1209

давления будем считать заданной в виде

Р = Р о — 1.5Л

Расчет процесса разработки нефтегазоконденсатного месторождения при известном законе изменения во времени средневзвешенного пластового давле­ ния существенно упрощается.

Приступая к решению рассматриваемой задачи, вычислим вначале накоп­ ленную добычу компонента 3 (нефти) Q3. Имеем

В то же время на основе приведенной в условии задачи зависимости /=

=f(Po—p)

= 0,6 5 8 8 [e-°,39u-i6 _|_ Ю.5- Ю"»-15]= 0,1056.

191

Следовательно

19,28-10®

,fliKOM= 85-10® = 0,227;

5-10® Чэком = 30-10® = 0,167.

Из условия задачи известно, что добыча газа в течение 10 лет нарастает ли­ нейно. Причем, что добыча газа из газовой шапки также изменяется со време­ нем по линейному закону.

При начальном пластовом давлении в растворенном в нефти состоянии находилось

Х01= ap0L03 = 9-10® т газа,

Вместе с нефтью добыто

При / = 10 лет Q,r =1,5-10® т.

Количество выпавшего в газовой шапке конденсата

G2в= G02 — G2 — Q2r = (50,07 — 6,54 — 1,5) • 10® = 42,03 -10® т .

Таким образом, конденсатоотдача из газовой шапки 1,5-10®

%он = 50,07-10° ~ 0,03 = 3%.

На рис. 104 показан график изменения в течение 10 лет средневзвешенно­ го пластового давления р и количества выпавшего в пласте конденсата.

§2. РАЗРАБОТКА МЕСТОРОЖДЕНИЙ

СВОЗДЕЙСТВИЕМ НА ПЛАСТ

Разработка нефтегазовых и нефтегазоконденсатных место­ рождений при естественных режимах приводит к целому ряду

трудностей, связанных главным образом с невозможностью

.192

с внутриконтурным и при необходимости законтурным заводне­ нием нефтяной части месторождения.

В процессе разработки нефтегазоконденсатных месторожде­ ний можно применять также систему, предусматривающую со­ четание барьерного заводнения с внутриконтурным заводнением нефтяной части месторождения и закачки газа в его газокон­ денсатную часть или внутриконтурное заводнение этой части месторождения.

Первую из упомянутых систем используют при разработке нефтегазовых месторождений, имеющих сравнительно неболь­ шую по размерам нефтяную часть, которую называют н е ф т я ­ ной о т о р о ч к о й . На эту оторочку вследствие ее небольшой ширины можно пробурить только один — три ряда добываю­ щих скважин. На рис. 105 показана в разрезе и в плане схема расположения скважин при использовании этой системы раз­ работки. Водонагнетательные скважины барьерного заводне­ ния 5 отсекают газовую часть месторождения от нефтяной час­ ти. После закачки воды в такие скважины снижается прорыв газа из газовой шапки в добывающие скважины, что препятст­ вует перемещению газонефтяного контакта в газонасыщенную область пласта и в определенной степени позволяет осуществ­ лять независимую разработку газовой и нефтяной частей место­ рождения.

Применение барьерного заводнения позволяет снизить газо­ вый фактор нефтяных скважин по сравнению с разработкой нефтегазовых месторождений без воздействия на пласт пример­ но в 1 ,2 —1,5 раза.

Вторая из упомянутых систем предназначена для разработ-

Рис. 106. Схема системы разработки нефтегазового месторождения с со­ четанием барьерного, законтурного и внутриконтурного заводнений:

зодобывающие скважины; 7— внешний кон­ тур газоносности

Рис. 105. Схема системы разработки нефтегазового месторождения с сочета­ нием законтурного и барьерного заводнений:

/ — газонасыщенная часть месторождения; 2 — нефтяная оторочка; 3 — законтурные на­ гнетательные скважины; 4 — нефтедобывающие скважины; 5 — нагнетательные скважи­ ны барьерного заводнения; 6 — газодобывающие скважины; 7 — внутренний контур га­ зоносности; 8 — внешний контур газоносности; 9 — внешний контур нефтеносности

ки крупных нефтегазовых месторождений, нефтяные части ко­ торых вследствие их значительных размеров нецелесообразно

рождения, схематично показанная на рис. 106, имеет большую ширину, так что в этой части можно разместить много полос трехрядной системы разработки с расстояниями между скважи­ нами 500—600 м. Как и в случае системы разработки нефтега­ зовых месторождений первого типа, при барьерном заводнении искусственно отделяется газонасыщенная часть месторождения от его нефтенасыщенной части, что способствует осуществлению их независимой разработки без опасения перемещения нефти в газонасыщенную часть и без потери нефти в этой части.

В некоторых случаях с целью дальнейшего снижения про­ рывов газа из газовой шапки в нефтяные скважины бурят не один, а два барьерных ряда водонагнетательных скважин, от­ секающих газонасыщенную часть месторождения от нефтена­ сыщенной. Это приводит к еще большему снижению газовых факторов нефтяных скважин по сравнению с этим показателем при однорядном барьерном заводнении.

194

углеводородов близко к газовому или газоконденсатному с неф­ тяной оторочкой, то главной продукцией такого месторождения будет газ или газ и конденсат, которые необходимо интенсивно извлекать из недр. Барьерное заводнение, если газовая или га­ зоконденсатная часть месторождения обширна, может не обес­ печивать компенсацию отбора углеводородов. Пластовое дав­ ление в газовой или газоконденсатной части будет падать, хотя и медленнее, чем при режиме истощения, а конденсат будет осаждаться в пористой среде. Для полного поддержания плас­ тового давления в газоконденсатной части месторождения не­ обходимо воздействие именно на эту ее часть путем закачки в нее воды, газа или газоводяных смесей. Заводнение газоконден­ сатной части нефтегазоконденсатного месторождения можно осуществлять с применением рядной схемы расположения сква­ жин. На рис. 107 показана схема системы разработки нефтега­ зоконденсатного месторождения с применением трехрядной схемы расположения скважин на нефтенасыщенной его части с барьерным заводнением и однорядной схемы на газоконден­ сатной части месторождения. При вытеснении как нефти, так и газа вместе с конденсатом из пласта водой, т. е. при разработке путем заводнения нефтегазоконденсатного месторождения в целом, конечный коэффициент вытеснения газоконденсатной смеси водой т)к1 достигает порядка 0,75.

Лабораторные опыты показывают, что вытеснение газокон­ денсатной смеси водой происходит почти поршневым образом, так что в заводненной области пласта остается практически неподвижный защемленный газ вместе с конденсатом, который

трудно извлечь из пласта после заводнения. Известно, что газоотдача во время разработки газовых месторождений на режиме истощения достигает 0,92—0,95. Газоотдача же при разработке газоконденсатных месторождений на этом режиме составляет примерно указанную выше величину. Однако при этом вместе с газом из пласта извлекается только до 45—50% конденсата от его первоначального содержания в газе. Остальной конден­ сат выпадает в пористой среде и остается неподвижным. Если рассматривать суммарное извлечение углеводородов из газо­ конденсатной части, включая газ и конденсат, при режиме ис­ тощения, то на один стандартный 1 м3 газа вместе с конденса­ том, содержащимся в пласте до начала разработки, будет из­ влечено следующее количество углеводородов: газа Qr=<T|Kipob

Для количественной оценки извлечения газа и конденсата

Тогда количество извлекаемых углеводородов, приходящих­ ся на 1 м3 газа, первоначально содержащегося в пласте, со­ ставит

Qyi = Qri4 “^KI = 0,9- 0,85—f-0,5- 0,5-10_3- 0,6-103 = 0,915 кг.

Оценим, какое количество углеводородов Qy2, приходящихся на стандартный 1 м3 газа, первоначально содержавшийся в пласте, будет извлечено при заводнении газоконденсатной части месторождения с учетом того, что конечный коэффициент вы­ теснения углеводородов при заводнении составит т]к1 ='Пк2 = = т]к = 0,8. Имеем при тех же исходных данных, что и в случае разработки газоконденсатной части пласта на режиме истоще­ ния,

Q y 2 = Л к Р о 1 + т1к / о2р 2 = ° » 8 • 0,85+0,8- 0,5 • 1 0-3 • 0,6 • 103 = 0,920 кг.

Таким образом, можно заключить, что при заводнении газо­ конденсатной части месторождения получают на 1 м3 газа, первоначально содержавшегося в пласте, дополнительно всего на 0,005 кг больше углеводородов, чем при режиме истощения. Из изложенного следует, что заводнение газоконденсатного месторождения или газоконденсатной части нефтегазоконден­ сатного месторождения не всегда однозначно способствует уве­ личению суммарного извлечения углеводородов — конденсато­ отдача может быть увеличена, но газоотдача уменьшится.

1<б

4 f l / / i t / i t n n / i i i n

Ujjbhiti-

+ wcbh(Lt

h

*7777777777777777777}

Puc. 108. Схема элемента прямо­ линейного пласта

Газоконденсатная часть месторождений может разрабаты­ ваться также с поддержанием пластового давления путем на­ гнетания в нее сухого углеводородного газа. Пусть при этом применена однорядная схема расположения скважин, элемент которой выделен на рис. 107 штриховкой. В таком элементе вытесняется жирный газ, содержащий конденсат, сухим газом, закачиваемым в нагнетательную скважину. Будем приближен­ но считать процесс вытеснения газа прямолинейным, не порш­ невым, так как на контакте газов будут происходить молеку­ лярная и конвективная диффузии.

Молекулярная диффузия обусловлена хаотическим движе­ нием молекул смешивающихся газов, а конвективная — разли­ чием истинных скоростей движения частичек газа в порах пласта. Конвективная диффузия зависит от средней скорости движения контакта смешивающихся газов.

Уравнение молекулярной и конвективной диффузии получа­ ют аналогично уравнениям массопереноса в пористой среде с учетом баланса вещества, диффундирующего в элементарный объем пласта и из него, а также вещества, переносимого вме­ сте с потоком газов. Для вывода этого уравнения в прямоли­ нейном пласте рассмотрим элементарный объем bhdx (рис. 108). Через левую грань элементарного объема входит вещество с концентрацией с(х, t), а через правую грань оно выходит. За время dt за счет диффузии поступит количество вещества, рав­

грань за счет диффузии с фильтрационным потоком выносится следующее количество вещества:

vDbhdt -f- dxbhdt-\-w -4^- dxbhdt-\-wcbhdt.

В элементарном объеме пласта за время dt накопится количест­ во вещества, равное

— bhdxdt. dt

197

Скорость диффузии вещества в пористой среде можно опре­ делить по формуле закона Фика, если вместо коэффициента молекулярной диффузии Do использовать коэффициент эффек­ тивной, суммарной диффузии DE, учитывающий как молекуляр­ ную, так и конвективную диффузию. Получим

где DK— коэффициент конвективной диффузии.

Тогда формула закона диффузии примет следующий вид:

Подставив (V.16) в (V.14), получим уравнение диффузии ве­ ществ в пористой среде прямолинейного пласта:

Вытеснение газа газом из' пористой среды пластов происхо­ дит таким образом, что вследствие диффузии первоначальный контакт газ — газ (рис. 109) размывается. Так, при вытеснении из пласта жирного газа сухим в момент времени t\ концентра­ ция сухого газа в его смеси с жирным изменялась таким обра­ зом, как это показано на рис. 109 (см. кривую 1). В этот момент времени длина зоны смешения равна 2?ц. При t = t2 распределе­ ние концентрации сухого газа в его смеси с жирным газом та­

198

Рис. 109. Кривые распределения концентрации с ( х , t) сухо­

го газа в его смеси с жирным:

1 — с ( х , /,); 2 — с ( х , t2)\ 3 — с { х , /3)

качивать через пласт объем сухого газа, существенно превы­ шающий поровый объем пласта. Технологически процесс вы­ теснения из пласта жирного газа сухим осуществляют таким образом, что на поверхности выделяют из газа конденсат, т. е. делают пластовый газ газоконденсатного месторождения сухим, подают его в компрессоры, дожимают до необходимого давле­ ния и закачивают в пласт. Поэтому такая технология разработ­ ки газоконденсатных месторождений получила название цикли­ ческого процесса (сайклинг-процесс).

П р и м ер V.2. Газоконденсатную часть нефтегазоконденсатного место­ рождения разрабатывают с использованием циклического процесса при одно­ рядной схемерасположения скважин. Расстояние между рядами скважин /=800 м, толщина пласта, охваченная процессом вытеснения газа газом, со­ ставляет /i=10 м, ширина пласта 6 = 800 м, пористость ш=0,2. Расход сухого газа, нагнетаемого в скважину элемента однорядной системы разработки, р=100-103 м3/сут газа при стандартных условиях (рат=0,1 МПа). Среднее

к линии добывающих скважин. Пласт сильно неоднородный, так что эффектив­

^ ■ ' > = ^ + BW + c W -

Выполним следующие граничные условия:

Отсюда А = 0,5; В = 0,75; С = —0,25.

199

Таким образом,

решая его методом интегральных соотношений, имеем

M'k = W Edt.

Отсюда

2Ь= (32ВД1/г.

Вычислим время t*. Имеем в условиях пласта

Таким образом, область смешения вытесняемого и вытесняющего газов будет занимать в пласте довольно значительный размер. Для полной замены в пласте жирного газа сухим потребуется закачать около 1,5 порового объема газа, приведенного к пластовым условиям.

§ 3. РА ЗР А Б О Т К А Г Л У Б О К О З А Л Е Г А Ю Щ И Х П ЛА СТО В С А Н О М А Л Ь Н О В Ы С О К И М П Л А С Т О В Ы М Д А В Л Е Н И Е М И М Е С Т О Р О Ж Д Е Н И Й Н Е Н Ь Ю Т О Н О В С К И Х Н ЕФ ТЕ Й

Нормальное начальное пластовое давление примерно равно гидростатическому. Если же начальное пластовое давление близко к вертикальному горному, т. е. геостатическому, то та­ кое давление считают аномально высоким или аномальным. Создается такое давление чаще всего в замкнутых пластах, залегающих на глубинах свыше 3,5—4 км. В соответствии с соотношением (11.64) при высоком средневзвешенном пласто­

вом давлении р среднее нормальное напряжение а сравнитель­ но низкое. Следовательно, породы пласта в течение длительно­ го геологического времени оставались мало нагруженными и поэтому слабо уплотненными. При разработке нефтяного мес­ торождения с аномально высоким пластовым давлением без воздействия на пласт пластовое давление быстро снижается. За весь период разработки изменение средневзвешенного пласто­

вого давления Ар может составить величину, сравнимую с на­ чальным пластовым. При этом среднее нормальное напряжение, пористость и проницаемость пород пласта, особенно с учетом их первоначальной слабой уплотненности, изменяются нелинейно.

200