00 |
0.00 |
0.00 |
0.00 |
|
|
|
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||||
НОМЕР |
ÔÀÇÀ |
|
QG–ÄÅÁ. ÃÀÇÀ, |
|
|
QN–ÄÅÁ. ÍÅÔ- |
|
QV–ÍÀÊ. ÃÀÇ, |
SG–ÍÀÊ. ÃÀÇ, |
||||||||||||
ПРОПЛА- |
ЗАДАН. |
|
òûñ. ì3/ñóò |
|
|
|
ÒÈ, |
|
|
|
|
ìëí ì3 |
|
|
ìëí ì3 |
||||||
ÑÒÊÀ |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ò/ñóò |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
СКВАЖИНА НОМЕР 11 КООРДИНАТЫ Х = 1, У = 1 |
|
|
|
|
||||||||||||||
1 |
|
ÃÀÇ |
|
|
0.8190Å+01 |
|
|
0.0000Å+00 |
|
|
0.0000Å+00 |
|
|
0.2417Å+03 |
|||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||||||
2 |
|
ÃÀÇ |
|
|
0.2601Å+01 |
|
|
0.0000Å+00 |
|
|
0.0000Å+00 |
|
|
0.7304Å+00 |
|||||||
3 |
|
ÃÀÇ |
|
|
0.6369Å+01 |
|
|
0.0000Å+00 |
|
|
0.0000Å+00 |
|
|
0.1726Å+03 |
|||||||
4 |
|
ÃÀÇ |
|
|
0.8446Å+01 |
|
|
–0.8597Å–09 |
|
|
0.2778Å+00 |
|
|
0.3405Å+03 |
|||||||
5 |
|
– |
|
|
0.0000Å+00 |
|
|
0.0000Å+00 |
|
|
0.0000Å+00 |
|
|
0.0000Å+00 |
|||||||
6 |
|
– |
|
|
0.0000Å+00 |
|
|
0.0000Å+00 |
|
|
0.0000Å+00 |
|
|
0.0000Å+00 |
|||||||
7 |
|
– |
|
|
0.0000Å+00 |
|
|
0.0000Å+00 |
|
|
0.0000Å+00 |
|
|
0.0000Å+00 |
|||||||
|
ИТОГО: |
|
|
0.2303Å+02 |
|
|
–0.8597Å–09 |
|
|
0.2778Å+00 |
|
|
0.7555Å+03 |
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
465 |
|
|
|
Ï ð î ä î ë æ å í è å ò à á ë. |
5.5 |
|
|
|
|
|
|||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
НОМЕР |
|
ÔÀÇÀ ÇÀ- |
SN–ÍÀÊ. |
|
|
SV—ÍÀÊ. |
|
|
НАСЫЩЕННОСТИ |
|||||||
ÏÐÎ- |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
|
НЕФТЬ, |
|
ÂÎÄÀ, |
|
pã, ÀÒÀ |
|
|
|
|
|
|
|
||||
ПЛАСТ- |
|
ÄÀÍ. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
|
òûñ. òîíí |
|
òûñ. ì3 |
|
|
|
Sã |
|
|
Sí |
|
Sâ |
||||
ÊÀ |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1 |
|
ÃÀÇ |
0.0000Å+00 |
|
|
0.0000Å+00 |
12.76 |
|
0.798 |
|
|
0.00 |
|
0,202 |
||
2 |
|
ÃÀÇ |
0.0000Å+00 |
|
|
0.0000Å+00 |
13.61 |
|
0.798 |
|
|
0.00 |
|
0,202 |
||
3 |
|
ÃÀÇ |
0.0000Å+00 |
|
|
0.0000Å+00 |
13.58 |
|
0.798 |
|
|
0.00 |
|
0,202 |
||
4 |
|
ÃÀÇ |
–0.2534Å–08 |
|
0.971Å–01 |
13.62 |
|
0.632 |
|
|
0.00 |
|
0,368 |
|||
5 |
|
– |
0.0000Å+00 |
|
|
0.0000Å+00 |
41.66 |
|
0.585 |
|
|
0.00 |
|
0,415 |
||
6 |
|
– |
0.0000Å+00 |
|
|
0.0000Å+00 |
43.09 |
|
0.248 |
|
|
0.00 |
|
0,752 |
||
7 |
|
– |
0.0000Å+00 |
|
|
0.0000Å+00 |
47.24 |
|
0.218 |
|
|
0.00 |
|
0,782 |
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
ИТОГО: |
–0.2534Å–08 |
0.9711Å–01 |
ПО СКВАЖИНЕ |
11 |
|
1 |
||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
ТЕКУЩИЕ |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
ПОКАЗАТЕЛИ |
|
ЗАПАСЫ |
|
ДОБЫЧА С1 + Ñ2 |
|
|
ЗАКАЧКА |
|||||||||
|
|
|
|
|
|
Ñ1/Ñ2 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Ãàç, ìëí ì3 |
|
|
72.614/0.000 |
|
755.539 |
0.000 |
755.539 |
0.000 |
||||||||
Нефть, тыс. т |
|
0.000/0.000 |
|
0.000 |
0.000 |
|
|
0.000 |
|
– |
||||||
Конденсат, тыс. т |
|
0.000/0.000 |
|
0.000 |
0.000 |
|
|
0.000 |
|
– |
||||||
Газ в нефти, млн м3 |
|
0.000/0.000 |
|
0.000 |
0.000 |
|
|
0.000 |
|
– |
||||||
Вода с газом, тыс. м3 |
|
|
|
|
– |
|
0.097 |
0.000 |
|
|
0.097 |
|
– |
|||
Вода с нефтью, тыс. м3 |
|
|
|
|
– |
|
0.000 |
0.000 |
|
|
0.000 |
|
– |
|||
Âîäà, òûñ. ì3 |
|
|
|
|
– |
|
0.000 |
0.000 |
|
|
0.000 |
0.000 |
||||
СРЕДНЕВЗВЕШЕННОЕ ДАВЛЕНИЕ В ГАЗОВОЙ ЗОНЕ 22.553 АТ В НЕФТЯНОЙ ЗОНЕ 0.000 АТ
Количество вторгшейся воды, тыс. м3 = –1126.002
ПОКАЗАТЕЛИ |
|
ÃÀÇ |
|
НЕФТЬ |
|
ÂÎÄÀ |
Текущие запасы |
|
141.9836 ìëí ì3 |
|
0.0038 òûñ. ò |
|
10167.7578 òûñ. ì3 |
Отобранные запасы |
|
755.5391 ìëí ì3 |
|
0.0000 òûñ. ò |
|
0.0971 òûñ. ì3 |
Доля отобранных запасов |
|
0.84497 |
|
–0.00003 |
|
0.00001 |
Небаланс (доли ед.) |
|
–0.444917Å–02 |
|
0.147211Å+07 |
|
–0.111671Å+05 |
Накопленный отбор из зоны |
|
755.5391 ìëí ì3 |
|
0.0000 òûñ. ò |
|
0.0971 òûñ. ì3 |
Доля отбора из зоны |
|
0.95674 |
|
0.00000 |
|
0.00001 |
ТЕКУЩИЕ ЗАПАСЫ МОДЕЛИ ПО ЗОНАМ |
|
|
||||
Ãàç |
|
74.6245 ìëí ì3 |
|
0.0000 ìëí ì3 |
|
67.3592 ìëí ì3 |
|
|
|
||||
Нефть |
|
0.0017 òûñ. ò |
|
0.0000 òûñ. ò |
|
0.0022 òûñ. ò |
Âîäà |
|
3132.0327 òûñ. ì3 |
|
0.0000 òûñ. ì3 |
|
7035.7256 òûñ. ì3 |
РАЗНОСТЬ МЕЖДУ НАЧАЛЬНЫМИ И ТЕКУЩИМИ ЗАПАСАМИ ПО ЗОНАМ |
||||||
Ãàç |
|
715.0809 ìëí ì3 |
|
0.0000 ìëí ì3 |
|
37.0969 ìëí ì3 |
|
|
|
||||
Нефть |
|
–0.0016 òûñ. ò |
|
0.0000 òûñ. ò |
|
–0.0021 òûñ. ò |
Âîäà |
|
–1648.4280 òûñ. ì3 |
|
0.0000 òûñ. ì3 |
|
564.1367 òûñ. ì3 |
Âграфе «β20» — приведены значения коэффициента газоотдачи за 20 лет разработки для различных вариантов.
Âпоследних графах табл. 5.3 и 5.4 дана характеристика водоносного бассейна. Приведенные в этой графе условия: «без подтока воды» или с «подтоком воды» означают, что в процессе истощения залежи контур водоносности не подпитывается или подпитывается внешней водоносной частью бассейна.
Âкомплексе таблиц с общим номером «табл. 5.5» приведены:
время моделирования, т.е. продолжительность работы залежи, к концу которой установились данные, приведенные: по давлению, насыщенности, разности давлений и т.д. Так, например, если в шапке напечатано время f = 365 ñóò,
466
то это означает, что через 1 год разработки на месторождении будут те результаты, которые приведены в таблице;
продолжительность разработки сначала. В приведенном комплексе табл. 5.5 основные показатели даны к концу 1-го года разработки, 5-ти, 10-ти и 20-ти лет;
шаг по времени приведен для случая, если специалисты создадут аналогичную программу для подсчета извлекаемых запасов с использованием геоло- го-математических моделей;
сетка давлений — один из основных параметров, получаемых при подсчете запасов газа. Под сеткой давлений понимается следующие: по горизонтали – пластовые давления по ячейкам по координате x на расстоянии от скважины 10, 60, 210, 450 и 750 м соответственно, ниже этих цифр с номерами ячеек указан номер пропластка. В частности «слой Ê1» соответствует пропластку 1 сверху с пористостью m1 = 0,2 и проницаемости k1 = 0,5 ìêì2 и т.д. Каждый слой представлен пятью строками вниз с координатами ячеек по оси y, находящейся от скважины аналогично координате x на расстоянии 10, 60, 210, 450 и 750 м. По величине давлений в каждом слое нетрудно оценить степень истощения того или иного пропластка. Как видно из табл. 5.5, через год разработки больше всего истощен первый пропласток, так как значение давлений в этом пропластке ниже остальных. Следует обратить внимание на величину давлений в первом и четвертом высокопроницаемых пропластках. В четвертом пропластке давление на контуре питания (ячейка с номером 5 по осям x è y) примерно на 0,14 МПа выше давления в первом пропластке, что объясняется двумя причи- нами: 1) пропласток K1 подпитывается только низкопроницаемым пропластком K2 и расположен выше остальных; 2) пропласток K4 подпитывается третьим высокопроницаемым пропластком K3 с проницаемостью k = 0,25 ìêì2 и низкопроницаемым пятым пропластком. Кроме того, в четвертом пропластке пластовое давление выше, чем в первом, из-за учета гравитационных сил;
сетка разности давлений показывает разницу между начальным пластовым давлением пропластка и текущим к концу расчетного времени. В частности в табл. 5.5 приведена разница между начальным давлением и давлением через 365 дней разработки залежи. Сетка разности давлений — один из основных параметров, показывающий отставание истощения низкопроницаемых пропластков в процессе разработки. В рассматриваемом примере через год разработки разность давлений по пропласткам составляет: ∆p1 = pí1 – pò1 = 1,56 МПа (на расстоянии от скважины 10 м) и ∆p1 = pí1 – pò1 = 1,51 МПа (на расстоянии
750 м). По пропластку K2 ∆p2 = pí2 – pò2 = 0,99 è ∆p2 = pí2 – pò2 = 0,74 МПа соответственно на расстоянии 10 и 750 м от скважины. Для слоя (пропластка)
K3 эти разности равны 1,49 и 0,14 МПа, т.е. несколько меньше, чем в первом пропластке, но больше, чем во втором. В четвертом пропластке K4 эти разности оказались равными 0,15 и 0,141 МПа. Если рассмотреть разности давлений че- рез 5 лет разработки залежи, то эти разности будут равняться: в первом пропластке 4,48 и 4,44 МПа; во втором 0,402 и 0,382 МПа, а в четвертом 4,36 и 4,27 МПа на расстояниях от скважины 10 и 750 м соответственно. Большой практический интерес представляют разности давлений в пятом и шестом пропластках, которые оказались примерно в 2 раза меньше, чем в первом и четвертом пропластках, что связано с невскрытием скважиной этих пропластков и поддержанием давления водоносным пластом снизу. К концу разработки через 20 лет разности давлений по пропласткам K1÷K7 в среднем составляли 9,48; 8,85; 9,38; 9,39; 5,54; 5,37 и 5,13 МПа;
сетки насыщенностей печатаются для трех фаз: газ, нефть и вода. Это свя-
467
зано с тем, что геолого-математическая модель создана для трехфазной системы. Но так как пример расчета выполнен для газовой залежи, в сетке насыщенностей приведена насыщенность по нефти, равная нулю по всем пропласткам для любого отрезка времени разработки. Если насыщенность водой в процессе разработки по любому пропластку превышает порог подвижности, принятый равным Sâï ≥ 0,25, то начинается двухфазная фильтрация с заданным характером проницаемости в зависимости от величин газоводонасыщенности любого из пропластков;
в табл. 5.5 приведены значения забойных давлений по вскрытым скважиной пропласткам с учетом гравитационных сил и потерь давления при движении газа в пределах интервала вскрытия;
приведены значения дебитов газа, нефти и воды по пропласткам и суммарные по всем слоям, а также накопленные отборы по фазам из каждого пропластка и суммарно из фрагмента;
приведены текущие запасы газа и отбора. В случае необходимости закачки сухого газа и воды в пласт даны также объемы закачиваемых агентов;
приведены средневзвешенные пластовые давления в газо-, нефте- и водонасыщенных зонах;
приведены среднесуточные за год дебиты газа и конденсата, годовые отборы и нарастающие отборы с начала разработки фрагмента залежи; текущие ежегодные коэффициенты газоотдачи и средневзвешенные пластовые давления по годам.
Описанный перечень данных, получаемых с помощью геолого-матема- тических моделей, невозможно получить любым другим методом. Этот метод является не только методом для оценки степени участия каждого из высоко- и низкопроницаемых пропластков в процессе разработки, но и методом, совмещающим задачи определения запасов газа и прогнозирования показателей разработки многослойных неоднородных пластов. Поэтому проектировщик обязательно должен использовать этот метод.
Приведенные выше табличные данные должны быть проанализированы для каждого месторождения или фрагментов из проектируемого месторождения. При этом необходимо рассмотреть влияние на прогнозируемые показатели следующих факторов:
параметра анизотропии k = kâ/kã;
запасов газа высоко- и низкопроницаемых пропластков в разрезе; последовательности залегания высоко и низкопроницаемых пропластков; вскрытия пропластков скважиной; темпа отбора газа из месторождения (фрагмента);
размеров водоносного бассейна и количества растворенного в воде и в нефти, при наличии нефтяной оторочки, газа;
толщины низкопроницаемых пропластков; угла падения пластов и др.
А. Из проведенных исследований следует, что при проектировании необходимо исходить из того, что:
1. При параметре анизотропии k ≥ 0,01 практически все пропластки с проницаемостями 0,001 ≤ k ≤ 0,5 ìêì2 истощаются синхронно с одинаковым темпом, а при прочих одинаковых условиях и ухудшении вертикальной проницаемости в 10 раз (k = 0,001) извлекаемые за 20 лет разработки запасы газа снижаются на 8,5 %. При снижении запасов низкопроницаемых пропластков конечные коэффициенты газоотдачи снижаются на 2,3 %. Отставание в величи- нах коэффициентов газоотдачи происходит при снижении запасов высокопро-
468
ницаемых пропластков. Это отставание может доходить до 13 %. Если параметр анизотропии = 0,0001, то пропласток практически не истощается и поэтому в разработке участвуют только вскрытые 1-й, 3-й и 4-й пропластки. Пятый пропласток выполняет роль непроницаемой перегородки и 6-й практически не уча- ствует в разработке, хотя проницаемость его k6 = 0,25 ìêì2. При одинаковых значениях параметра анизотропии коэффициент извлечения из горизонтальных пластов ниже, чем из наклонных пластов.
2. Степень истощения низкопроницаемых пропластков существенно зависит от параметра анизотропии при ≤ 0,001. При этом абсолютная величина горизонтальной проницаемости является определяющей. При низкой горизонтальной проницаемости параметр анизотропии даже при ≈ 0,01 может оказать существенное влияние на истощение низкопроницаемых коллекторов, и этот фактор должен быть учтен при проектировании. Влияние параметра анизотропии при принятых емкостных и фильтрационных параметрах пропластков оценивается не только коэффициентом газоотдачи, но и перепадом давления между высоко- и низкопроницаемыми пропластками.
В табл. 5.6 приведены итоговые данные разработки фрагмента по одному из вариантов.
3. При параметре анизотропии k = 0,0001 переток из низкопроницаемых в высокопроницаемые пропластки практически прекращается.
B. Большой практический интерес для проектирования разработки представляет соотношение запасов высоко- и низкопроницаемых пропластков при одинаковых параметрах анизотропии. Из проведенных расчетов следует, что при снижении запасов низкопроницаемых пропластков и = 0,01 коэффициент извлечения растет более интенсивно, так как основная доля запасов приходится на долю высокопроницаемых пропластков. Ухудшение параметра анизотропии в 10 раз, т.е. при = 0,001, повышает коэффициент газоотдачи на 8,6 %, если запасы газа низкопроницаемых пропластков снижены в 5 раз по сравнению с запасами высокопроницаемых пропластков.
|
|
|
|
|
|
Ò à á ë è ö à |
5.6 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Добыча газа |
|
Добыча газового |
Коэффициент |
Средневзвешенное |
|||||
|
|
|
конденсата тыс. тонн |
газоотдачи |
пластовое давление, |
||||||
|
|
|
|
|
|
|
ÌÏà |
||||
Сутки |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
среднесу- |
|
годовая, |
нарастаю- |
|
|
Нарастаю- |
|
Газовая |
Нефтяная |
||
|
|
|
|
|
|||||||
|
точная, |
|
3 |
Годовая |
Текущий |
||||||
|
|
ìëí ì |
3 |
ùàÿ, ìëí ì |
ùàÿ |
çîíà |
çîíà |
||||
|
òûñ. ì3 |
|
|
|
|
|
|||||
365 |
871.1 |
|
318.0 |
|
318.0 |
|
0.00 |
0.00 |
0.101 |
10.10 |
0.00 |
730 |
778.4 |
|
284.1 |
|
602.1 |
|
0.00 |
0.00 |
0.191 |
9.33 |
0.00 |
1095 |
722.8 |
|
263.8 |
|
865.9 |
|
0.00 |
0.00 |
0.274 |
8.62 |
0.00 |
1460 |
670.3 |
|
244.7 |
|
1110.5 |
|
0.00 |
0.00 |
0.352 |
7.95 |
0.00 |
1825 |
620.3 |
|
226.4 |
|
1336.9 |
|
0.00 |
0.00 |
0.423 |
7.33 |
0.00 |
2190 |
571.9 |
|
208.7 |
|
1545.7 |
|
0.00 |
0.00 |
0.489 |
6.75 |
0.00 |
2555 |
525.6 |
|
191.9 |
|
1737.5 |
|
0.00 |
0.00 |
0.550 |
6.20 |
0.00 |
2920 |
482.8 |
|
176.2 |
|
1913.8 |
|
0.00 |
0.00 |
0.606 |
5.70 |
0.00 |
3285 |
441.0 |
|
161.0 |
|
2074.7 |
|
0.00 |
0.00 |
0.657 |
5.22 |
0.00 |
3650 |
401.3 |
|
146.5 |
|
2221.2 |
|
0.00 |
0.00 |
0.703 |
4.78 |
0.00 |
4015 |
362.8 |
|
132.4 |
|
2353.6 |
|
0.00 |
0.00 |
0.745 |
4.38 |
0.00 |
4380 |
325.0 |
|
118.6 |
|
2472.3 |
|
0.00 |
0.00 |
0.783 |
4.01 |
0.00 |
4745 |
289.5 |
|
105.7 |
|
2578.0 |
|
0.00 |
0.00 |
0.816 |
3.68 |
0.00 |
5110 |
256.2 |
|
93.5 |
|
2671.5 |
|
0.00 |
0.00 |
0.846 |
3.38 |
0.00 |
5475 |
225.8 |
|
82.4 |
|
2753.9 |
|
0.00 |
0.00 |
0.872 |
3.11 |
0.00 |
5840 |
198.5 |
|
72.5 |
|
2826.4 |
|
0.00 |
0.00 |
0.895 |
2.87 |
0.00 |
6205 |
173.6 |
|
63.4 |
|
2889.7 |
|
0.00 |
0.00 |
0.915 |
2.66 |
0.00 |
6570 |
147.3 |
|
53.8 |
|
2943.5 |
|
0.00 |
0.00 |
0.932 |
2.48 |
0.00 |
6935 |
117.1 |
|
42.8 |
|
2986.2 |
|
0.00 |
0.00 |
0.945 |
2.33 |
0.00 |
7300 |
98.4 |
|
35.9 |
|
3022.2 |
|
0.00 |
0.00 |
0.957 |
2.21 |
0.00 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
469 |
C. Влияние последовательности залегания на степень истощения каждого пропластка сильно зависит от параметра анизотропии и вскрытия пропластков скважиной. При низких параметрах анизотропии текущий коэффициент газоотдачи зависит от вскрытия пропластков и продолжительности отбора газа из месторождения.
D.Темп отбора из месторождения показывает, что низкопроницаемые пропластки в первое время не успевают участвовать в разработке и поэтому коэффициент извлечения соответствует только запасам высокопроницаемых пропластков.
E.Размеры водоносного бассейна не существенно влияют на коэффициент газоотдачи и увеличивают газоотдачу примерно на 1 %.
Полученные выше закономерности показаны на рис. 5.7–5.12. Среди этих зависимостей наиболее информативными являются зависимости между падени-
ем давления и отбором газа для различных параметров пропластков и разности давлений ∆ði = ðíi – ðòi в зависимости от отбора газа. На рис. 5.7, à, á показано падение пластового давления в зависимости от отбора газа для вариантов V01í÷V13í. Аналогичные зависимости показаны на рис. 5.8, à, á для горизонтального пласта. Из характера изменения давления в зависимости от отбора нетрудно установить по каждому варианту величину текущих извлекаемых запасов. Из рис. 5.8 особенно четко видно, что в зависимости от включения в разработку низкопроницаемых пропластков запасы газа увеличиваются (см. варианты V06á, V07á, V08á è ò.ä.).
Íà ðèñ. 5.9, à, á è 5.10, à, á показаны перепады давления между высоко- и низкопроницаемыми пропластками залежи пластового типа (наклонные пласты); в частности между четвертым (высокопроницаемым) и пятым (низкопроницаемым) пропластками, а также между первым и вторым пропластками. Из рис. 5.9, à, á видно, что перепады давления между 4-м и 5-м пропластками непрерывно растут, что вызвано влиянием на 5-й пропласток нижележащих невскрытых 5-го и 6-го пропластков и частичным поддержанием давления водоносным пластом. Перепады давления между первым и вторым пропластками сна- чала резко растут, что связано с интенсивным истощением первого пласта, а затем сравнительно стабилизируются (см. рис. 5.10, à, á варианты V01í–V11í). Только при вариантах V02í, V06í, V10í, V12í è V13í после образования перепада 0,6ч1,0 МПа начинаются интенсивные перетоки, и первоначальные перепады начинают уменьшаться.
В процессе истощения горизонтального пласта характер изменения перепадов по вариантам между четвертым и пятым пропластками остается таким же, как и у наклонных пластов. Причем величины перепадов по большинству вариантов (V02á, V03á, V04á, V06á è V07á, V09á ÷V13á) близки или больше 4,0 МПа (рис. 5.11 à, á). В частности, по вариантам V11í–V12í ∆ð = ð5–ð4 доходит до 8,0 МПа (рис. 59, á). Перепады давления между вторым и первым пропластками гораздо ниже и равны 0,2ч0,8 МПа. Только при вариантах V09á÷V13á перепады между вторым и первым пропластками доходят до 6,0 МПа (рис. 5.12, à). Íà ðèñ. 5.11, á показаны перепады давления между пятым и четвертым и третьим и вторым пропластками. Наличие сведений о пластовых давлениях не только по отдельным пропласткам, но и по каждой ячейке по координатам x è y позволяет в любой момент времени предсказать степень их участия в разработке и назвать величины остаточных запасов в них. Это и является главным достоинством геолого-математических моделей при использовании их для подсчета запасов газа с учетом влияния на величину запасов различных геолого-гидродинамических факторов. Это преимущество ново-
470
Рис. 5.7. Изменение давления в врехнем пропластке в наклонном пласте в зависимости от процента отбора для вариантов:
à – V01í – V10í; á – V11í – V13í
471
Рис. 5.8. Изменение давления в верхнем пропластке в наклонном пласте в зависимости от процента отбора для вариантов:
à – V01á – V08á; á – V09á – V13á
472