CC BY
58
УДК 622.691.24::004.942
Аналитическое обоснование параметров аквифера при адаптации цифровой модели подземного хранилища газа в истощенном газоконденсатном месторождении
А.И. Пономарёв1*, И.В. Владимиров1, Ю.В. Калиновский1, А.И. Шаяхметов1, Е.Ф. Моисеева1, ВЛ Малышев1
Ключевые слова:
подземное хранилище газа, аквифер,
гидродинамическая модель, пластовое давление.
1 Уфимский государственный нефтяной технический университет, Российская Федерация, 450062, г. Уфа, ул. Космонавтов, д. 1 * E-mail: [email protected]
Тезисы. В работе рассмотрены вопросы адаптации цифровой гидродинамической модели подземного хранилища газа (ПХГ), созданного на базе выработанного газоконденсатного месторождения (ГКМ). Проанализирована зависимость средневзвешенного пластового давления от накопленной добычи газа, для чего рассчитан коэффициент сверхсжимаемости газоконденсатной смеси по уравнению состояния Пенга - Робинсона. С использованием уравнения материального баланса рассчитан объем внедрившейся в залежь воды, на основе чего оценены размеры водоносной области по методу Фетковича. Показано, что предварительный анализ данных геолого-промыслового контроля эксплуатации ПХГ (динамики пластового давления, уровней воды в пьезометрических скважинах) аналитическими методами позволяет создать физически обоснованную цифровую гидродинамическую модель ПХГ в истощенном ГКМ, а также существенно сократить длительность процедуры ее адаптации.
В Российской Федерации функционируют 26 объектов подземного хранения газа, из которых 17 созданы в истощенных газовых и газоконденсатных месторождениях (ГКМ). Активный объем подземного хранилища газа (ПХГ), создаваемого в истощенном ГКМ, во многом зависит не только от конечного газонасыщенного объема залежи к концу ее эксплуатации, но и от размера, строения водонапорного бассейна и степени гидродинамической связи с ним.
В настоящей работе рассматривается ПХГ, созданное на базе выработанного ГКМ и предназначенное для регулирования сезонной и суточной неравномерности потребления газа в регионе. Перевод ГКМ в ПХГ осуществлялся путем дообустрой-ства со значительным увеличением фонда эксплуатационных скважин. По ряду причин проектно-технологическая документация эксплуатации ПХГ до недавнего времени основывалась только на упрощенных аналитических схемах без детальной оценки влияния водонапорного комплекса (аквифера) на показатели эксплуатации скважин и ПХГ в целом. Поэтому при создании цифровых геологической и гидродинамической моделей ПХГ возникла задача определения размера аквифера и степени его связи с газонасыщенной частью пласта.
Рассматриваемая газоконденсатная залежь массивно-пластового типа приурочена к отложениям, представленным в основном карбонатными коллекторами трещинно-порового типа, содержание карбонатов в продуктивной толще которых достигает 95 %. Проницаемость пород обусловлена трещиноватостью коллектора и колеблется в диапазоне от 10-3 до 1,4 мкм2.
Водоносные горизонты продуктивных отложений образуют единый водоносный комплекс. Водоупорной кровлей служит глинистая толща вышележащих отложений. Мощность водоносного комплекса изменяется от 60 до 100 м. Воды продуктивной части пласта напорные и вскрываются на глубинах 1050.. .1200 м.
Из-за отсутствия каких-либо данных о добыче воды по скважинам адаптация де-битов скважин по воде в условиях рассматриваемого ГКМ не представляется возможной. Работу законтурной водонасыщенной области можно оценить только по подъему
0,2
0
\ Р) = / ©дое«)): —X— факт -газовый режим
ГКМ:
Р„
ческой зависимости
Для оценки объема воды, внедрившейся в залежь к концу периода разработки, воспользуемся уравнением материального баланса [2, 3]:
Мн = мт(0 + мДо6(0 + МоИ(0,
(1)
0 0,2 0,4 0,6 0,8 1,0 Отношение Qлoб(t) к начальным запасам газа, д.ед.
Рис. 1. Зависимость средневзвешенного приведенного пластового давления от накопленного отбора газа: Рн - начальное пластовое давление
уровня газоводяного контакта (ГВК), замеренному в трех пьезометрических скважинах, и динамике пластового давления.
Фактические данные по месторождению свидетельствуют о том, что за весь период разработки ГКМ ГВК в среднем поднялся на 25,3 м, а объем газонасыщенного коллектора сократился на 35 %. В соответствии с фактическими замерами пластового давления (Рпл) ГКМ, а также с учетом коэффициента сверхсжимаемости (^(Рпл)) пластового газа при пластовых температуре (7,пл) и давлении, рассчитанного по уравнению состояния Пенга -Робинсона [1] для газовой фазы текущего состава, полученной при расчете дифференциальной конденсации, построен график зависимости средневзвешенного пластового давления от накопленного отбора газа рассматриваемого
где Мн - начальная масса газа в залежи; Мт(0 -масса газа в залежи на момент времени Мдоб(0 - накопленная массовая добыча газа на момент времени Мосг(0 - масса остаточного газа в обводненной зоне порового пространства залежи на момент времени t.
В оценочных расчетах примем, что пластовое давление в обводненной зоне порового пространства залежи к концу периода разработки равно средневзвешенному пластовому давлению в газоносной области на тот же момент времени. Тогда можно записать:
Р Р Р Т
а а. —— = а а. —— + 2
доб.к >
(2)
*(Ри) *(Рк) Тст
где а0.я, а0.к - газонасыщенные поровые объемы всей залежи в начале и в конце периода разработки соответственно, млн м3; Рн, МПа; Рк - давление в залежи к концу периода разработки, МПа; Рат - атмосферное давление, МПа; Тст - стандартная температура, К; 2доб.к - объемная добыча газа, накопленная к концу периода разработки залежи, млн м3.
Количество внедрившейся в залежь воды 2в, млн м3, можно рассчитать как
« = <* Ц, Ч •
(3)
Начальный газонасыщенный поровый объем залежи и начальные запасы газа 2н.зап связаны следующей зависимостью:
Р Р Т
ОС П -^ = _J^_mL 2 .
¿--н.зап
(4)
= / «доб V)), где Р>Ш1 - средневзве-
* Р)
шенное пластовое давление; 2доб(0 - накопленная объемная добыча газа на момент времени t (рис. 1). Из графика следует, что разработка месторождения осуществлялась в условиях упру-говодонапорного режима. Отклонение факти-
) Тс
Решая совместно уравнения (2), (3) и (4) получим:
РТ
2В = Ц, -
Т„„
Р,
■(2Н .зал 2доб
(5)
* (Рк )
= / (2Д06 ^)) от ана-
* (Р. )
логичной зависимости для газового режима свидетельствует об удовлетворительной связи между залежью и водонапорным горизонтом.
Тогда «в в соответствии с утвержденным сЮн = 44,629 млн м3 составит 6,94 млн м3.
С целью обеспечения объема внедрившейся воды к концу разработки ГКМ на уровне 6,94 млн м3 произведена оценка размера водоносной области по методу Фетковича [4].
О факт — расчет
v/QO
100
200
300
400
500
600
Время, мес.
Рис. 2. Результаты адаптации цифровой модели по пластовому давлению в периоды разработки ГКМ и эксплуатации ПХГ
0
0
Полученные результаты показали, что для соответствия рассчитанному значению Qв размер водоносной области пласта в гидродинамической модели должен в 12 раз превышать размер его газоносной части. Кроме того, по данным замеров уровней воды в пьезометрических скважинах отмечено неравномерное продвижение воды по площади при отборе газа из ПХГ. Поэтому объем аквифера по периметру модели был распределен неравномерно.
Последующая адаптация цифровой гидродинамической модели для периодов разработки ГКМ и эксплуатации ПХГ на основе полученных параметров аквифера позволила добиться удовлетворительного согласования всех расчетных технологических показателей с фактическими. В качестве примера на рис. 2 приведено сравнение расчетной и фактической динамики пластового давления.
Таким образом, предварительный анализ данных геолого-промыслового контроля эксплуатации ПХГ (динамики пластового давления, уровней воды в пьезометрических скважинах) аналитическими методами позволяет создать физически обоснованную цифровую гидродинамическую модель ПХГ в истощенном ГКМ, а также существенно сократить
длительность процедуры ее адаптации. По полученным параметрам аквифера далее нетрудно определить потери защемленного газа в разных по объемам циклах с разной продолжительностью сезонов закачки-отбора газа и в результате оптимизировать активный объем ПХГ.
Список литературы
1. Peng D.Y. A new two-constant equation of state / D.Y. Peng, D.B. Robinson // Ind. Eng. Chem. Fundam. - 1976. - Т. 15. - С. 59-64.
2. Закиров С.Н. Разработка газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений / С.Н. Закиров. - М.: Струна, 1998. - 628 с.
3. Пономарёв А.И. Прогнозирование обводнения фонда добывающих скважин на крупных газовых месторождениях / А.И. Пономарёв, А.И. Шаяхметов // Актуальные вопросы исследования пластовых систем месторождений углеводородов: сб. науч. ст. / под ред. Б. А. Григорьева. - М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2013. - С. 76-85. - (Вести газовой науки).
4. Fetkovich M.J. A Simplified approach to water influx calculations - finite aquifer systems / M.J. Fetkovich // J. Pet. Tech. - Июль 1971. -Т. 23. - Вып. 7. - С. 814-828.
Analytical substantiation of aquifer parameters at adjustment of a digital model simulating underground gas storages in depleted gas-condensate fields
A.I. Ponomarev1*, I.V. Vladimirov1, Yu.V. Kalinovskiy1, A.I. Shayakhmetov1, Ye.F. Moiseyeva1, V.L. Malyshev1
1 Ufa State Petroleum Technological University, Bld. 1, Kosmonavtov street, Ufa, 450062, Russian Federation * E-mail: [email protected]
Abstract. There are 26 functioning underground gas storages (UGS) in Russian Federation, and 17 of them are located in the depleted gas and gas-condensate fields (GCFs). The active amount of a UGS created in a depleted GCF is affected not only by the terminal gas-saturated volume of a deposit in the end of its operation, but in many respects by the dimensions and structure of an aquifer basin and by the extent of hydrodynamic ties with this basin. The paper studies adjustment of a digital hydrodynamic model for a depleted-GCF-based UGS. Correlation between the average-weighted pore pressure and the cumulative production is analyzed using the supercompressibility factor of a gas-condensate mixture calculated by the Peng-Robinson equation of state. The volume of water which penetrated into the deposit was calculated through the material balance equation, and it became a foundation for estimation of a water-bearing area dimensions by the method of Fetkovich. It is shown that the preliminary analytical analysis of data collected in course of the geological field control of UGS operation (namely, dynamics of pore pressure, water levels in the piezometric wells) affords to create a physically grounded digital simulator of a UGS in a depleted GCF, and to shorten a procedure of its adjustment.
Keywords: UGS, aquifer, hydrodynamic model, seam pressure.
References
1. PENG, D.Y. and D.B. ROBINSON. A new two-constant equation of state. Ind. Eng. Chem. Fundam. 1976, vol. 15, pp. 59-64. ISSN 0196-4313.
2. ZAKIROV, S.N. Development of gas, gas-condensate and oil-gas-condensate fields [Razrabotka gazovykh, gazokondensatnykh i neftegazokondensatnykh mestorozhdeniy]. Moscow: Struna, 1998. (Russ.).
3. PONOMAREV, A.I. and A.I. SHAYAKHMETOV. Forecasting waterflooding of production wells in large gas fields [Prognozirovaniye obvodneniya fonda dobuvayushchikh skvazhin na krupnykh gazovykh mestorozhdeniyakh]. In: Vesti Gazovoy Nauki. Important to study hydrocarbon reservoir: collected book. Moscow: Gazprom VNIIGAZ, 2013, pp. 76-85. (Russ.).
4. FETKOVICH, M.J. A Simplified approach to water influx calculations - finite aquifer systems. J. Pet. Tech. July 1971, vol. 23, is. 7, pp. 814-828. ISSN 0149-2136.
