2003_МИРЗАДЖАНЗАДЕ А.Хи др.-Основы технологии добычи г / 8

пачки выделением в ней прослоев-разделителей, то закачку воды можно перенести в нижнюю часть пачки I è ò.ä.

Закачку воды в залежи можно проводить и не с начала эксплуатации месторождения, а при проявлении водонапорного режима. В последнем случае обязательное условие — отсутствие прорывов законтурной воды в пачку II до начала закачки воды в пачку III (см. рис. 8.9). Закачка воды при проявлении водонапорного режима позволяет остановить продвижение контурных вод по пачке I, если темпы закачки воды и отбора газа будут таковы, что обеспечит рост пластового давления в пачке I.

В общем случае закачка воды в пачку III:

активизирует продвижение контурных вод в пачку III, так как в обводненные пласты вода поступает при меньших градиентах давления, чем в газонасыщенные; это обусловливает целесообразность поддержания давления в пачке III ниже начального, позволяя уменьшить объем закачиваемой воды;

затормаживает продвижение воды в пачку I за счет уменьшения градиентов давления между законтурной и газонасыщенной частями залежи.

Дальнейшее внедрение воды в пачку I будет обеспечивать большую полноту вытеснения газа водой в тех частях пачки, в которых газонасыщенность понизилась по отношению к начальной в результате капиллярной пропитки (поступление воды из пачки II). В этих же частях уменьшиться количество конденсата, остающегося в пласте при падении давления, так как некоторое увели- чение водонасыщенности ведет к повышению подвижности конденсата. В слу- чае малого перетока воды в пачку I к концу обводнения пачек II è III в ней целесообразно повышение водонасыщенности всех наиболее высокопроницаемых пластов локальным заводнением пачки I в объеме, необходимом для снижения газонасыщенности слагающих ее пластов до критической. Возможность равномерного растекания воды доказана экспериментально.

Закачка воды по изложенному способу позволяет в запланированном режиме извлечь газ и конденсат из заводненного объема, используя пачку I в ка- честве буфера. Соответственно чем большая часть запасов газа извлекается в результате заводнения, тем на большую долю запасов газа можно долгосрочно планировать режим эксплуатации месторождения и точнее прогнозировать коэффициенты газо- и конденсатоотдачи.

Отбор газа из заводняемой части при практически постоянном пластовом давлении в пачке I обеспечивает возможность отбора газа постоянным числом добывающих скважин и не требует столь большого процента резервных, как при отборе газа на режиме истощения и при проявлении естественного водонапорного режима. Учитывая, что в рассматриваемом способе заводнение предусмотрено внутриконтурное и в нижнюю часть залежи, в ряде случаев нет необходимости бурения специальных нагнетательных скважин. В добывающей скважине можно установить пакер против пачки II, что позволит вести закачку воды через НКТ, а отбор газа — по межтрубью (см. рис. 8.9). Такое использование скважин будет наиболее эффективно, если заводнение планируется заранее и пласты-разделители не перфорируются в добывающих скважинах.

Заводнению залежи должно предшествовать детальное изучение ее геологического строения, и в первую очередь оценка ФЕС слагающих ее продуктивных отложений. Разделами между пачками залежи служат пласты с низкими ФЕС, прослеживающиеся по всей площади распространения залежи или большой ее части. При этом специально выделяются прослои-разделители, выбрать которые можно практически на любом объекте, учитывая, что закономерности осадконакопления обусловливают слоистость отложений и уменьшение

759

вертикальной (вкрест напластования) проницаемости пластов по отношению к горизонтальной (по напластованию) проницаемости одних и тех же отложений.

По результатам изучения ФЕС продуктивных отложений рассчитывают распределение запасов газа и конденсата по выделенным пачкам, оценивают продуктивность скважин в случае избирательного вскрытия каждой пачки. Далее проводят технико-экономические расчеты с целью определения вариантов оптимального объема суточной добычи газа и конденсата в зависимости от себестоимости добываемой продукции, а также длительности поддержания заданного темпа отбора и динамики его изменения в процессе эксплуатации месторождения. Полученные при этом данные служат исходными требованиями, на основе которых проводят гидродинамические расчеты с целью установления реализуемых темпов отбора в пределах оптимальных вариантов и динамики изменения темпа отбора при заданной граничной себестоимости добываемой продукции. При этом одновременно определяют следующие параметры для оптимального варианта эксплуатации: число добывающих скважин и средний дебит газа на скважину на каждый период эксплуатации, динамику изменения пластового давления и объем воды, поступающей в залежь.

Элементы изложенной схемы эксплуатации газовых месторождений были опробованы на месторождении Джаркак. К началу экспериментальных работ коэффициент извлечения составлял 0,5, пластовое давление снизилось от 9,2 до 4,3 МПа. Режим разработки упруговодонапорный. Продуктивные отложения (XII горизонт) представлены песчаниками и алевролитами с глинистым и известковистым цементом, пористость пластов изменяется в основном от 15 до 26 %. Обводнение пластов происходит избирательно по площади, а также по толщине.

Экспериментальные работы по заводнению были начаты в частично обводненных пяти сводовых скважинах, где была вскрыта лишь нижняя часть продуктивной толщи, залегающая ниже выделенного прослоя-разделителя. Исследование скважин на приемистость по воде показало, что прискважинная зона пластов существенно заглинизирована. Проведение работы по переосвоению скважин позволили значительно повысить приемистость пластов: при вскрытой толщине около 20 м средняя приемистость на 0,1 МПа репрессии составила примерно 10 м3/сут. С учетом низкого текущего пластового давления была предпринята попытка начать перепуск воды из водоносных горизонтов при репрессии на пласт 3 МПа. Однако приемистость пластов быстро снизилась с нескольких сотен кубических метров в сутки на скважину до величин, не превышающих 100 м3/сут. Падение приемистости было обусловлено заиливанием прискважинной зоны мелким песком горизонта IX, из которого осуществлялся перепуск воды. Начальная низкая приемистость была обусловлена влиянием скин-эффекта. Без предварительной очистки прискважинной зоны пластов кислотными обработками и другими методами начальная приемистость скважин по воде была близка к нулю, хотя эти скважины более 10 лет использовались ранее как добывающие. Последнее, по-видимому, будет характерно и для скважин других газовых месторождений.

Измерения объема перетекающей воды осуществляли дебитомером, ее поступление в пласты контролировали по данным НГК. С целью проверки возможности заводнения при больших репрессиях были проведены кратковременные исследования агрегатами, которые показали, что при давлении на головке 3–4 МПа приемистость восстанавливается и достигает 700–1200 м3/сут в зависимости от свойств пластов и их вскрытой толщины. При этом прорывы воды через прослои-разделители отсутствовали. Для более длительных исследований

760

были временно установлены буровые насосы с дизельным приводом. Проведенные в течение нескольких недель исследования подтвердили возможность закачки воды при давлении на головке 3–4 МПа без прорывов воды в верхнюю часть залежи. Затем скважины были вновь переведены на перепуск воды, так как временная насосная станция была непригодна для длительных работ. В общей сложности в нижнюю часть XII горизонта было закачано несколько сотен тысяч кубических метров воды.

Проведенные эксперименты показали, что предлагаемый способ заводнения технически может быть реализован при наличии стационарной насосной станции. Для месторождения Джаркак построена первая очередь насосной станции на закачку примерно 4000 м3/ñóò âîäû.

Возможность повышения конденсатоотдачи при поддержании давления в залежи в период закачки воды в пачку III (см. рис. 8.9) очевидна. Возможность же повышения конденсатоотдачи при отборе газа из пачки I в режиме истощения, когда пачки II è III обводнены, а в пачке I произошло понижение газонасыщенности до уровня критической, связана с тем, что вся жидкая фаза, вклю- чая конденсат, создающая насыщенность сверх 1 — σêð, является подвижной. Для проверки этого положения было проведено избирательное кратковременное заводнение эксплуатационного горизонта XII в трех скважинах месторождения Газли. Начальное содержание конденсата в горизонте XII было на уровне 20 см3/ì3, к моменту исследований пластовое давление снизилось примерно в 2 раза, соответственно выход конденсата уменьшился, а в пласте имело место незначительное выпадение конденсата. Заводнение скважин было проведено в режиме капиллярной пропитки с последующей продавкой воды в пласт. Контроль за динамикой заводнения был осуществлен по данным ядерной геофизики. Затем скважины были вновь освоены и исследованы на конденсатность. При этом установлено, что во всех случаях (на некоторых скважинах такие циклы исследований проводились несколько раз) имело место увеличение выхода конденсата. Длительность периода повышенного выхода первысила 2 мес. В этот период фиксировалось постепенное понижение выхода конденсата до начального значения. Исследования состава конденсата, добываемого до и после частичного обводнения прискважинной части пластов, показали, что в период повышенного выхода конденсата его состав отличался от начального повышенным содержанием тяжелых углеводородов.

Проведенные на месторождении Газли исследования, а также анализ данных по повышению выхода конденсата перед обводнением скважин на месторождениях Краснодарского края показывают, что из верхней части залежи при реализации изложенной схемы произойдет повышенное по отношению к режиму истощения извлечение конденсата.

8.4. ПОВЫШЕНИЕ КОНДЕНСАТООТДАЧИ НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ

ИОБРАТНАЯ ЗАКАЧКА ГАЗА

ВЗОНУ НЕФТЯНОЙ ОТОРОЧКИ

Известно несколько вариантов разработки нефтегазоконденсатных месторождений, из которых наиболее правильным с точки зрения разработки и охраны недр является метод с процессом рециркуляции газа в газоконденсатной

761

части залежи. После извлечения основных запасов нефти и конденсата рециркуляция газа прекращается, и залежь разрабатывается как газовая.

Основной недостаток этого варианта — длительная консервация промышленных запасов газа и дополнительные капитальные вложения, связанные с организацией обратной закачки.

В целях рациональной разработки нефтяной оторочки в зону ее распространения осуществляется закачка предварительно осушенного газа. При этом может быть достигнута цель не только поддержания пластового давления на уровне точки росы, но и дополнительного извлечения легких углеводородов из нефти за счет их ретроградного растворения в газе высокого давления.

Экспериментальное моделирование подобного процесса проводилось на нефтегазоконденсатной системе с параметрами, близкими к пластовым, для горизонтов I и II месторождения Восточный Котуртепе. В этих горизонтах отношение запасов конденсатного газа и нефти составляет примерно 1000:1 (по объему), начальное пластовое давление – 30 МПа, температура – 70 °С.

Методика экспериментов заключалась в следующем. В бомбе высокого давления УГК-3 составлялась рекомбинированная проба нефти и газа в соотношении 1:1000, т.е. на 1 м3 нефти загружалось 1000 м3 газа (в эксперименте на 562 см3 нефти — 559 л газа). Затем нефтегазовая смесь доводилась до 70 °С и 30 МПа. После установления термодинамического равновесия систему выдерживали в состоянии покоя в течение длительного времени — имитировался отбор газа из газоконденсатной части пласта. Газ с постоянной скоростью, равной 40 л/ч, выпускался из верхней части бомбы и, проходя сепаратор, где при давлении 5 МПа и температуре 20 °С от него отделялся конденсат, затем поступал в поршневой контейнер или компрессор КН-4, в котором доводился до давления 30 МПа, и через нижний вентиль бомбы закачивался в нефтяную часть пласта. После приведения системы в равновесие было рассчитано количество насыщенного пластового газа: оно оказалось равным 420 л; в нефти при 30 МПа и 70 °С растворилось 189 л газа. Определив выход конденсата из пластового газа (105 см3/ì3), можно рассчитать потенциальное содержание его по всей массе пластового газа: 0,420 105 = 44 см3.

Если бы газоконденсатная часть залежи разрабатывалась на истощение, то коэффициент извлечения конденсата по многочисленным экспериментальным данным составил бы около 50 %. Из приведенных данных видно, что осуществление рециркуляции сухого газа через нефтенасыщенные зоны позволяет увеличить извлечение конденсата более чем в 3 раза, но при этом необходимо осуществлять многократную прокачку, поэтому конкретную эффективность предлагаемого метода можно установить лишь на базе детальных техникоэкономических расчетов. Если принять за оптимальный вариант с полным циклом возврата отобранного из газоконденсатной залежи газа, то за весь этап рециркуляции будем иметь 100%-ное извлечение конденсата, при этом пластовое давление остается на уровне начального, и разработка нефтяной части пласта происходит без осложнений. В дальнейшем целесообразно эксплуатировать совместно газоконденсатную и нефтяную зоны на истощение, дополнительно извлеченный при этом конденсат также будет способствовать повышению эффективности процесса.

762

8.5.ТЕРМОГРАВИТАЦИОННЫЕ ЭФФЕКТЫ

ВПРОГНОЗЕ И ВЫБОРЕ МЕТОДА РАЗРАБОТКИ ГАЗОКОНДЕНСАТНОНЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

На показатели разработки оказывают влияние природные факторы, определяющие термобарические условия поведения пластовых смесей, и выбор метода разработки газоконденсатных месторождений. К числу этих факторов следует относить приток тепла из недр – геотермический градиент, гравитационное поле Земли, неоднородность фильтрационно-емкостных свойств в микро- и макромасштабах, силы взаимодействия с остаточными флюидами и породой пласта-коллектора – капиллярные силы и др.

Учет природных факторов становится принципиальным в вопросах разработки крупных нефтегазоконденсатных месторождений. В СНГ существуют месторождения природных углеводородов, обладающие рядом общих черт: большими размерами залежи по вертикали, высокими пластовыми давлениями, сложным составом пластовой смеси. Вследствие большой протяженности по вертикали компонентный состав в них существенно изменяется по разрезу залежи. К таким месторождениям относятся нефтегазоконденсатное месторождение Карачаганак в Прикаспийской впадине, Кокдумалак в Узбекистане и др. В пластах месторождений указанного типа флюид находится в термодинамиче- ском состоянии, близком к предельно насыщенному. Поэтому снижение давления в газоконденсатной части залежи приводит к выпадению жидкого конденсата и потерям тяжелых фракций пластовой смеси.

Когда имеется достаточно хорошая гидродинамическая связь между пластами залежи по вертикали, весьма перспективным способом разработки таких месторождений является вертикальное вытеснение флюида, осуществляемое посредством закачки сухого газа в верхнюю часть залежи и отбора тяжелой пластовой смеси с ее подошвы. Такую схему разработки принято называть вертикальным сайклинг-процессом. В процессе разработки по этому способу пластовая газоконденсатная смесь передвигается в области со все более высокими давлениями и температурами, и, следовательно, ее термодинамическое состояние отдаляется от состояния предельного насыщения. Наконец, специфика изначального распределения углеводородов по глубине залежи определяется тем обстоятельством, что давление начальной конденсации пластовой смеси увели- чивается с глубиной залегания. Это позволяет оптимизировать режим вертикального вытеснения: в каждый момент времени на подошве залежи поддерживается давление, равное давлению начала конденсации добываемой в этот момент смеси. Таким образом, давление, поддерживаемое в нижней части залежи, с течением времени может снижаться. Это дает экономию объема закачиваемого газа по сравнению с режимом поддержания постоянного давления на подошве залежи.

Преимущества данного способа разработки определяются особенностями естественных, природных распределений давления, температуры и концентрации легких и тяжелых углеводородов по глубине залежи. Реализация названного способа включает создание глобального нисходящего вертикального течения пластовой смеси во всем объеме залежи. Температурное поле такого течения будет определяться множеством факторов, влияющих на температуру флюида:

763

конвективным и кондуктивным переносом тепла; дроссельным эффектом;

переходом потенциальной энергии поля силы тяжести в тепловую, т.е. гравитационным эффектом;

притоком тепла из недр Земли (геотермическим градиентом). Рассмотрим детально совместное влияние этих факторов, которые в даль-

нейшем будем называть термогравитационными эффектами.

Уравнение энергии для вертикального нисходящего течения во всем объеме залежи можно представить в квазиодномерной форме:

ãäå Ñm, Ñð — изобарные теплоемкости насыщенной пористой среды и флюида соответственно; Ò — термодинамическая температура; t – время; ρ — плотность флюида; ω — скорость фильтрации; ε — коэффициент дросселирования (Джоуля – Томсона); ð — давление; S — площадь горизонтального сечения залежи, зависящая от координаты x; G — ускорение свободного падения; α — коэффициент изобарного расширения; qò — вертикальный тепловой поток; q* — мощность горизонтального притока тепла в расчете на единицу толщины залежи.

В скобках в левой части уравнения обозначены слагаемые, отвечающие конвективному переносу тепла, дроссельному и гравитационному эффектам соответственно. Два слагаемых в правой части соответствуют теплопроводности в направлении фильтрации и теплообмену с окружающими породами.

Известно, что конвективный перенос тепла является основным механизмом теплопереноса при фильтрации. Рассмотрим влияние остальных эффектов на температурное поле пласта.

Дроссельный эффект традиционно учитывается при расчетах процессов неизотермической фильтрации. Обычно газы и газовые смеси охлаждаются в процессе дросселирования. Особенность рассматриваемых здесь месторождений состоит в необычайно высоких пластовых давлениях. Поэтому коэффициент дросселирования пластовой газоконденсатной смеси, находящейся в однофазном состоянии, оказывается положительным (рис. 8.10). Кривая 1 построена для чистого метана. Кривая 2 аппроксимирует с погрешностью менее 10 % результаты расчетов для проб пластовой смеси месторождения Карачаганак. На обеих кривых имеется точка инверсии, где коэффициент дросселирования принимает нулевое значение. При переходе через отвечающее этой точке значение давления нагревание флюида в процессе дросселирования сменяется охлаждением. Отметим, что для чистого метана инверсионное давление составляет 51 МПа. Однако для карачаганакской смеси, содержащей около 70 % метана и 30 % более тяжелых углеводородов и неуглеводородных компонентов, это давление равно 46 МПа. Другие оценки, основанные на аппроксимации инверсионной кривой уравнением Миллера, дают еще более низкое значение – 41 МПа.

Таким образом, при высоких пластовых давлениях природные газоконденсатные смеси нагреваются в процессе дросселирования сквозь пористую среду. При разработке месторождений с поддержанием пластового давления эффект такого знака будет проявляться на всем пути фильтрации каждой выделенной массы газа, повышая ее температуру на 1,2 К (если принять εi = 0,2 К/МПа и перепад давления ∆ð = 6 МПа, тогда ∆Òε = εi ∆ð = 1,2 Ê).

Нагревание флюида в диапазоне давлений от пластового до инверсионного

764

Рис. 8.10. Зависимость коэффициента Джоуля – Томсона от давления при 350 К:

1 — чистый метан; 2 — газоконденсат месторождения Карачаганак

Рис. 8.11. Оценка коэффициента дросселирования по промысловым данным:

1, 2 — статическая и динамическая термограммы соответственно

означает, что при работе скважины с забойным давлением выше инверсионного температура на забое оказывается выше геотермической. По-видимому, именно этот эффект наблюдается при термометрических исследованиях скважин месторождения Карачаганак на динамических режимах: практически все динамиче- ские термограммы смещены в сторону больших температур относительно статических (рис. 8.11). Поскольку на указанном месторождении измерения проводятся внутри колонны насосно-компрессорных труб, перекрывающих все интервалы притока, динамические термограммы получаются неинформативными. Предлагается способ оценки коэффициента дросселирования по данным такого рода. Оказывается, что введение колонны труб в скважину уменьшает температуру в нижнем интервале притока и увеличивает в верхнем. Тогда для интегрального, т.е. в диапазоне давлений от забойного до пластового, коэффициента дросселирования справедлива оценка:

δ∆Òðí < εi < δ∆Òðâ .

765

То есть значение коэффициента дросселирования лежит в интервале между разностями динамических и статических температур для верхнего (δÒâ) и нижнего (δÒí) интервалов притока, отнесенных к разнице между пластовым и забойным давлениями ∆p. Для скв. 146, термограммы которой показаны на рис. 8.11, эта оценка дает εi = 0,08–0,16 К/МПа, что по порядку величины сходится с расчетом инверсий.

Далее обратимся к роли гравитационного эффекта. Под гравитационным эффектом будем понимать нагревание флюида при его опускании в поле силы тяжести из-за перехода потенциальной энергии этого поля в тепловую. Этим эффектом обычно пренебрегают из-за его малости, однако для месторождений с большой толщиной залежи он вносит заметный вклад в изменения температуры. Так, для месторождения Карачаганак, как показывают оценки, вклад грави-

тационного эффекта в температурное поле оказывается равным 6,1 К (толщина залежи h = 1500 ì, α = 2,5 10–3 Ê–1, Ò = 350 Ê, Ñð = 2100 Дж/(кг К), тогда

∆Òq = gαÒh/Ñð = 6,1 Ê).

Таким образом, в рассматриваемых процессах гравитационный эффект оказывается мощнее дроссельного. Он достигает величин, которые при термометрических исследованиях пластов могут быть зафиксированы как значительные температурные аномалии.

Разумеется, отмеченные эффекты характерны в основном для месторождений с большими вертикальными размерами и локализованы в призабойных зонах. На значительных расстояниях от скважин эффекты будут скомпенсированы теплообменом с окружающими породами.

Влияние теплопроводности. Известно, что теплопроводностью в направлении фильтрационного потока можно пренебрегать по сравнению с конвективным переносом тепла. Влияние же горизонтального теплообмена с окружающими породами на среднюю по сечению температуру пренебрежимо мало, если горизонтальные размеры залежи значительны. Количественные оценки, проведенные по схеме Ловерье (допущение, что в вертикальном направлении теплопроводность равна среднему значению теплопроводности окружающих пород и намного превосходит теплопроводность в горизонтальном направлении) для месторождения Карачаганак с его температурами 341 К на кровле и 364 К в подошве, показывают, что это действительно так. Поэтому можно рассматривать уравнение теплопроводности для интересующих нас процессов без теплопроводных членов.

Решение уравнения энергии проводилось для начального условия, соответствующего линейному геотермическому распределению температуры в пласте. Граничное условие отвечало установлению на кровле залежи (при õ = 0) температуры, равной температуре закачиваемого флюида. Теплофизические свойства флюида считались зависящими от начального положения частицы флюида. Давление задавалось функцией координаты и времени. В таких предположениях для этой краевой задачи было построено методом характеристик точное решение.

Решение имеет следующую структуру: от кровли к подошве пласта движется тепловой фронт со скоростью в десятки раз меньше гидродинамической скорости вытеснения. Выше фронта распределение температуры стационарно, она близка к сдвинутой и искаженной геотерме. Разность между решением и указанными близкими к нему величинами положительна и определяется дроссельным и гравитационными эффектами.

Природные факторы в рассматриваемых процессах, таким образом, приводят к увеличению температуры флюида. Следовательно, они способствуют

766

удержанию газоконденсатной смеси в однофазном газовом состоянии в течение всего срока разработки и повышению конденсатоотдачи пласта.

Вертикальный сайклинг-процесс в трещиновато-пористой залежи купольного типа. Данный раздел посвящен анализу динамики смешивающегося вытеснения в условиях природной неоднородности фильтрационно-емкостных свойств коллектора. Такой анализ важен в связи с тем, что природная неоднородность среды может снизить эффективность сайклинг-процесса èç-çà возможных прорывов по трещинам нагнетаемого в пласт газа. Рассмотрим систему уравнений гидродинамики процесса. Здесь принято, что при вытеснении происходит одномерное вертикальное движение в трубке тока переменного сечения À(z):

ãäå Ñi — объемная концентрация газа закачки (индекс 1 относится к трещинам, 2 – к блокам); ki, mi, αi, — проницаемость, пористость и трещинная пустотность соответственно; µ — вязкость, рассчитываемая по формуле Кендалла; ϕ =

= f12 /(f1 + f2), ãäå fi — модифицированные «фазовые» проницаемости систем

трещин и блоков; ρ — плотность; z — вертикальная координата; À(z) — площадь поперечного сечения залежи в вертикальном направлении.

Выведенные уравнения одномерного течения для трещиновато-пористой залежи купольного типа учитывают то обстоятельство, что по мере расширения купола залежи вниз увеличивается площадь поперечного сечения и уменьшается суммарная скорость фильтрации. Выталкивающая сила, действующая на легкий газ со стороны блоков, увеличивается и может оказаться больше внешнего градиента давления, что приводит к противотоку в системе трещин. Поэтому каждая частица закачиваемого газа будет совершать возвратнопоступательные движения вниз в блоке и вверх в трещине. Численные расчеты показывают, что при плоскопараллельном вертикальном вытеснении это может происходить при скоростях порядка 10–8 м/с. Для вытеснения из трещиноватопористой залежи купольного типа этот эффект особенно ярко выражен, и нали- чие отрицательных скоростей в трещинах может иметь место уже при скоростях закачки порядка 10–6 м/с. По мере вытеснения длина зоны смеси уменьшается, что приводит к увеличению углеводородоотдачи.

Процесс смешивающегося вытеснения из трещиновато-пористой залежи купольного типа характеризуется тем, что с увеличением скорости вытеснения уменьшается выталкивающая сила, а также диффузионный и гравитационный массообмен между блоками и трещинами, что приводит к уменьшению углеводородоотдачи как функции объема прокачки. Однако в масштабе реального времени количество вытесненного конденсата при увеличении скорости вытеснения возрастает. Конкуренция этих факторов приводит к существованию оп-

767

тимального темпа закачки — добычи. Анализ показывает, что с увеличением скорости до прорыва объем добытого конденсата возрастает, а после прорыва убывает из-за уменьшения коэффициента охвата. Следовательно, существует оптимальный темп закачки. Это выражается в том, что кривые углеводородоотдачи имеют общую огибающую. При заданном времени разработки оптимальный темп определяется точкой касания к огибающей в точке конечного времени разработки.

Тем самым при вертикальном вытеснении из трещиновато-пористых пластов купольного типа природные гравитационные силы стабилизируют вытеснение, приближая его при малых скоростях к поршневому. Уменьшение темпов нагнетания и отбора приводит к повышению углеводородоотдачи, а увеличение пластового давления — к ее понижению.

Устойчивость термогравитационного равновесия до начала разработки. Вследствие притока тепла из недр Земли происходит уменьшение плотности пластовой смеси с глубиной. Гравитационные же силы, напротив, ведут к утяжелению смеси. Эффект конкуренции этих явлений определяет состояние смеси до начала разработки. Возникает вопрос: реализуются ли в залежи до начала разработки вихревые конвективные течения или смесь находится в состоянии механического равновесия?

Это необходимо знать для адекватного подсчета запасов, определения зон межфазных контактов, а тем самым и для выбора стратегии разработки. Действительно, ведь если интенсивности притока из недр оказывается достаточной, чтобы возбудить конвективные течения в залежи, то методики и оценки, основанные как на простейших соотношениях типа материального баланса, так и на предположении о стационарном распределении компонентов по вертикали до начала разработки, могут оказаться в принципе неверны.

Заключение о наличии в залежах нестационарных течений или термогравитационной сегрегации пластового флюида проводят на основе анализа конвективной устойчивости равновесия углеводородной смеси. Такой анализ дает прогнозные критерии устойчивости в виде явных аналитических формул, позволяющих осуществлять инженерную диагностику состояния пластовой смеси. Аналитическое описание становится возможным при двух предположениях: о линейном стационарном распределении температуры и концентрации по вертикали и линейной зависимости плотности смеси от этих величин.

Анализ конвективной устойчивости и вывод критериев проводятся следующим образом: рассматривается стационарное равновесное решение полной системы гидродинамики, на него накладывается малое нестационарное возмущение – затухать или развиваться со временем.

Существенно, что оказывается возможной реализация в пластовых условиях двух типов возмущений равновесия — монотонных и колебательных, отве- чающих либо осцилляционному всплытию или осаждению элемента жидкого объема в окружающей его смеси.

При этом необходимо учитывать многокомпонентность флюида, поскольку градиент концентрации более легких компонентов противодействует дестабилизирующему равновесие геотермическому градиенту и способствует большей устойчивости равновесия углеводородной системы. Наряду с этим представляется важным вопрос о том, при каких условиях и как неоднородности коллектора (трещиновато-пористая структура и анизотропия), влияют на диагностику устойчивости термогравитационного равновесия в реальных залежах.

Для диагностики механического равновесия удобно использовать понятие критической проницаемости — то минимальное значение проницаемости среды,

768