Прогнозирование обводнения фонда добывающих скважин на крупных газовых месторождениях

• Автор: Шаяхметов, Айрат Ильфатович
• Шифр специальности: 25.00.17
• Научная степень: Кандидатская
• Год защиты: 2014
• Место защиты: Уфа
• Количество страниц: 145 с. : ил.

Содержание
Введение
1 Методы расчета технологических показателей разработки газовых залежей при упруго водонапорном режиме
1.1 Методы расчета количества внедряющейся пластовой воды в газовые залежи при упруговодонапорном режиме разработки
1.2 Аналитические методы расчета количества внедрившейся пластовой воды в сеноманские залежи газовых месторождений севера Западной Сибири
1.3 Методы расчета прогнозирования обводнения фонда добывающих скважин в слоисто-неоднородных газовых залежах
1.4 Выводы по главе
2 Методика расчета количества внедрившейся пластовой воды в газовые залежи смешанного массивно-пластового типа с учетом образования общей депрессионной воронки в зоне разбуривания
2.1 Расчет количества внедрившейся воды по напластованию в газовые залежи, характеризующиеся слоистой неоднородностью пласта-коллектора, с учетом образования общей депрессионной воронки в зоне разбуривания
2.1.1 Расчет количества внедряющейся воды по напластованию при наличии газодинамической связи между пропластками в газоносной области
2.1.2 Распределение отбора газа по пропласткам при отсутствии газодинамической связи в области текущей газоносности
2.1.3 Расчет количества внедряющейся воды по напластованию при отсутствии газодинамической связи между пропластками
2.1.4 Осреднение результатов
2.2 Расчет количества внедрившейся подошвенной воды в вертикальном направлении в газовые залежи, характеризующиеся слоистой неоднородностью
пласта-коллектора
2.2.1 Определение значения вертикальной эквивалентной проницаемости сеноманских отложений севера Западной Сибири
2.2.2 Расчет количества внедрившейся подошвенной воды в вертикальном направлении с учетом процесса выделения растворенного в пластовых водах газа
2.2.3 Влияние вертикальной эквивалентной проницаемости на количество внедряющейся пластовой воды в вертикальном направлении в газовые залежи смешанного массивно-пластового типа
2.3 Выводы по главе
3 Прогнозирование обводнения фонда добывающих скважин в слоистонеоднородных пластах с учетом неравномерного распределения давления в зоне разбуривания
3.1 Метод эквивалентных фильтрационных сопротивлений Ю.П. Борисова применительно к слоисто-неоднородной модели залежи переменной толщины
3.2 Расчет технологических параметров и условий работы обводняющихся газовых скважин
3.3 Выводы по главе
4 Прогнозирование обводнения фонда добывающих скважин на примере сеноманских залежей крупных газовых месторождений севера Западной Сибири (Медвежье, Ямбургское и Уренгойское)
4.1 Построение слоисто-неоднородных моделей газовых залежей смешанного массивно-пластового типа
4.2 Распределение вертикальной эквивалентной проницаемости по площади газоносности
4.3 Центрально-групповая схема размещения добывающих скважин
4.4 Учет неравномерного распределения вертикальной эквивалентной проницаемости по площади газоносности при расчете технологических показателей разработки
4.5 Прогнозирование технологических показателей разработки Ямбургской, Медвежьей и Ен-Яхинской площадей
4.6 Выводы по главе
Основные выводы

Список использованных источников
Приложение А. Технологические показатели работы обводняющихся газовых
скважин с диаметрами лифтовой колонны 0,168 м и 0,114 м
Приложение Б. Распределение проницаемости по газонасыщенному объему
пласта Ямбургской, Медвежьей и Ен-Яхинской площадей
Приложение В. Блок-схема алгоритма определения номера нижнего вскрываемого
скважинами пропластка п0 и
Приложение Г. Свидетельство о государственной регистрации программы для

Приложение Д. Блок-схема алгоритма расчета технологических показателей разработки газовой залежи смешанного массивно-пластового типа при
упруговодонапорном режиме
Приложение Е. Расчетные и фактические значения доли обводненного порового пространства Ямбургской, Медвежьей и Ен-Яхинской площадей в зависимости от
текущей газоотдачи
Приложение Ж. Расчетные и фактические значения отношения пластовых давлений к начальному пластовому давлению Ямбургской, Медвежьей и Ен-
Яхинской площадей в зависимости от текущей газоотдачи
Приложение 3. Расчетные и фактические значения суммарной доли обводнившихся скважин от общего фонда добывающих скважин Ямбургской, Медвежьей и Ен-Яхинской площадей в зависимости от текущей газоотдачи

газоносности пропластков и с учетом потерь давления в обводняющейся зоне пропластков А.И. Пономаревым в работе [65] было получено квадратное уравнение относительно приращения дебита воды /-ого пропластка Ддв;м:
(Д?вш)2 + dыAqвЫ + еы = 0, (2.22)
в котором коэффициенты <ДМ и ег-м на момент времени С = £м вычисляются по формулам:
^ __ 2квіРі(а-аост)т I щ ^
аім —
к: л пМи ДТ
Р — 2кя1р^а а°гг)т [&1 ум-1/. і _ -ч ,
кіАім л] я ^=1^ЛС?ві;л/См С0~Ш +
+ (<2ві(м-1) + 9ві(м-1)Д*м) - -?'-'2^0СТ)та ~ Р«)’ (2'24)
Дґм = £м - С(м_1}, (2.25)
где Рм - средневзвешенное по газонасыщенному объему пласта давление в момент времени Ь — ґм, Па;
Рн - начальное давление в невозмущенном пласте, Па; кві - фазовая проницаемость /-ого пропластка для воды;
Д - площадь фильтрации /-ого пропластка, м2; ае£ - коэффициент пьезопроводности /-ого пропластка, м2/с; цв - динамическая вязкость пластовой воды, Па-с;
О'вім ~ темп внедрения воды по /'-ому пропластку на момент времени С = См,
м3/с;
(?вім ~ объем внедрившейся воды в 1-ый пропласток к моменту времени і = ім, м3.