Диссертация (1172988), страница 20
Текст из файла (страница 20)
Определение оптимальной плотности сеткиразмещения скважин является важным элементом, что может предотвратить бурениененужных скважин и избежать излишних затрат, а также обеспечить дренированиевсего коллектора за заданный промежуток времени.122Чтобы определить оптимальную плотность сетки размещения скважин сприменением технологии ГРП на участке QD, численное моделирование разработкипроводилось на трехмерной квадратной сетке плотностью: 200м*200м, 350м*350м, и500м*500м.
На рисунках 4.9 и 4.10 показаны дебит скважины по газу и накопленнаядобыча газа соответственно. На рисунке 4.11 показаны дебит и накопленная добычаводы. На рисунках 4.12 и 4 13 изброжены распределения газонасыщенности в системекливажей и пластового давления в зависимости от времени разработки при разныхплотностях сетки скважин (через 1 год после начала разработки).Рисунок 4.9 Дебит газа при разных плотностях сетки скважинРисунок 4.10 Накопленная добыча газа при разных плотностях сетки скважин123Рисунок 4.11 Дебит и накопленная добыча воды при разных плотностяхсетки скважинРисунок 4.12 Распределение газонасыщенности в системе кливажей при разныхплотностях сетки скважин (через 1 год после начала разработки)Рисунок 4.13 Распределение давления в пласте при разных плотностях сеткискважин (через 1 год после начала разработки)124Из рисунков 4.12 и 4.13 видно, что после 1-го года разработки при плотностисетки скважин 200м*200м пластовое давление во всех пластах снижается нижекритического давления десорбции метана, и газонасыщенность в системе кливажейпо всем пластам существенно увеличивается.
Это означает, что обезвоживание вкрупном масштабе почти закончилось, что также отражено на рисунке 4.11, т.е. через1 год после начала разработки при плотности сетки скважин 200м*200м дебит водырезко падает, и темп увеличения накопленной добычи метана заметно замедляется.По рисункам 4.9 и 4.10 можно видеть, что добыча газа раньше всех начинается приплотности сетки скважин 200м*200м, и в начальный период разработки при даннойсетке скважин наблюдаются наибольшие дебит газа и темп увеличения накопленнойдобычи газа по сравнению с аналогичными показателями при других вариантахплотности сетки.
Однако, при плотности сетки скважин 200м*200м максимальныйдебит газа достигается вскоре после начала разработки, даже намного меньше 1-гогода. Затем происходит резкое падение дебита, и в средней и поздней стадииразработки дебит газа даже снижается ниже минимального экономическидопустимого. Поэтому ясно, что данная плотность сетки размещения скважинслишком большая.Из рисунка 4.13 видно, что при плотности сетки скважин 500м*500м пластовоедавление после 1-го года разработки существенно изменилось только в областитрещин ГРП, следовательно, газонасыщенность в системе кливажей заметноувеличивается только в области трещин ГРП (смотреть рисунок 4.12), т.е.
за этотпериод времени дренируется лишь область вблизи трещин разрыва. В большой частипластов давление все еще выше критического давления десорбции, и далеко недостигается максимальный дебит. Из рисунка 4.11 видно, что процесс обезвоживаниязанимает очень большой промежуток времени (примерно 3 года). В связи с этиммаксимальный дебит газа при данной плотности сетки скважин наступает через почтитри года с начала эксплуатации. Затем дебит по газу плавно снижается в течениедлительного периода времени, и даже к концу 15-летнего периода разработки дебитгаза держится на высоком уровне (2200 м 3/сут.). Поэтому удельная площадьдренирования одной скважины в данном случае (500м*500м) слишком большая, и при125этом ресурсы метана не могут быть эффективно освоены одной скважиной.В таблице 4.10 представлено сравнение показателей разработки залежей поразным плотностям сетки скважин с применением ГРП.
При плотности сеткискважин 350м*350м наблюдается наибольший дебит газа, конечная газоотдача за 15летний период разработки вполне приемлема – 51,34%, и при этом накопленнаядобыча газа на 138% больше по сравнению с вариантом плотности 200м*200м (хотяпри этой плотности достигается наибольшая конечная газоотдача – 65,99%), и толькона 26% меньше по сравнению с вариантом плотности 500м*500м (при этомполучается низкая конечная газоотдача – 34,23%).
Таким образом, результатычисленного моделирования разработки свидетельствуют о том, что плотность сеткиразмещения скважин может оказывать существенное влияние на эффективностьразработки залежей с проведением ГРП. Сравнительный анализ позволяет судить отом, что на изучаемом участке QD наиболее целесообразно применение плотностисетки 350м*350м.Таблица 4.10 Результаты численного моделирования разработки при разныхплотностях сетки скважин с применением ГРППлотность сетки, м*мМаксимальный дебит газа, м3/сут.Момент максимального дебита(с начала разработки), дНакопленная добыча газа, м3Конечная газоотдача, %200*2003884,9350*3504948,0500*5004572,6178,5440,8987,95,65*10665,991,34*10751,341,83*10734,234.4.3 Результаты моделирования разработки с проведением ГРП для добычиМУП на участке QDВо всех вариантах рассматривается 15-ти летний период разработки элементасимметрии сеток расстановки скважин, и производится сравнение накопленнойдобычи метана с базовым вариантом, а также со сценарием, где ГРП осуществляетсяв разных прямоугольных сетках скважин.
Сначала для определения оптимальнойформы сетки скважин на участке QD проведены сопоставления всех подвариантов,где применяется технология ГРП (варианты 3-1 - 3-8). После этого проведено126сравнение оптимального варианта размещения скважин при применении ГРП сбазовым вариантом и с вариантом заканчивания с кавитацией для изученияэффективности применения метода ГРП.На рисунках 4.14 - 4.17 изображено распределение газонасыщенности в системекливажей при разных сетках скважин (через 1 год после начала разработки). Изрисунков видно, что за рассматриваемый промежуток времени повышениегазонасыщенности в системе кливажей сначала происходит вблизи забоя скважин,особенно по периферии трещин ГРП.
При равномерном размещении скважин(варианты 3-1, 3-2 и 3-3) повышение газонасыщенности происходит белее равномерно.В некоторых случаях равномерно-переменного размещения скважин перепаддавления и повышение газонасыщенности быстрее распространяются в одну сторону(например, в направлении Х при варианте размещения скважин 3-1), чем в другую, врезультате чего обезвоживание в межскважинных зонах на удалении от скважинызамедляется. Например, при равномерно-переменном размещении скважин, вариант3-4, расстояние между скважинами в направлении Y намного меньше расстояния внаправлении Х, тем более трещины разрыва ориентированы в направлении Y, поэтомуперепад давления и повышение газонасыщенности распространяются быстрее внаправлении Y.Рисунок 4.14 Распределение газонасыщенности в системе кливажейпри треугольной сетке скважин (вариант 3-1)127Рисунок 4.15 Распределение газонасыщенности в системе кливажейпри пятиточечной сетке скважин (вариант 3-2)Рисунок 4.16 Распределение газонасыщенности в системе кливажейпри квадратной сетке скважин (вариант 3-3)Рисунок 4.17 Распределение газонасыщенности в системе кливажейпри прямоугольной сетке скважин (вариант 3-4)128Сравнение всех подвариантов с применением ГРП по накопленной добычеметана за 15-ти летний период разработки представлено на рисунке 4.18.
Объемынакопленной добычи по вариантам равномерного размещения скважин (варианты 31, 3-2, 3-3) не сильно отличаются. В то время как равномерно-переменное размещениескважин, где длина области дренирования намного превышает ее ширину, непозволяет обеспечить увеличение накопленной добычи метана, а наоборот,встречается заметное ухудшение (варианты 3-6, 3-7, 3-8).
Тем не менее приправильном равномерно-переменном размещении скважин (вариант 3-5) наблюдаетсямаксимальная накопленная добыча. Поэтому при применении ГРП равномернопеременное размещение скважин вариант 3-5 отмечен как оптимальный, и былвыбран для дальнейшего сравнения с базовым вариантом (вертикальные скважиныНакопленная добыча газа за15-ти летний периодразработки, м3без кавернообразования и без ГРП) и с вариантом заканчивания с кавитацией.1.35E+071.30E+071.25E+071.20E+071.15E+071.10E+073-13-23-33-43-53-63-73-8ВариантыРисунок 4.18 - Сравнение накопленной добычи метана по вариантамс применением ГРПНа рисунке 4.19 показаны дебит скважин по газу и накопленная добыча метанадля разных вариантов заканчивания скважин. В результате моделирования показано,что по сравнению с вариантами с кавитацией, и без кавернообразования и без ГРП,применение ГРП существенно увеличивает максимальный дебит скважины по газу,ускоряет момент достижения максимального дебита, и увеличивает накопленнуюдобычу метана на 45,4% и 106,8% соответственно.
Важно отметить, что при данномрасчете в модели были заданы средние значения параметров угольных пластов из 6129параметрических скважин, и именно в этом случае, можно сказать, что ГРП подходитв большей мере с точки зрения увеличения дебита скважин и накопленной добычигаза. Однако, разные параметры пласта в разной степени влияют на показателиразработки, поэтому вполне возможно, что при других условиях (например, привыборе наибольших значений проницаемости и метаноносности из параметрическихскважин) способ заканчивания с кавитацией будет лучше. Тем более экономическиепоказатели при разных способах заканчивания сильно отличаются, поэтомуцелесообразность применения технологии ГРП на этом участке нуждается вдальнейшем изучении.Рисунок 4.19 Динамика основных показателей добычи МУП по вариантамзаканчивания скважин: без кавернообразования и без ГРП, с кавитацией, и сприменением ГРП4.5Выводы к главеВ этой главе рассмотрено применение технологии ГРП для добычи МУП научастке QD метаноугольного бассейна Qinshui.
Обоснован выбор жидкости разрываи проппанта для ГРП на участке QD. Проведено моделирование ГРП в угольныхпластах S и SW посредством программного обеспечения FracproPT, построены розыдиаграммы азимутов трещин разрыва относительно направления кливажей и в130результате моделирования получены необходимые для расчета эффективностипроведениягидроразрываключевыепараметры:эффективнаязакрепленнаяполудлина ГРП, эффективная закрепленная высота, усредненная закрепленнаяширина трещины, удельная концентрация проппанта в трещине и безразмернаяпроводимость трещины (CfD).Установлено, что ориентации трещин разрыва совпадают с направлениемпростирания вторичного кливажа. Эффективная закрепленная полудлина трещиныпри гидроразрыве пласта S в среднем составляет 98,0 м; а в пласте SW – 95,3 м. Такжевыявлены зависимость концентрации проппанта от закрепленной ширины трещины,зависимость безразмерной проводимости от концентрации проппанта, и зависимостьзакрепленной ширины трещины от ее высоты.Кроме того, рассмотрены 11 вариантов сетки размещения скважин и 3 вариантаплотности сетки скважин с применением технологии ГРП для добычи МУП научастке QD.
![](https://s.studizba.com/z.php?f=/templates/si/i/noavatar.png&w=100&h=100&t=1"){kind=avatar}
