Автореферат (1172987), страница 4
Текст из файла (страница 4)
Размерность моделей 375*216*32 ячеек, размер ячеек внаправлении Х - 10 м, в направлении Y - 5 м, в направлении Z - разные.Для определения оптимальной длины горизонтального участка U-образнойскважины в этой работе введем понятие удельной добычи газа на единицудлины горизонтального участка, значение которого равно отношениюнакопленной добычи газа к длине горизонтального участка. Результатырасчетов показывают, что с увеличением длины скважины удельная добыча газауменьшается, особенно когда его длина превышает 1000 м.
С экономическойточки зрения, при отсутствии ограничения во времени эффективностьдренирования коллектора прямо пропорциональна длине скважины, но бурениескважин большой длины дороже и из-за этого нецелесообразно. К тому жепотери давления на горизонтальном участке и риск обвала стенок стволаскважины возрастают с увеличением протяженности горизонтального участка.16Таким образом, с учетом результатов моделирования и опыта примененияU-образных скважин в бассейне Qinshui установлена оптимальная длинагоризонтального участка – 1000 м.В ходе работы рассмотрены разные варианты размещения вертикальнойсоставляющей скважины, варианты направления горизонтального участкаотносительно системы кливажей и варианты расположения горизонтальногоствола U-образной скважины по толщине пласта.
На основании анализамомента начала добычи метана, времени достижения максимального дебитагаза, значения максимального дебита и накопленной добычи газа установлено,что следует пробурить горизонтальный участок по нисходящему направлениюпласта, разместить ствол скважины в середине продуктивных пластов иперпендикулярно направлению главного кливажа.Далее изучено влияние угла наклона пласта на эффективность примененияU-образной скважины.
В этой работе рассмотрены варианты угла наклонапласта от 0° до 30°, проанализировано распределение водонасыщенности всистеме кливажей угольных пластов с разными углами наклона в разныепериоды разработки (смотреть рисунок 6).Рисунок 6 Распределение водонасыщенности в системе кливажей в пластах сразными углами наклона в разные периоды разработкиУгол наклона пластов оказывает значительное влияние на распределениеводонасыщенности в системе кливажей наклонных пластов. В начальныйпериод разработки большой угол наклона пласта способствует быстромуудалениюводызасчетгравитационноговоздействия.Послекрупномасштабного обезвоживания при разработке пластов с большим угломнаклона дебиты газа и воды становятся меньше по сравнению с пластами смалым углом наклона.На поздней стадии разработки снижающееся пластовое давление достигает17такой величины, что гравитационное разделение газа и воды в системекливажей начинает играть большую роль, вследствие чего пластовые водынакапливаются в нижней части наклонного пласта.
Чем больше угол наклона,тем больше накапливаются воды. Накопление пластовых вод, с одной стороныможет поддержать определенное давление в нижней части пласта, чтопрепятствует дальнейшей десорбции метана из этой части, а с другой,накопленные воды увеличивают водонасыщенность в этой части и,следовательно, уменьшают фазовую проницаемость по газу.
Поэтому в позднийпериод разработки при больших углах наклона пластов дебиты газа и водыстановятся меньше. Вместе с тем определенный угол наклона пластов (15°)способствует быстрому дренированию коллектора и экономическицелесообразной разработке.Оптимизация параметров перистой скважиныПри моделировании горизонтальные стволы перистой скважинырасположены в середине угольных пластов, удельная площадь дренированияскважины - 1 км2, длина главного ствола - 1000 м, суммарная длина стволов 4000 м. Перистая скважина одновременно вскрывает угольные пласты S и SW.При этом размещают девять скважин и скважина-объект исследованиянаходится в центре модели. Размерность моделей 300*300*32 ячеек, размерыячеек в направлениях Х и Y составляют 10м, в направлении Z – разные.В этой работе изучены разные варианты угла между боковыми стволами иглавным, разные варианты количества и симметрии боковых стволов приприменении перистой скважины на участке QD.
На основании анализа дебита инакопленной добычи газа установлены оптимальные параметры перистойскважины: угол между боковыми стволами и главным - 45°, число боковыхстволов – 6, симметричное размещение боковых стволов.На рисунке 7 изброжены распределения газонасыщенности в системекливажей через один год после начала разработки по разным вариантамзаканчивания скважин. Газонасыщенность в системе кливажей существенноувеличивается по всем пластам и начинается десорбция метана в крупноммасштабе только в вариантах 4 (средняя газонасыщенность в системе кливажей– 48,2%) и 5 (средняя газонасыщенность – 53,8%), особенно при примененииперистых скважин. Это обусловлено быстрым обезвоживанием за счетувеличения площади контакта горизонтальных стволов скважин спродуктивными пластами. При применении технологии ГРП (вариант 3) такжепроисходит значительное повышение газонасыщенности в зонах вокруг трещин18ГРП и в небольшой периферийной зоне вокруг трещин.
В варианте 1 (безкаверны и без ГРП) заметное повышение газонасыщенности не наблюдается.Рисунок 7 Распределение газонасыщенности в системе кливажей приразличных вариантах заканчивания скважинДовольно необычной особенностью применения перистой скважиныявляется быстрое начало добычи газа. При этом существенно сокращаетсявремя откачки пластовой воды до начала добычи газа, которая может занятьдлительное время при других вариантах. Чем быстрее идет процессобезвоживания, тем быстрее снижается пластовое давление и начинаетсядобыча газа.
Это означает, что за короткий период с начала производства можнодобыть большой объем газа, что позволяет сократить срок окупаемости проектадобычи МУП.Применение перистой скважины позволяет увеличить накопленнуюдобычу газа на 85,3%, 32,8%, 7,5% и 5,1% по сравнению с вариантами, вкоторых используются вертикальные скважины без каверны и без ГРП, скавитацией, с ГРП и U-образные скважины, соответственно. Таким образом,горизонтальные скважины показали свою эффективность для добычи МУП научастке QD.
Полученные результаты оптимизации параметров горизонтальныхскважин могут быть использованы для добычи МУП.В шестой главе обосновано разделение участка QD на 6 зон изучения длявыбора оптимального заканчивания скважин и вычислены площади зон попроизведению плотности ресурсов метана на проницаемость угольных пластовс учетом влияния тектонических структур на добычу метана. Представленаэкономическая оценка эффективности применения разных способовзаканчивания в каждой исследуемой зоне.
Выполнен анализ чувствительностиэффективности разработки к различным параметрам угольных пластов при всехвариантах заканчивания на участке QD. Предложен комплексный подход к19выбору оптимального заканчивания скважин для добычи МУП, при которомучитываются не только экономические, но и технологические показателиразработки и риски, возникающие при заканчивании скважин. Выявленыпредпочтительныеусловияпластов,способствующиеэффективномуприменению разных способов заканчивания скважин для добычи МУП.Обоснование разделения участка QD на отдельные зоныПо данным 6 параметрических скважин отмечается неоднородность ФЕСпласта по площади изучаемого участка QD.
Для проведения выбораоптимального заканчивания скважин на участке QD в предлагаемой работерекомендуется разбить весь коллектор на 6 зон по местам расположения 6параметрических скважин. Затем предлагается, что в пределах одной зоныгеолого-физические характеристики пласта однородно распределяются,учитывая наличие данных, доступных на текущий момент, и в каждой зонеосуществляется выбор оптимального заканчивания скважин. Номер зоныобозначается номером скважины, которая находится в этой зоне.Разлом Р1 играет большую роль при добыче МУП на исследуемом участке.При анализе влияния тектонических структур на добычу метана на участке QDавтором диссертации было доказано, что минимальное расстояние от забоевскважин до разлома для рентабельной добычи метана – 650 м.
Так какрасстояние от забоя скважины П2 до разлома меньше 650 м, скважина находитсяпод сильным влиянием разлома, вследствие чего дебит скважины оказываетсяслишком низким. Поэтому область (зона 2), расстояние которой до разломаменьше 650 м с обеих сторон разлома, не предусмотрена для разработки.Как известно из тектонической схемы участка, зона № 6 отделена разломомот других.
Поэтому северо-западная часть участка выделяется в однуотдельную зону, и коллекторские свойства пластов получены из скважины П6.Площади зон, где расположены остальные 4 скважины (П 1, П3, П4 и П5),определяются произведением плотности ресурсов метана на проницаемостьугольных пластов в соответствующих зонах. Например, соотношение площадейзон № 1 и № 3 определяется по формуле 2. Результаты разделения участкапоказаны на рисунке 8.SП1:SП3 =(Q1*h1*ρ1*K1):(Q3*h3*ρ3*K3)(2)где: SП1, SП3- площадь зон № 1 и 3, км2; Q1, Q3 – метаноносность угольныхпластов в зоне № 1 и 3, м3/т; h1, h3 – мощность угольных пластов в зоне № 1 и 3,м; ρ1, ρ3 – плотность угольной породы в зоне № 1 и 3, т/м3; K1, K3 –проницаемость угольных пластов в зоне № 1 и 3, мД.20Рисунок 8 Результаты разделения зон участка QDРасчет экономических показателей разработкиЭкономический анализ разработки месторождения осуществлен подействующим налоговым режимам Китая, правительство страны предоставляетналоговые льготы, а также субсидии компаниям, которые занимаются добычейМУП.
Источником стоимостной информации служит ежеквартальнообновляемая база операционной информации (добровольное объявление)международной компании AAG (AAG Energy Holdings Limited), котораязанимается добычей МУП на участках PanZhuang и MaBi бассейна Qinshui.Расчетные варианты разработки различаются способами заканчивания,системой размещения и плотностью сетки скважин. Полученныеэкономические показатели использованы для дальнейших исследований.Анализ чувствительности эффективности разработки к параметрамугольных пластовЧтобы определить параметры угольного пласта, которые имеютнаибольшее влияние на эффективность разработки, в работе приведен анализчувствительности.
В итоге были изучены 125 сценариев разработки, оценены 12параметров пласта. Диапазоны изменения значений параметров выбранысогласно анализу данных 6 параметрических скважин.Для отображения результатов итогового анализа чувствительностииспользуется лепестковая диаграмма (смотреть рисунок 9). Диаграммапозволяет одновременно сравнивать общие значения из нескольких наборовданных. Из диаграммы видно, что при разных вариантах заканчивания порядокстепени чувствительности эффективности разработки к параметрам пластовизменяется.
Построенная диаграмма позволяет быстро упорядочить параметрыпласта по степени их влияния для всех способов заканчивания, и выделить теключевые параметры, на которые необходимо обратить особое внимание при21обосновании и проектировании заканчивания скважин.Рисунок 9 Лепестковая диаграмма итогового анализа чувствительностиэффективности применения разных способов заканчиванияОценка степени риска применения способов заканчивания скважинВ этой работе предлагается использовать степень риска как объединенныйпоказатель для количественной оценки опасности при заканчивании скважин,характеризующий вероятность возникновения возможных осложнений и аварий.Для оценки степени риска при разных способах заканчивания скважиниспользуется метод анализа «дерева отказов».
В результате анализа вычисленыстепени риска применения способа заканчивания: вертикальные скважины безкаверны и без ГРП – 0,2, заканчивание с кавитацией – 0,3, вертикальныескважин с ГРП – 0,5, U-образные скважины – 0,7, - перистые скважины – 0,9.Выбор оптимального заканчивания скважин для участка QDДля выбора оптимального заканчивания в работе предлагается применитьметод оскулирующих значений (osculating value method). Сущность методазаключается в вычислении расстояния от рассматриваемого способазаканчивания до наилучшего объекта в пространстве множеств вариантовзаканчивания скважин.
![](https://s.studizba.com/z.php?f=/templates/si/i/noavatar.png&w=100&h=100&t=1"){kind=avatar}
