Прогнозирование обводнения фонда добывающих скважин на крупных газовых месторождениях

  • Автор:
  • Специальность ВАК РФ: 25.00.17
  • Научная степень: Кандидатская
  • Год защиты: 2014
  • Место защиты: Уфа
  • Количество страниц: 145 с. : ил.
  • бесплатно скачать автореферат
  • Стоимость: 250 руб.
Титульный лист Прогнозирование обводнения фонда добывающих скважин на крупных газовых месторождениях
Оглавление Прогнозирование обводнения фонда добывающих скважин на крупных газовых месторождениях
Содержание Прогнозирование обводнения фонда добывающих скважин на крупных газовых месторождениях
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.

Рекомендуемые диссертации данного раздела