Диссертация (1172988), страница 21
Текст из файла (страница 21)
На основе трехмерного гидродинамического моделирования разработкиучастка QD определен наилучший вариант сетки скважин, ее плотность.Установлено, что для рассматриваемого участка QD по сравнению с вариантомзаканчивания с кавитацией и с вариантом без кавернообразования и без ГРПмаксимальный дебит по газу увеличивается соответственно в 2,2 раза и 3,6 раза засчет применения технологии ГРП. Прирост накопленной добычи газа от применениятехнологии ГРП составляет 45,4% и 106,8% соответственно.
Важной особенностьюприменения ГРП для добычи МУП является быстрое начало добычи газа, так как приварианте без проведения ГРП процесс обезвоживания занимает длительное время.Кроме того, максимальный дебит газа с применением ГРП отмечается уже к серединевторого года разработки. Таким образом, с точки зрения динамики основныхпоказателей добычи МУП технология ГРП показала положительные результаты дляисследуемого участка QD. Можно сделать вывод, что этот метод следует применятьпри этих условиях.ГЛАВА5.131РЕКОМЕНДАЦИЙРАЗРАБОТКАПООПТИМИЗАЦИИПАРАМЕТРОВ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИНОптимизация параметров U-образной скважины5.1Как уже упомянуто выше, опыт применения U-образной скважины [38, 43, 126]показывает, что срок эксплуатации метаноугольных месторождений при применениигоризонтальных скважин сокращается.
В этой работе выбран 12-летний срок добычиМУПнаучасткеQDбассейнаQinshui.Исходныеусловиятрехмерныхгидродинамических моделей приведены в разделе 2.9. Чтобы избежать влиянияграницы пласта, в этой работе применяется прямоугольная сетка скважин, в которойразмещены девять скважин. Восемь скважин размещают равномерно по периметру, аодну (объект исследования) - в центре модели. Все скважины одновременновскрывают угольные пласты S и SW. Размерность моделей 375*216*32 ячеек, размерячеек в направлении Х составляет 10 м, в направлении Y – 5 м, в направлении Z –разные. Общее количество ячеек модели 2,592*106.5.1.1 Удельная площадь дренирования скважиныЧтобы определить оптимальную удельную площадь дренирования скважины сприменением U-образной скважины на участке QD применяется численноемоделированиеразработкиспомощьюсемействасимуляторовEclipse.Моделирование проводилось на трехмерной прямоугольной сетке площадью: 0,25 км2,0,45 км2, и 0,65 км2.
Дебит скважины по газу и накопленная добыча газа при разнойудельной площади дренирования показаны на рисунке 5.1.Из рисунка видно, что при варианте с площадью дренирования 0,25 км2максимальный дебит газа наступает вскоре после начала разработки, даже намногоменьше 1-го года. Затем происходит резкое падение дебита, и на поздней стадииразработки дебит газа снижается ниже минимального экономически допустимого.При этом накопленная добыча газа составляет 3,26*107 м3, и конечный коэффициентизвлечения метана - 60,8%.
При варианте с площадью дренирования 0,65 км2 дебитгаза достигает максимальных значений через почти полтора года с началаэксплуатации. Затем дебит по газу плавно снижается в течение длительного периода132времени, и даже к концу срока разработки дебит газа остается большим. В этом случаенакопленная добыча газа составляет 6,31*107 м3, и конечный коэффициент извлеченияметана - 45,2%.
Когда площадь дренирования составляет 0,45 км2, накопленнаядобыча газа составляет 5,13*107 м3, и конечный коэффициент извлечения метана –53,2%. Таким образом, на изучаемом участке QD целесообразно применение площадидренирования 0,45 км2.Рисунок 5.1 Дебит и накопленная добыча газа при разной удельной площадидренирования5.1.2 Длина горизонтального участкаДля определения оптимальной длины горизонтального участка U-образнойскважины в этой работе проводилось численное моделирование разработки сгоризонтальным участком длиной 600 м, 700 м, 800 м, 900 м, 1000 м, 1100м и 1200 м.Результаты расчетов показаны на рисунке 5.2.
Дебит скважины напрямую зависит отдлины горизонтального ствола. С увеличением длины горизонтального участканакопленная добыча газа, безусловно, растет, поэтому введем понятие удельнойдобычи газа на единицу длины горизонтального участка, значение которого равноотношению накопленной добычи газа к длине горизонтального участка.133Рисунок 5.2 Изменение удельной добычи газа на единицу длины горизонтальногоучастка скважины с увеличением его длиныИз рисунка видно, что с увеличением длины горизонтального участка удельнаядобыча газа уменьшается, особенно когда длина горизонтального участка превышает1000 м. С экономической точки зрения, при отсутствии ограничения во времени длядобычи МУП эффективность дренирования всего коллектора прямо пропорциональнадлине скважины, но бурение скважин большой длины дороже и из-за этогонецелесообразно.
К тому же потери давления на горизонтальном участке скважины ириск обвала стенок ствола скважины возрастают с увеличением протяженностигоризонтального участка. Кроме того, согласно исследованию автора Li [170], по мереувеличения длины горизонтального участка повышение расходов на бурение и ремонтгоризонтальной скважины имеет вид, показанный на рисунке 5.3. Поэтомусуществует оптимальная длина, выход за предел которой не приведет к увеличениюприбыли.Посмотрим опыт применения U-образной скважины в бассейне Qinshui: посостоянию на 2016 год на участке Shouyang успешно пробурили 5 U-образныхскважин суммарной длиной горизонтального участка 4681 м; на участке Jincheng - 21U-образная скважина суммарной длиной 25000 м [171]; на участке Panzhuang - 1 Uобразная скважина длиной 910 м [172]. Таким образом, с учетом результатовмоделирования и опыта применения U-образных скважин в бассейне Qinshuiустановлена оптимальная длина горизонтального участка – 1000 м.134Рисунок 5.3 Зависимость повышения расходов на бурение и ремонт горизонтальнойскважины от ее длины5.1.3 Расположение вертикальной составляющейВ связи с наклоном угольных пластов существуют три варианта размещениявертикальной составляющей, которые иллюстрируются на рисунке 5.4.
В варианте 1горизонтальный участок пробурен по восходящему направлению угольного пласта, ивертикальная составляющая находится в верхней части наклонного пласта. Вварианте 2 горизонтальный участок пробурен по нисходящему направлению пласта и,соответственно, вертикальная составляющая размещена в нижней части наклонногопласта. В варианте 3 горизонтальный участок располагается перпендикулярнонаправлению наклона пласта.Рисунок 5.4 Варианты размещения вертикальной составляющейНа рисунке 5.5 показаны показатели работы U-образных скважин при разныхвариантах размещения вертикальной составляющей в угольном пласте. Результатырасчетов показывают: при варианте 2 момент начала добычи метана и моментдостижения максимального дебита газа наступают быстрее, и максимальный дебит инакопленная добыча газа больше по сравнению с вариантом 1 и 3.135Рисунок 5.5 Результаты моделирования по вариантам размещения вертикальнойсоставляющейПри бурении горизонтального участка по нисходящему направлению пластаэффективным участком для обезвоживания газоносного угольного пласта и добычиметана является наклонный участок AB (смотреть рисунок 5.4).
В процессеобезвоживания вода из угольного пласта под действием силы тяжести легко движетсяпо наклонному участку AB к забою B вертикальной составляющей, далее с помощьюнасоса поднимается на поверхность земли. Такая дренажная схема способствуетбыстрому удалению пластовой воды за счет гравитационного воздействия. Чембыстрее идет процесс обезвоживания, тем скорее метан переходит в свободноесостояние, тем быстрее начинается добыча газа. Таким образом, можно сказать, чтовариант 2 более подходит для добычи МУП на участке QD бассейна Qinshui. Этотвариант использован для дальнейшего исследования.5.1.4 Направление горизонтального участка относительно системы кливажейКонтроль за направлением скважины с целью перехвата основного источникапроницаемости (система кливажей) в пласте - одно из важных преимуществприменения горизонтальных скважин. Система кливажей в угольных пластах имеетсильную направленность, что приводит к анизотропии проницаемости пласта, тогда136возникает вопрос о направлении горизонтального участка при размещении скважин.Чтобы изучить влияние направления горизонтального участка U-образной скважиныотносительно системы кливажей на работы скважины, были протестированы триварианта размещения горизонтального участка, которые показаны на рисунке 5.6.
Вварианте 1 горизонтальный участок перпендикулярен направлению главного кливажа;в варианте 2 параллелен ему; в варианте 3 горизонтальный участок пересекаетглавный кливаж под углом (45°). Результаты расчетов показаны на рисунке 5.7.Рисунок 5.6 Варианты размещения горизонтального ствола скважины относительносистемы кливажейРисунок 5.7 Результаты расчетов для различных вариантов размещениягоризонтального участка относительно направления главного кливажаВ варианте 2 (горизонтальный участок параллелен направлению главногокливажа) в начальный период обезвоживания дебит воды меньше, чем в вариантах 1137и 3, и, соответственно, процесс обезвоживания идет медленно.
Во втором вариантеразмещения скважин проницаемость пласта по направлению горизонтальнойсоставляющей больше, а проницаемость в перпендикулярном направлении кскважине меньше, что препятствует движению флюидов к горизонтальному участку.В результате проводится быстрое обезвоживание эллипсоидальной области угольногопласта, в которой находится горизонтальный участок, движение пластовой водызатрудняется, т.е.
вода за пределами этой области не успевает сюда попасть, чтобыподдерживать давление. При этом варианте размещения скважины давление вэллипсоидальной области стремительно снижается, быстро выделяется небольшойобъем метана и начинается добыча газа. Но в целом в варианте 1 быстрее идет процессобезвоживания и наступает момент максимального дебита газа, и накопленная добычагаза больше, тогда как в варианте 2 затруднено не только движение воды кгоризонтальному участку, но и движение газа. Таким образом, рекомендуется вариант1 размещения скважины, который использован для дальнейшего исследования.5.1.5 Расположение горизонтального ствола по толщине пластаВ этой работе предусмотрены 3 варианта расположения горизонтального стволаU-образной скважины по толщине пласта: горизонтальный ствол в верхней частиугольного пласта (вариант 1), в середине пласта (вариант 2) и в нижней части пласта(вариант 3).
Результаты расчетов представлены на рисунке 5.8.Дебит скважины и накопленная добыча газа по вариантам расположениягоризонтального ствола по толщине пласта отличаются за счет воздействия силытяжести. Из рисунка видно, что показатели разработки практически очень малоотличаются при разных вариантах расположения горизонтального ствола. Прирасположении горизонтального ствола в середине угольного пласта наблюдаютсянаибольшие дебит и накопленная добыча газа.
Кроме того, с технической точкизрения расположение горизонтального ствола в середине пласта позволяет в ходебурения снизить риск его выхода из продуктивного пласта. Поэтому при добыче МУПна участке QD следует размещать горизонтальный участок U-образной скважины всередине угольных пластов.138Рисунок 5.8 Результаты моделирования для различных вариантов расположениягоризонтального участка5.1.6 Анализ влияния угла наклона пласта на эффективность применения Uобразной скважиныБольшинство метаноугольных месторождений мира приурочены к складчатымструктурам, практически все угольные пласты имеют определенный угол наклона.Для исследования влияния угла наклона пласта на работы U-образной скважины вэтой работе рассмотрены следующие варианты угла: 0, 5, 10, 15, 20, 25, 30°.Результаты расчетов показывают, что при больших углах наклона пластовгравитационное воздействие способствует быстрому удалению воды, высокойскорости десорбции и диффузии метана в ранний период разработки.
![](https://s.studizba.com/z.php?f=/templates/si/i/noavatar.png&w=100&h=100&t=1"){kind=avatar}
