31. Разработка нефтегазоконденсатных место­рождений на естественных режимах

Нефтегазовые месторождения  это нефтяные место­рождения с естественной газовой шапкой. Начальное пластовое давление в них значительно ниже давления насыщения, вслед­ствие чего только часть газа растворена в нефти, остальная же находится над нефтью, образуя первичную га­зовую шапку. Нефтегазоконденсатные место­рождения  нефтегазовые месторождения, в га­зовой части которых содер­жится значительное количество жирного газа  конденсата, представ­ляющего собой в основном смесь углеводородов С₃  С₈, а также более тяжелых. Считается, что если в 1м³ газа, находя­щегося в естественной га­зовой шапке, содержится 150  200 г конденсата или менее, то такое месторождение относят к неф­тегазовым. При содержании конденсата в га­зовой шапке на уровне 200 г на 1 м³ газа при стандартных условиях месторож­дение считают нефтегазоконденсатным со средним содержа­нием конденсата. Условно принимают, что если 80  90% углеводородов со­держатся в при­родных условиях в газе, а остальная часть в жид­кой фазе, т. е. в нефти, то такое месторождение считают газовым или газоконденсатным. При большем содержании угле­водородов в жидкой фазе месторождение относят к нефтегазо­вым или к нефтегазоконденсатным.

Основное требование, предъявляемое при разработке неф­тегазовых месторождений как с воздействием на пласт, так и без такового, со­стоит в том, что нефть не должна перемещать­ся в сторону газовой шапки. Иначе говоря, разработка нефте­газового месторождения должна осуществ­ляться таким обра­зом, чтобы газонефтяной кон­такт не перемещался в сторону газовой шапки. Считается, что нефть, переместившаяся в газо­вую шапку, создаст в ней остаточную нефтена­сыщенность.

При разработке нефтегазовых месторождений на естествен­ных режимах предотвращение пере­мещения газонефтяного кон­такта в сторону газо­вой шапки осуществляется путем поддер­жания либо нулевого, либо отрицательного перепада пластово­го давления между нефтяной и газовой частями.

Оценим предельный безгазовый дебит нефти по формуле

(8)

От обычной формулы Дюпюи для напорной фильтрации нефти формула (8) отличается тем, что в нее входит  h вместо р_с = p_к  p_с. По­этому сравним  h с встречающимися в прак­тике раз­работки нефтяных месторождений вели­чинами р_с.

Пусть  = 0,810⁴ Н/м³, h = 10 м. Тогда  h = 0,810⁴10 = 0,810⁵ Н/м² = 0,08 МПа.

В практике же разработки нефтяных место­рождений р_с составляет, как правило, несколько МПа. Таким обра­зом, предельный безгазовый де­бит нефтяных скважин нефтега­зовых месторож­дений оказывается меньше обычных дебитов нефтяных скважин чисто нефтяных месторожде­ний в несколько десятков раз. Это обстоятель­ство и приводит к необходимости сильного уп­лотнения сетки скважин (до 3  410⁴ м²/скв) с целью обеспечения заданного темпа разработки нефтегазового месторождения без воздействия на пласт. Расчет процесса разработки нефтегазо­вого месторождения без воздействия на пласт осуществляют по той же методике, что и расчет разработки нефтяного месторождения с вторич­ной га­зовой шапкой.

Разработка нефтегазоконденсатного ме­сто­рождения. Пусть имеем однопластовое ме­сторождение (рис. 100).

Рис. 100. Разрез нефтегазоконденсатного ме­сторожде­ния:

1  добывающие скважины, 2  нефтяная часть месторождения, 3  газоконденсатная часть ме­сторождения (первичная газо­вая шапка)

Разработку месторож­дения в целом рассмотрим с ис­пользованием об­щих фазовых соотношений и формул много­ком­понентного материального баланса. Прежде всего разобьем углеводородный состав месторо­жде­ния на три группы: газ, в который входит в основном метан; конденсат, состоящий главным образом из углеводородов С₃  С₉, и нефть, со­держащую углеводороды С₁₀ и выше. Газ как компонент будем помечать индексом 1, конден­сат  индексом 2 и нефть  ин­дексом 3.:

N₁ = G₁ + L₁ ; N₂ = G₂ + L₂ ; N₃ = L₃ , (9)

где N₁, N₂, N₃  общие массы компонентов в месторождении в целом; G₁, G₂ и L₁, L₂, L₃  массы компонентов соответственно в газовой и жидкой фазах.

Будем считать, что второй компонент, т. е. конденсат, неог­раниченно растворяется в третьем, т. е. в нефти, первый же компонент  газ растворяется в третьем компоненте по закону Генри. Таким образом L₁/L₃ = p. (10)

Имеем соотношение для суммы объемов ком­понентов в жидкой фазе в виде

(11)

где s_ж  средняя насыщенность пласта жид­кими углеводорода­ми; _1к, _2к  кажущиеся плотности первого и второго компо­нентов, рас­творенных в третьем; ₃  плотность третьего компо­нента; V_оп  объем пласта, охваченный процессом разра­ботки.

Процесс разработки месторождения будем считать изотер­мическим. Уравнение состояния реального газа применительно к рассматривае­мому месторождению имеет вид

(12)

где р  среднее пластовое давление.

Система уравнений (9)  (12) необходимо доп-ть соотношением для определения массы конденсата в газе в зависимости от Р. Пусть в цилиндрическом резервуаре имеется газ. Если часть газа выпустить, Р в цилиндре ум-ся и в нем образуется некоторое кол-во жидкого конденсата. при дальнейшем извлечении этой смеси Р снизится еще больше и ув-ся жидкий конденсат.

Рис. 101. Схема выпадения конденсата в бомбе pVT: 1  поршень, 2  корпус бомбы, 3  конденсатосодержащий газ, 4  вентиль, 5  жид­кий конденсат

Образование жидкой углеводородной фазы в резервуаре со снижением давления за счет посте­пенного отбора из резервуара углеводородов на­зывается дифференциальной конден­сацией.

Отношение массы конденсировавшихся угле­водородов к мас­се углеводородного газа, их со­державшего, зависит при изотер­мическом про­цессе от давления. Такая зависимость называется изотермой конденсации. Она имеет вид, показан­ный на рис. 102.

Рис. 102. Изотерма конден­сации

Для замыкания системы соотношений (9)  (12) необхо­димо знать зависимость G₂/G₁ = f (p₀ – p) , (13) которую строят с учетом изотермы конденса­ции для каждого конкретного месторождения.

Если зависимость (13) известна, то система соотношений для расчета разработки нефтегазо­конденсатного месторожде­ния (9)  (13) замкну­тая. В этих соотношениях , _1к, _2к, ₃, V_оп , р_ат, _ср, _гат  константы. Если величины N₁, N₂, N₃ и функция f (p  p₀) заданы, то имеем семь урав­не­ний для определения се­ми неизвестных: G₁, G₂, L₁, L₂, L₃, s_ж, p.

Расчет показателей разработки однород­ного пласта на основе модели непоршневого вытеснения нефти водой. (Теория Баклея-Левретта).

Закон Дарси:

Уравнение неразрывности:

Фронтовая насыщенность sф определяется графически, но более точно из уравнения

(3)

Распределение водонасыщенности по длине пл-та определяется по уравнению для всех S≥ Sф

Время прорыва воды

До прорыва воды:

накопленный отбор н. (6)

накопленный отбор воды (7)

Водонасыщенность на выходе после прорыва воды определяется по уравнению (8)

Обводненность добываемой н.

(9)

Средняя водонасыщенность в заводненной зоне:

в безводный период добычи н..

после прорыва воды

Коэффициент нефтеизвлечения (12)

Накопленная добыча н. и воды после прорыва воды определяются по формулам

Годовая добыча н. и воды определяются с использованием накопленных отборов.

Особенности этих кривых:

• Р_к <0,

• Кривая гистерезисная,

• Зависимость абсолютной величины Р_к от S_н аналогична зависи­мости Р_к ( S_в ) для гидрофиль­ного пласта.

Для кривой Р_к Левертт предложил безраз­мерную функцию J(s)

(6)

Относительные фазовые проницаемости.

Относительные фазовые проницаемости за­висят от разных факторов: насыщенности, градиента давления, капиллярных характери­стик, структуры порового пространства, от вяз­кости фаз. Однако обычно принимают, что они являются однозначными функциями насыщен­ности.

Примеры:

• Эмпирические формулы Чэнь-Чжун-сена

• (9)

Кривые Курбанова

(8)

Характерными точками кривых относитель­ных фазовых проницаемостей является точки

S = S_св , S = S_m =1-S , (11)

При S = S_св К_в(S_св) =0,

При S = S_m К_н(S_m) =0.

Рассмотрим процесс вытеснения нефти водой из однородного линейного пласта при заданном расходе закачиваемой воды V. Жидкости несжи­маемые, порода недеформируемая. Длина пласта L, поперечное сечение b*h.

Закон Дарси: (1)

(2) s_в + s_н =1, s=1- s_в

Уравнение неразрывности

V_н +V_в = V= const (5)

Сложив (1) и (2), с учетом (5), найдем гра­диент давления и подставим в (1). Получим

V_в = V f (s), (6)

где (7)

функция Баклея Леверетта; μ_о= μ_н/ μ_в