ПРОЕКТИРОВАНИЕ, АНАЛИЗ РАЗРАБОТКИ И
ОБУСТРОЙСТВА УГЛЕВОДОРОДНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
ЧАСТЬ 2 ГАЗОВЫЕ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫЕ МЕСТОРОЖДЕНИЯ
Лекция №5
Хромых Людмила Николаевна
Учет отдельных факторов в уравнении материального баланса.
Учет ретроградных явлений в пласте при разработке газоконденсатной залежи.
•При разработке газоконденсатной залежи в пласте при снижении РПЛ до РР в пласте выпадает конденсат. Уравнение материального баланса
имеет вид: |
|
M H M t M K t Mq t |
(1) |
|
•т.е. начальная масса МН газоконденсатной смеси в пласте равна сумме текущей массы газоконденсатной смеси в пласте М(t), массы
выпавшего в пласт сырого конденсата к моменту времени t – МК(t) и массы добытого Мq (t) пластового газа.
•В случае газового режима уравнение материального баланса для
|
~ |
газоконденсатной залежи можно записать в виде: |
|
|||||||||
|
|
|
~ |
~ |
|
~ |
~ |
~ |
~ |
|
||
|
H PH TÏË |
|
|
P t TÏË |
|
|||||||
Í |
|
|
|
ÃÍ |
H P |
|
~ |
à p |
P |
Ê P |
M q t |
|
|
zH PÀÒT0 |
|||||||||||
|
|
|
|
|
|
z P PÀÒT0 |
|
|
|
(2) |
||
• где: |
|
~ |
~ |
|
|
– соответственно начальный газонасыщенный поровый объем |
|||
|
|
|
H , P |
|
|
залежи и |
объем пор пласта, занятых выпавшим сырым конденсатом |
||
|
к моменту времени t, |
|||
|
~ |
– начальное и текущее среднее пластовое давление, |
||
•PH , P t |
||||
|
~ |
|
– |
коэффициенты сверхсжимаемости газоконденсатной смеси |
•zH , z P |
||||
|
при ТПЛ и |
~ |
||
|
соответственно при РН и P t , |
|||
|
|
~ |
|
– соответствующая плотность газа начального и текущего |
• ÃÍ , Ã P |
|
|||
|
состава приведена к РАТ и ТО, |
|||
• |
~ |
|
– плотность выпавшего в пласт сырого конденсата на момент |
|
Ê P |
||||
|
|
|
|
~ |
|
времени t, приведенное к давлению P t и ТПЛ. |
|||
•При определении массы добытого пластового газа на момент времени t используется следующее рекуррентное соотношение:
•(возвратные последовательности, каждый следующий член которых, начиная с некоторого, выражается по определенному правилу через предыдущие)
|
~ |
|
1 |
~ |
~ |
t t (3) |
M q t M q t t Qq.Ñ.Ã. |
t P |
t Q |
q.Ñ.Ã. t t t t 2 |
ã P |
t ã P |
•где: Mq t t - масса добытого пластового газа на момент времени t – Δt,
•Qq.С.Г.*(t- Δt) – добытое количество сухого газа на момент времени t и t
–Δt соответственно, приведённое к РАТ и ТО .
•Δt – шаг во времени
~
•Ð – объемный коэффициент сухого газа (коэффициент перевода
|
газа в пластовый газ) |
|
|
|
|
* |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
Qq.ï .ã. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Q* |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
q.ñ.ã. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
~ |
|
|
|
|
~ |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
~ |
|
p |
~ |
|
|
|
~ |
|
|
|
|
|
~ |
|
|||
|
|
|
|
|
|
f p |
|
|
|
|
|
|||||||||
• |
Зависимость |
z z p |
|
|
|
H |
, |
|
|
|
à à p |
Ê |
K |
p |
и |
|||||
|
, |
|
|
|
|
|
|
, |
|
|
|
|
||||||||
|
~ |
|
|
|
наиболее достоверно определяются в результате |
|||||||||||||||
p |
|
|
||||||||||||||||||
экспериментальных исследований с использованием бомбы PVT.
•Часто используются зависимости по данным Рейтенбаха Г.Р., полученные для Вуктыльского месторождения, (РН = 37 МПа, РР = 33
МПа, конденсат содержит (500 см3/м3) которые имеют вид:
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ρ ·103 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
к |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
кг/м3 |
0,12 |
|
|
|
|
|
|
|
|
0,74 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
2 |
|
||||||||
0,08 
0,72
1 
0,04 
0,70
10 |
20 30 |
Р, МПа |
||
|
|
|
|
|
1 – ρк |
2 - |
í |
|
|
|
|
|
||
z
1,075 
0,96
2
1,050 
0,92
1 
1,025 
0,88
10 20 |
30 |
Р, МПа |
1 – z |
2 – β |
Деформационные изменения в продуктивном пласте.
•При разработке залежей газа приуроченных к карбонатным коллекторам, мы сталкиваемся с существенным изменением проницаемости и пористости коллектора при наличии трещиноватости.
•Лабораторные исследования показали, что при снижении внутрипластового давления РПЛ коэффициенты пористости и проницаемости уменьшаются.
•Экспоненциальная зависимость коэффициента пористости m от
давления имеет вид:
m m0 exp am PH P
•где: m0 – коэффициент пористости соответствующий давлениям РН и
Р,
•am – коэффициент сжимаемости пор, 1/МПа.
•Уравнение материального баланса для газовой залежи с
деформируемым коллектором при допущении Z = 1 имеет вид:
~ |
t |
|
|
|
PH |
|
PÀÒ Qq t |
|
||
|
P |
exp a |
|
P P t |
|
|||||
|
z |
~ |
m |
|
|
(4) |
||||
|
|
n |
zH |
|
||||||
|
p |
|
|
|
|
H |
||||
(уравнение используется при |
Z ≥ 0,8) |
|||||||||
• При деформации пласта – коллектора коэффициент газонасыщенности изменяется за счет уменьшения порового объема и
расширения остаточной воды, т.е. текущий коэффициент
~ ~
газонасыщенности является функцией давления P .
• Тогда уравнение материального баланса записывается в виде:
|
|
|
~ |
t |
|
|
~ ~ |
|
|
~ |
PH |
|
PÀÒQq t |
|
|
||
|
|
|
|
P |
P t |
|
|
|
|||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
~ |
|
exp |
am PH P t |
|
|
|
|
|
(5) |
|
|
|
|
z |
~ |
|
|
zH |
~ |
|
|
||||||
• Здесь |
|
p |
|
|
|
|
|
|
H |
|
|
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
~ ~ |
|
|
1 |
|
~ |
exp am æ |
|
|
~ |
|
|
|
||
|
|
|
P t |
1 |
PH P t |
|
|
|
|||||||||
• где: æ |
– коэффициент объемной упругости жидкости |
|
|||||||||||||||
•~Влияние деформации пласта – коллектора на зависимость |
|
||||||||||||||||
Ð |
fQq t |
|
показано на графике. |
|
|
|
|
|
|
||||||||
~ |
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||
z(P) |
~ |
|
|
|
|
|
|
1 – зависимость при недеформированном |
|
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||
|
Ð |
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||
|
~ |
|
|
|
|
|
|
|
|
коллекторе. |
|
|
|
|
|
|
|
|
z P |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
22 – зависимость для деформируемого
коллектора.
1
Qq t
•Вследствие деформации продуктивного коллектора кривая (2) располагается выше соответствующей кривой зависимости при отсутствии деформации (1), что объясняется уменьшением во времени
порового объема залежи.
При ~ = 0 линии (1) и (2) сходятся в одну точку, т.к. независимо от
P ~
деформации пласта, добытое количество газа к моменту, когда P = 0
должно быть равно начальным запасом газа в пласте.
Внешние и внутрение пластовые источники дополнительного газа.
•В отдельных случаях в уравнении материального баланса учитывается дополнительный газ Qq*(t) (приведённое к РАТ и ТПЛ ):
~ |
~ |
~ |
t |
|
|
|
H PH |
H P |
* |
|
|
||
zH |
|
~ |
|
PÀÒQq t PÀÒQ |
q t |
(6) |
|
z P |
|
|
|
||
•Природа Qq*(t) может быть различной. Во – первых Qq*(t) появляется при наличии притока газа в рассматриваемую залежь из соседних залежей или продуктивного пласта.
• Во – |
вторых может |
сказываться дегазация остаточной нефти. В |
||||
|
зависимости от условий формирования газоконденсатных залежей |
|||||
|
коэффициент остаточной нефтенасыщенности может быть достаточно |
|||||
|
большим. Тогда: |
~ |
~ |
~ |
|
|
|
|
|
(7) |
|||
• где: ~ |
t H .H H |
Ð t PH |
P t |
|||
– средний коэффициент нефтенасыщенности, |
|
|||||
• |
H .H |
|
|
|
|
|
P~ t – коэффициент растворимости при давлении Р(t). |
|
|||||
• |
В отдельных случаях дегазация остаточной нефти может увеличить |
|||||
начальные запасы в пласте до 10%.
•Третья причина появления Qq*(t) в формуле (6) связана с десорбцией газа. Десорбция газа происходит с поверхности скелета пористой среды. Процессы сорбции и десорбции отсутствуют при наличии в пласте остаточной нефти или воды. Фактор считается незначительным и рассматривается только при решении отдельных теоретических задач.
•Внутрипластовым источником десорбции газа Qq*(t) может служить так же остаточная и пластовая вода. Вследствие небольшой растворимости природных газов в воде (2 – 4 м3/м3) данный фактор не существенно увеличивает извлекаемые запасы газа.