1209

Рис. 98. Схема разреза пласта, состоящего из трех пропластков, разра­ батываемого при трех­ рядной схеме расположе­ ния скважин:

первым и вторым рядом до­ бывающих скважин; 5 — до­ бывающая скважина второго ряда; 6 — пропласток 3

ным пропласткам разрабатываемого пласта добывающие сква­ жины обводняются. Вопрос состоит в следующем: при какой обводненности продукции отключать добывающие скважины с тем, чтобы не допустить существенного снижения нефтеотдачи?

Если, например, при трехрядной системе разработки пласта средний низкопроницаемый пропласток выклинивается вблизи первого ряда добывающих скважин (рис. 98), то вывод из эксплуатации первого ряда скважин при слишком низкой об­ водненности приведет к очевидному снижению нефтеотдачи, если средний пропласток содержит значительные запасы нефти.

В проблеме регулирования разработки нефтяных месторож­ дений имеется и много других еще не решенных вопросов.

Помимо указанных общих проблем разработки нефтяных месторождений с применением заводнения известен и целый' ряд специальных, таких, например, как создание эффектив­ ных методов разработки низкопроницаемых, сильно неоднород­ ных пластов, водонефтяных зон месторождений, коллекторов с высокой глинистостью, трещиновато-пористых пластов с неод­ нородной трещиноватостью и т. д.

Указанные проблемы могут быть решены также путем ис­ пользования вместо обычного заводнения иных методов разра­ ботки нефтяных месторождений.

Контрольные вопросы

1 . Выведите формулу связи между текущей добычей нефти из пласта, текущей добычей жидкости и обводненностью добы­ ваемой продукции.

2 . Выведите формулу для дебита нефти в прямолинейном однородном пласте при постоянном перепаде давления с ис­ пользованием модели поршневого вытеснения нефти водой.

181

Г л а в а V

РАЗРАБОТКА НЕФТЕГАЗОВЫХ И НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

ИПЛАСТОВ С АНОМАЛЬНЫМИ СВОЙСТВАМИ

§1. РАЗРАБОТКА МЕСТОРОЖДЕНИЙ

ПРИ ЕСТЕСТВЕННЫХ РЕЖИМАХ

Н е ф т е г а з о в ы е м е с т о р о ж д е н и я — это нефтяные место­ рождения с естественной газовой шапкой. Начальное пластовое давление в них значительно ниже давления насыщения, вслед­ ствие чего только часть газа растворена в нефти, остальная же находится над нефтью, образуя первичную газовую шапку.

Н е ф т е г а з о к о н д е н с а т н ы е м е с т о р о ж д е н и я — нефтегазовые месторождения, в газовой части которых содер­ жится значительное количество жирного газа — конденсата,

щегося в естественной газовой шапке, содержится 150—200 г конденсата или менее, то такое месторождение относят к неф­ тегазовым. При содержании конденсата в газовой шапке на уровне 2 0 0 г на 1 м3 газа при стандартных условиях месторож­ дение считают нефтегазоконденсатным со средним содержанием конденсата. Содержание конденсата в газе газовой шапки свы­ ше 600 г на один кубометр считается высоким.

Условно принимают, что если 80—90% углеводородов со­ держатся 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 угле­ водородов в жидкой фазе месторождение относят к нефтегазо­ вым или к нефтегазоконденсатным.

В нефтяной части нефтегазовых месторождений находятся нефть вместе с растворенным в ней газом, а также связанная вода. В газовой части этих месторождений имеются газ и свя­ занная вода. Есть предположения, что в газовых частях неко­ торых нефтегазовых месторождений вместе с газом и связан­ ной водой может содержаться и нефть при небольшой нефтенасыщенности.

Основное требование, предъявляемое при разработке неф­ тегазовых месторождений как с воздействием на пласт, так и без такового, состоит в том, что нефть не должна перемещать­ ся в сторону газовой шапки. Иначе говоря, разработка нефте­ газового месторождения должна осуществляться таким обра­ зом, чтобы газонефтяной контакт не перемещался в сторону газовой шапки. Считается, что нефть, переместившаяся в газо­

183

вую шапку, создаст в ней остаточную нефтенасыщенность, в результате чего возникают дополнительные потери нефти в га­ зовой шапке, где нефть будет «размазываться» по пористой

среде.

При разработке нефтегазовых месторождений на естествен­ ных режимах предотвращение перемещения газонефтяного кон­ такта в сторону газовой шапки осуществляется путем поддер­ жания либо нулевого, либо отрицательного перепада пластово­ го давления между нефтяной и газовой частями.

Такая разработка приводит или к недопущению отбора га­ за из газовой шапки, или к его существенному ограничению, если при этом допускается определенное падение пластового давления в нефтяной части залежи. Однако предотвратить пол­ ностью отбор газа из газовой шапки при разработке нефтега­ зовых месторождений трудно, так как при значительном рас­ пространении газовой шапки по площади месторождения обра­ зуются газовые конусы. Несмотря на принятие известных спе­ циальных мер для предотвращения прорыва газа в нефтяные скважин, количество отбираемого газа из газовой шапки неф­ тегазовых месторождений ограничивают в основном путем зна­ чительного уменьшения дебитов нефтяных скважин, и особенно скважин, находящихся вблизи газонефтяного контакта. Умень­ шение же дебитов нефтяных скважин, с одной стороны, и не­ обходимость по экономическим причинам поддержания доста­ точно высокого темпа разработки, с другой — приводят к по­ требности бурения повышенного числа скважин, что ухудшает экономические показатели разработки месторождения.

Для того чтобы лучше представить, что дебит нефтяных скважин должен быть действительно малым по причине недо­ пущения подтягивания газовых конусов, рассмотрим упрощен­ ную теорию образования газовых конусов. Допустим, что неф-

Рис. 99. Схема притока нефти к скважине нефтегазового месторождения:

/ — скважина; 2 — поверхность газонефтяного контакта; 3 — перфорированная часть

184

тяная часть нефтегазового месторождения снизу ограничива­ ется подошвой пласта, т. е. не подстилается водой. Приток неф­ ти в скважину, вскрывшую нефтяную часть нефтегазового мес­

торождения по высоте hc, отсчитываемой от подошвы пласта, происходит с образованием газового конуса (рис. 99). Высота столба _нефти на некотором расстоянии г от центра скважины

равной к. Дебит нефти AqHC, проникающей в скважину в ради­

альном направлении по высоте Ah, приближенно считая его про­ исходящим в горизонтальном направлении, можно определить следующим образом:

В соответствии с рис. 99 для давления p(r, z ) в точке А, через которую проходит элементарный поток нефти, находящейся на расстоянии г от центра скважины и на высоте z, отсчитываемой от подошвы пласта, имеем следующее выражение:

сматриваемой скважины; ун и уг — удельные веса соответствен­ но нефти и газа.

h=hKпри r=rK, h = hc при г=гс, получим окончательную форму­ лу для предельного безгазового дебита <7нс = <7нс, т. е. такого де­

бита, при котором высота столба нефти при г=гс равна hc и в скважину притекает только нефть:

185

Оценим предельный безгазовый дебит нефти по формуле (V.6 ). Имеем

в виде

От обычной формулы Дюпюи для напорной фильтрации нефти формула (V.8 ) отличается тем, что в нее входит АуДh вместо

Дрс= Рк Рс-

Поэтому сравним ЛуДh с встречающимися в практике раз­

работки нефтяных месторождений величинами Дрс.

Пусть Ду= 0,8-104 Н/м3, Д/г= 10 м. Тогда ДуД/г= 0,8-104-10=

=0,8-105 Н/м2 = 0,08 МПа.

Впрактике же разработки нефтяных месторождений Дрс составляет, как правило, несколько мегапаскалей. Таким обра­ зом, предельный безгазовый дебит нефтяных скважин нефтега­ зовых 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.

Внекоторых особых случаях, например при необходимости отбора безводной продукции, если во время заводнения нефте­ газового месторождения образуются стойкие водонефтяные эмульсии, в случаях весьма ценных нефтей, можно разрабаты­ вать неглубоко залегающие нефтегазовые месторождения без заводнения при плотной сетке скважин. Однако такая разра­ ботка нефтегазовых месторождений во всех других случаях эко­ номически не оправдана и, кроме того, ведет, по сути дела, к консервации газа в газовой шапке. Поэтому возникает необхо­ димость разработки этих месторождений с воздействием на пласт.

Расчет процесса разработки нефтегазового месторождения без воздействия на пласт осуществляют по той же методике, что и расчет разработки нефтяного месторождения с вторичной га­ зовой шапкой. Эта методика дана в гл. III.

Р а з р а б о т к а н е ф т е г а з о к о н д е н с а т н о г о м е с т о ­

ным контактом, так что месторождение можно считать замкну-

186

Рис. 100. Разрез нефтегазо­ конденсатного месторожде­ ния:

1 — добывающие скважины; 2 — нефтяная часть месторождения;

3 — газоконденсатная часть ме­ сторождения (первичная газо­ вая шапка)

тым. В условиях природного залегания месторождение имеет первичную газовую шапку, в газе которой содержится большое количество конденсата. Кроме того, значительное количество углеводородов Сз—С8, т. е. по сути дела конденсата, имеется и в нефти в растворенном состоянии.

Рассматриваемое месторождение можно считать месторож­ дением легкой нефти с газоконденсатной шапкой. Однако для краткости будем называть его нефтегазоконденсатным.

Приток газа и нефти к скважинам можно определять по формулам напорной или безнапорной радиальной фильтрации. Однако разработку месторождения в целом рассмотрим с ис­ пользованием общих фазовых соотношений и формул много­ компонентного материального баланса.

Прежде всего разобьем углеводородный состав месторожде­ ния на три группы: газ, в который входит в основном метан;

второй компоненты находятся как в газовой фазе, так и в жид­ кой. Содержанием нефти в газе будем пренебрегать. Отсюда имеем следующие соотношения:

целом; Gb G2 и L\, L2, L3 — массы компонентов соответственно в газовой и жидкой фазах.

Будем считать, что второй компонент, т. е. конденсат, неог­ раниченно растворяется в третьем, т. е. в нефти, первый же

187

Как и в гл. III, имеем соотношение для суммы объемов ком­ понентов в жидкой фазе в виде

нентов, растворенных в третьем; рз — плотность третьего компо­ нента; Vоп — объем пласта, охваченный процессом разра­ ботки.

Процесс разработки месторождения будем считать изотер­ мическим. Уравнение состояния реального газа применительно

общие фазовые соотношения, нежели соотношения, определяе­ мые законом Генри и уравнением состояния реальных газов в виде (V.1 2 ). К таким уравнениям относятся уравнения фазовых концентраций, равновесия и более общие уравнения газового состояния. Однако для приближенных расчетов разработки неф­ тегазоконденсатных месторождений можно пользоваться более простыми соотношениями (V.10), (V.12).

Чтобы понять характер процесса, происходящего в газовой шапке нефтегазоконденсатного месторождения со снижением пластового давления, используем бомбу pVT (рис. 101), в кото­

рое. 101. Схема выпадения конденсата в бомбе pVT:

/ — поршень; 2 — корпус бомбы; 3 — конденсатосодержащий газ; 4 — вентиль; 5 — жид­ кий конденсат

188

Рис. 102. Изотерма конден­ сации

рую помещен газ с конденсатом при начальном пластовом дав­

конденсатом через вентиль 4. Кроме того, поршень 1 также мо­ жет совершить движение вверх. В результате извлечения газа' и конденсата и вследствие некоторого подъема поршня давле­ ние в бомбе снизится по сравнению с начальным и в нижней ее части появится слой конденсата (см. рис. 101,6). При дальнейшем извлечении этой смеси давление снизится в большей; степени и увеличится количество конденсата, отложившегося в нижней части бомбы (см. рис. 1 0 1 , в).

Образование жидкой углеводородной фазы в резервуаре со снижением давления за счет постепенного отбора из резервуара углеводородов называется д и ф ф е р е н ц и а л ь н о й к о н д е н ­ с а цие й .

Отношение массы конденсировавшихся углеводородов к мас­ се углеводородного газа, их содержавшего, зависит при изотер­ мическом процессе от давления. Такая зависимость называется

месторождения важно знать свойственную данному месторож­ дению изотерму конденсации, которую получают в результате лабораторного моделирования процесса истощения нефтегазо­ конденсатных месторождений в бомбах pVT или на установках с пористой средой.

которую строят с учетом изотермы конденсации1 для каждого конкретного месторождения.

Если зависимость (V.13) известна, то система соотношений для расчета разработки нефтегазоконденсатного месторожде­ ния (V.9) — (V.13) замкнутая. В этих соотношениях a, piK, ргк,

189'

Любая из них равна ее начальному значению, за вычетом до- •бытого компонента с учетом количества выпадающего конден­ сата в газонасыщенной части пласта.

П р и м е р V.I. Пусть имеем нефтегазоконденсатное однопластовое место­ рождение, разрез которого изображен на рис. 100. Продуктивный нефтегазо­ носный пласт представляет собой замкнутый резервуар. Объем пласта, охва­ ченный разработкой, УОп=600-10б м3. Начальное среднее пластовое давление J>o=30 МПа. В газонасыщенной части содержалось при начальном давлении j>=Po=800-10-6 м3 конденсата на 1 м3 газа в стандартных условиях. Плот­ ность газа в стандартных условиях рг ат=0,85-10-3 т/м3, плотность жидкого конденсата ргк=0,7 т/м3, плотность компонента 3 (нефти) р3=0,85 т/м3, кажу­ щаяся плотность газа ри=0,3 т/м3, коэффициент растворимости газа а = = 10-2т/(т МПа).

При начальном средневзвешенном пластовом давлении р0 в пласте содер­

3 (нефти) Агсз=30-106 т.

Функция содержания конденсата в газе имеет следующий вид:

;f(p0— p) = 0 ,6588 [e-°,»u (Р о _ р> + 10,5 • 10-» fa, — р)].

Впд этой зависимости показан на рис. 103. В начальных условиях в пласте находилось нефти ЛГн=1о2+£оэ= Мга—бо2)+7-оз= (112,73-10е—50,07-10®) + +30-106=92,66-10®т.

Текущая годовая добыча нефти изменяется со временем t следующим образом:

qa— 0,3089-10» /,’ т/год.

Текущая добыча газа также линейно нарастает со временем.

Требуется определить значения коэффициентов компонентоотдачи т|Ь т]з и т|з» количество выпавшего в пласте конденсата (компонента 2) после десяти­ летней разработки месторождения на естественном режиме и изменение со вре­ менем средней насыщенности пласта жидкой углеводородной фазой 5Ж. При этом формулу закона изменения во времени t средневзвешенного пластового

190