Файл: Закиров, С. Н. Проектирование и разработка газовых месторождений учебное пособие.pdf

ному оттеснению жирного газа к периферии залежи. Однако этот вариант размещения эксплуатационных и нагнетательных скважин можно рекомендовать лишь в случае «запечатанной» ловушки, при отсутствии контурных вод. Часто газоконденсатные месторождения имеют небольшие углы падения пластов. Тогда при небольшой мощ­ ности пласта едва ли можно ожидать решающего влияния разницы в плотности жирного и сухого газа на показатели закачки сухого газа.

При наличии контурных вод размещение эксплуатационных скважин на периферии залежи может привести к их преждевремен­ ному обводнению вследствие близости скважин к контакту газ—вода, неоднородности пласта и возможного неравномерного дренирования продуктивных отложений по мощности. Поэтому представляется более правильным располагать эксплуатационные скважины при наличии контурной воды в сводовой части месторождения.

При размещении скважин на площади газоносности нельзя не учитывать, что с окончанием закачки сухого газа нагнетательные скважины должны перейти в разряд эксплуатационных. И если нагнетательные скважины расположены вблизи контакта газ—вода (для увеличения эффективности обратной закачки газа), то при переводе этих скважин в эксплуатационные может произойти их быстрое обводнение.

расстояния между эксплуатационными и нагнетательными скважи­ нами может вызвать значительные потери давления и соответст­ венно — конденсата. Особенно это касается пластов с низкими коллекторскими свойствами.

Исходя из всего изложенного, рекомендуется осуществлять площадную закачку газа с целью поддержания пластового давления в газоконденсатной залежи; нагнетательные скважины распола­ гаются между эксплуатационными скважинами. При этом могут использоваться пяти-, семиточечные и иные системы размещения скважин (по аналогии с площадным заводнением нефтяных место­ рождений). Применение такого варианта может сократить, в частно­ сти, продолжительность периода обратной закачки газа. При подоб­ ной системе размещения эксплуатационных и нагнетательных сква­ жин наилучшим образом учитываются требования последующей разработки месторождения с целью добычи газа как товарного продукта.

Отмеченные выше расчеты (в общем случае с использованием ЭВМ или электрических моделей) позволяют выбрать вариант закачки сухого газа в случае, если продуктивный пласт достаточно однороден по мощности. Неоднородность пласта по мощности может существенно снижать эффективность процесса рециркуляции газа с целью извле­ чения конденсата. Это проявляется в преждевременном прорыве сухого газа в эксплуатационные скважины, в снижении доли жирного газа в продукции скважин и залежи, в увеличении суммарных объемов

284

закачки сухого газа для получения необходимой конденсатоотдачи

ит. д.

Вследующем параграфе рассматривается одна из возможных

расчетных моделей, позволяющая приближенно учесть влияние неоднородности пласта по мощности на эффективность закачки сухого газа.

Данная методика предложена М. Маскетом [46]. В настоящее время подоб­ ная методика широко.применяется при проектировании разработки нефтяных месторождений для расчета процесса обводнения продукции залежи [37, 55 и др.] и для решения ряда других задач.

Идея этих расчетов заключается в следующем.

На основе статистической обработки кернового материала, или кривых вос­ становления забойного давления, или результатов геофизических исследований находится соответствующая функция распределения проницаемости (или пара­ метра проводимости). При этом оказывается, что обработка кернового ма­ териала дает функцию распределения проницаемости по М. М. Саттарову, а обработка результатов геофизических и гидродинамических исследований дает функцию распределения проницаемости, выражаемую распределением Максвелла (при соответствующих уточнениях 3. К. Рябининой). После выбора соответствующей функции распределения проницаемости (для вязких нефтей — распределение Саттарова, для маловязких — распределение Максвелла) произ­ водится та или иная схематизация залежи. Так, например, М. М. Саттаров использует расчетную схему пласта, представленного отдельными участками с различной проницаемостью, Ю. П. Борисов применяет аппроксимацию за­ лежи системой трубок тока с различной проницаемостью. Схема послойного течения использована И. В. Курановым для представления пласта системой пропластков с различными, но постоянными в пределах каждого пропластка коэффициентами проницаемости. При этом проницаемость по участкам или труб­ кам тока меняется произвольно, но так, что общее число участков (пропластков, трубок тока) с данной проницаемостью определяется функцией распределения проницаемости.

Располагая функцией распределения проницаемости и расчетной схемой, получают формулы для расчета процесса обводнения залежи. Применение методов математической статистики и соответствующих расчетных схем для различных моделей фильтрационных течений в неоднородных средах позволяет уже на стадии проектирования разработки нефтяных месторождений рассчиты­ вать темпы обводнения с учетом неоднородности пластов.

§ 5. Учет неоднородности пласта при расчете эффективности обратной закачки газа

Для учета влияния неоднородности пласта по коллекторским свойствам на эффективность обратной закачки газа обрабатывается керновый материал с целью построения функций распределения про­ ницаемости, пористости и других параметров пласта. Получающиеся функции распределения характеризуют объемную неоднородность пласта — неоднородность по коллекторским свойствам всего объема продуктивной толщи.

При расчете эффективности закачки газа М. Маскет объемную неоднородность аппроксимирует следующим образом [46]. Пласт представляется набором пропластков. Параметры каждого про­ пластка постоянны по площади, но различаются между собой. Пара­ метры каждого пропластка определяются найденной функцией

285

распределения. В результате принимается, что коэффициент про­

ницаемости к и коэффициент пористости т являются непрерывными функциями координат глубины залегания z.

Тогда расход закачиваемого (в единицу времени) сухого газа (на единицу мощности пласта на глубине z) можно приближенно выразить как

Здесь с — постоянная, учитывающая геометрию сетки размеще­ ния эксплуатационных и нагнетательных скважин, конфигурацию пласта, соотношение расходов при добыче и нагнетании газа и т. д.; значение с определяется по данным электромоделирования.

Для данной сетки размещения скважин состав добываемого газа является функцией закачиваемого количества газа, выражаемого

в долях величины Sm при единичной мощности пласта (S — площадь продуктивного пласта). Следовательно, для дебита добываемого жирного газа на единицу мощности пласта на глубине z в момент времени t с учетом (1) имеем

Здесь F — символ функциональной зависимости доли жирного газа в продукции от общего закачиваемого объема сухого газа.

Нетрудно видеть, что доля жирного газа в общей продукции из рассматриваемого слоистого пласта в момент времени t составит

Данное уравнение позволяет рассчитывать изменение во времени доли жирного газа в продукции залежи при закачке сухого газа.

Общая добыча жирного газа ко времени t составляет

S J* т (z) dz

При использовании данных уравнений удобно рассматривать слоистый пласт видоизмененным так, что отношение коэффициен­

тов к/m для каждого слоя возрастает с увеличением z.

286

Здесь s — геометрическая эффективность вытеснения в элементар­ ном однородном пропластке (отношение площади, занятой сухим газом до его прорыва в скважины, к общей площади пропластка).

При принятии модели видоизмененного пласта прорыв сухого газа в эксплуатационные скважины начнется с самых нижних, наиболее проницаемых пропластков. Поэтому до значения времени t, при котором происходит прорыв сухого газа, т. е. для

представляет общий расход нагнетания; все отборы и расходы при­ ведены к пластовым условиям.

Уравнение (11) означает, что до глубины z0 происходит приток жирного газа, а с глубины z0 до величины общей мощности пласта h

287

происходит совместный приток жирного и сухого газов. Значение z„ определяется соотношением

Добытое количество жирного газа к моменту времени t склады­ вается из добытого количества жирного газа из интервала [0, z0], из интервала [z0, h] до прорыва сухого газа в эксплуатационные скважины и из интервала [z0, h] — при совместном притоке жирного и сухого газа по пропласткам данного интервала.

После прорыва сухого газа по наименее проницаемому пропласт­

/Д и )< 1 .

Суммарная добыча жирного газа определяется общим уравне­ нием (4).

Таким образом, приведенные формулы позволяют рассчитать при осуществлении обратной закачки газа изменение во времени доли жирного газа в продукции залежи, общее количество добываемого жирного газа с учетом неоднородности пласта по коллекторским свойствам.

Для приближенной оценки эффективности обратной закачки газа можно аппроксимировать пласт конечным числом пропластков N и положить s = 1 ко времени первого прорыва сухого газа в экс­ плуатационные скважины. Тогда расчеты могут быть проведены по следующим формулам [46].

Здесь с — постоянная, зависящая от перепада давления в экс­ плуатационных и нагнетательных скважинах и их размещения на площади залежи; к1 и ht — значения коэффициента проницаемости и мощности i-ro пропластка.

288