26. Особ-ти раз-ки нефтегазоконд-х мест-й. Изотермы конден-и.

Нефтегазоконденсатное мест-е – имеется первичная газовая шапка, в ней имеется значит-е кол-во жирного газа (конденсата).

Раз-ка таких мест-й ведется с одновременным отбором газа, нефти и газоконденсата. При этом необх-мо иметь ввиду, что сниж-е Рпл часть конденсатанаход-ся в газовой шапке может перейти в жидкое состояние и выпасть в осадок.

Разработка таких мет-й без ППД сопровождается целым рядом проблем:

1) невозможностью поддерж-я высоких темпов отбора нефти без резкого увелич-я кол-ва скв-н.

2) высокие газовые факторы

3)вынужденное ограничение отборов газа из газовой шапки и продление сроков раз-ки газовой шапки.

4) выпадение конденсата в осадок, что приводит к сниж-ю конденсатоотдачи.

Чтобы этого не происходило применяют различные виды воздей-я на пласт.

Изотерма конденсации:

ψ- отношение выпавшего конденсата к общему объему добытого газа.

Приток Н и Г к скв-не можно рассчитать по ф-лам напорной и безнапорной фильтр-и в зав-ти от режима работы пласта.

Но расчет показ-лей раз-ки в целом по местор-ю ведется с использованием фазовых соотношений и фор-л многокомпонетного материаль-го баланса.

Разобьем весь у/в состав залежи на 3 группы и обозначим: 1. газ, 2. конденсат, 3. нефть.

1 и 2 могут нах-ся как в газовой, так и в жидкой фазе. Содержанием нефти в газе пренебрегаем.

2 компонент расворяется в 3-м неограниченно, а 1-й в 3-м растворяется согласно закону Генри.

Обозначим N₁, N₂, N₃ –общая масса компон-в.

G₁, G₂- масса комп-в в газовой фазе

L₁, L₂, L₃- массы комп-в в жидкой фазе.

, α- массовый к-т раствор-ти в нефти кг/кгПа.

,

ρ_1к- кажущаяся плотн газа в жидкой фазе.

ρ_2к- кажущаяся плотн конденсата в жидкой фазе.

ρ₃- плотн дегазир-й нефти.

V_оп- объем порового простр-ва

S_ж- средн насыщ-ть пласта жидкой фазой.

Запишем ур-е состояния реального газа

, - некоторый к-т сверхсжим-ти газа.

Эти ур-я позволяют вычислить кол-во оставшегося в пласте газа, конденсата и нефти в любой момент времени, но для этого должны быть заданы N₁, N₂, N₃; потом можем вычислить основные показ-ли раз-ки.

27. Применяемые системы заводнения при разработке нефтеконденсатных месторождений.

При разработке газовых месторождений применяются различные системы заводнения: законтурное, приконтурное, внутриконтурное(блоковые, рядное, площадное).

При законтурном заводнении нагнетательные скважины располагаются за пределами внешнего контура нефтеносности.

Скважины располагаются в законтурной части продуктивного пласта как можно ближе к внешнему контуру нефтеносности. Метод эффективен при:

- небольшой (4-5 км) протяженности пласта,

- малой относительной вязкости (до 5) пластовой нефти,

- высокой проницаемости коллектора (0,4-0,5 мкм2 и более),

- сравнительно однородном строении продуктивного пласта и

- хорошей гидродинамической связи продуктивной и законтурной частями пласта.

Нефтеизвлечение в благоприятных ситуациях может достигать 60-65%.

Контуры нефтеносности: 1 - внешний, 2 - внутренний, скважины: 3 - нагнетательные, 4 - добывающие.

При приконтурном заводнении нагнетательные скважины располагаются в пределах водонефтяной зоны залежи.

Метод применяется при тех же условиях, что и при законтурном заводнении, но при плохой гидродинамической связи залежи с законтурной зоной. Плохая связь залежи с водоносной частью пласта бывает обусловлена ухудшением проницаемости пласта вблизи водонефтяного контакта. Такие явления характерны для карбонатных коллекторов, где вторичные геохимические процессы могут приводить к закупорке пор солями и твердыми битумами.

Внутриконтурное заводнение характеризуется нагнетанием воды в скважины, расположенные в пределах залежи, внутри контура нефтеносности. В зависимости от взаимного размещения нагнетательных и добывающих скважин, выделяют различные виды и подвиды внутриконтурного заводнения.

Блоковое заводнение, обеспечивается разрезанием залежи рядами нагнетательных скважин (рис. 3.3). В рассматриваемом способе воду закачивают в пласт через скважины, расположенные рядами (линиями) разрезания. Скважины разрезающих рядов после бурения сначала эксплуатируются при возможно более высоких дебитах.

Такой вид заводнения применяют в пластовых резервуарах с параметрами пластов и нефтей, перечисленными для законтурного заводнения, но с большой площадью нефтеносности.

Площадное, при котором в условиях общей равномерной сетки скважин нагнетательные и добывающие скважины чередуются по строгой сетке (пятиточечная, семиточечная, девятиточечная, ячеистая прямые, или обращенные). Применяются различные варианты формы сеток и взаимного размещения нагнетательных и добывающих скважин. Они характеризуются различной активностью (соотношением добывающих и нагнетательных скважин)