Если вы скопируете книгу или главу книги, Вы должны незамедлительно удалить ее сразу после ознакомления с содержанием. Копируя и сохраняя его Вы принимаете на себя всю ответственность, согласно действующему международному законодательству. Любое коммерческое и иное использование кроме предварительного ознакомления запрещено. Публикация данной книги не преследует никакой коммерческой выгоды, но документ способствуют быстрейшему профессиональному росту читателей и являются рекламой бумажных изданий таких документов. Все авторские права сохраняются за правообладателем. В случае претензий со стороны авторов книг/издательств обязуюсь убрать указанные книги

Глава V
РАЗРАБОТКА НЕФТЕГАЗОВЫХ
И НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ
МЕСТОРОЖДЕНИЙ
И ПЛАСТОВ С АНОМАЛЬНЫМИ СВОЙСТВАМИ
.§ 1. РАЗРАБОТКА МЕСТОРОЖДЕНИЙ ПРИ ЕСТЕСТВЕННЫХ РЕЖИМАХ
Нефтегазовые месторождения — это нефтяные месторождения с естественной газовой шапкой. Начальное пластовое давление в них значительно ниже давления насыщения, вследствие чего только часть газа растворена в нефти, остальная же находится над нефтью, образуя первичную газовую шапку.
Нефтегазоконденсатные месторождения — нефтегазовые месторождения, в газовой части которых содержится значительное количество жирного газа — конденсата, представляющего собой в основном смесь углеводородов С3—GS, а также более тяжелых. Считается, что если в 1м3 газа, находящегося в естественной газовой шапке, содержится 150—200 г конденсата или менее, то такое месторождение относят к нефтегазовым. При содержании конденсата в газовой шапке на уровне 200 г на 1 м3 газа при стандартных условиях месторождение считают нефтегазоконденсатным со средним содержанием конденсата. Содержание конденсата в газе газовой шапки свыше 600 г на один кубометр считается высоким.
Условно принимают, что если 80—90% углеводородов содержатся 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 углеводородов в жидкой фазе месторождение относят к нефтегазовым 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 связанная вода. Есть предположения, что в газовых частях некоторых нефтегазовых месторождений вместе с газом и связанной водой может содержаться и нефть при небольшой нефтена-сыщенности.
Основное требование, предъявляемое при разработке нефтегазовых месторождений как с воздействием на пласт, так и без такового, состоит в том, что нефть не должна перемещаться в сторону газовой шапки. Иначе говоря, разработка нефтегазового месторождения должна осуществляться таким образом, 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 газовой шапке, где нефть будет «размазываться» по пористой среде.
При разработке нефтегазовых месторождений на естественных режимах предотвращение перемещения газонефтяного контакта в сторону газовой шапки осуществляется путем поддержания либо нулевого, либо отрицательного перепада пластового давления между нефтяной и газовой частями.
Такая разработка приводит или к недопущению отбора газа из газовой шапки, или к его существенному ограничению, если при этом допускается определенное падение пластового давления в нефтяной части залежи. Однако предотвратить полностью отбор газа из газовой шапки при разработке нефтегазовых месторождений трудно, так как при значительном распространении газовой шапки по площади месторождения образуются газовые конусы. Несмотря на принятие известных специальных мер для предотвращения прорыва газа в нефтяные скважин, количество отбираемого газа из газовой шапки нефтегазовых месторождений ограничивают в основном путем значительного уменьшения дебитов нефтяных скважин, и особенно скважин, находящихся вблизи газонефтяного контакта. Уменьшение же дебитов нефтяных скважин, с одной стороны, и необходимость по экономическим причинам поддержания достаточно высокого темпа разработки, с другой — приводят к потребности 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 недопущения подтягивания газовых конусов, рассмотрим упрощенную теорию образования газовых конусов. Допустим, что неф-
Рис. 99. Схема притока нефти к скважине нефтегазового месторождения: 1 — скважина; 2 — поверхность газонефтяного контакта; 3 — перфорированная часть
184
тяная часть нефтегазового месторождения снизу ограничивается подошвой пласта, т. е. не подстилается водой. Приток нефти в скважину, вскрывдгую нефтяную часть нефтегазового месторождения по высоте hc, отсчитываемой от подошвы пласта, происходит с образованием газового конуса (рис. 99). Высота столба _неф_ти на некотором расстоянии г от центра скважины равна h = h(r). На условном контуре питания при r = rKh = h^. Будем считать фазовую проницаемость пласта для нефти &фн равной k. Дебит нефти Agw, проникающей в скважину в радиальном направлении по высоте А/г, приближенно считая его происходящим 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 г, отсчитываемой от подошвы пласта, имеем следующее выражение:
h(r)-z], (V.2)
где рк — давление в газовой части месторождения вблизи рассматриваемой скважины; ^н и уг — удельные веса соответственно нефти и газа.
Дифференцируя давление p(r, z) по радиусу, на основе (V.2) получим
-J- = AT-J-; A7 = 7H-Vr. ' (V.3)
Подставляя (V.3) в (V.1) и устремляя АЛ — >-0, Д^нс — >-0, имеем ~ (V.4)
Проинтегрировав (V.4) по dh и считая dh/dr мало зависящим
от /г, получим
„ Mv Т dh ,, , сч
^нс = 2яг-^/1^Г. (V.5)
Интегрируя (V.5) еще раз и соблюдая граничные условия h=hK при г = гк, h = hc при г — гс, получим окончательную формулу для предельного безгазового дебита <7нс = <7нс, т. е. такого дебита, при котором высота столба нефти при г=гс равна /гс и в скважину притекает только нефть:
- ^ v_6
' '
185
Оценим предельный безгазовый дебит нефти по формуле (V.6) . Имеем
(V.7)
к-, ср •
Следовательно, формулу (V.6) можно записать с учетом (V.7) в виде
От обычной формулы Дюпюи для напорной фильтрации нефти формула (V.8) отличается тем, что в нее входит ДуД/г вместо
Поэтому сравним ДуД/г с встречающимися в практике раз-
работки нефтяных месторождений величинами Дрс.
Пусть Av = 0,8-104 Н/м3, ДА = 10 м. Тогда А-уА/г = 0,8- 104- 10 = = 0,8- 105 Н/м2 = 0,08 МПа.
В практике же разработки нефтяных месторождений Дрс составляет, как правило, несколько мегапаскалей. Таким образом, предельный безгазовый дебит нефтяных скважин нефтегазовых 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-Ю4 м2/скв) с целью обеспечения заданного темпа разработки нефтегазового месторождения без воздействия на пласт.
В некоторых особых случаях, например при необходимости отбора безводной продукции, если во время заводнения нефтегазового месторождения образуются стойкие водонефтяные эмульсии, в случаях весьма ценных нефтей, можно разрабатывать неглубоко залегающие нефтегазовые месторождения без заводнения при плотной сетке скважин. Однако такая разработка нефтегазовых месторождений во всех других случаях экономически не оправдана и, кроме того, ведет, по сути дела, к консервации газа в газовой шапке. Поэтому возникает необходимость 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 газовой шапкой. Эта методика дана в гл. III.
Разработка нефтегазоконденсатного месторождения. Пусть имеем однопластовое месторождение (рис. 100), приуроченное к антиклинальной складке. Продуктивный пласт выклинивается непосредственно за водонефтя-ным контактом, так что месторождение можно считать замкну-
186
Рис. 100. Разрез нефтегазо-конденсатного месторождения:
/ _ добывающие скважины, -2 — нефтяная часть месторождения 3 — газоконденсатная часть месторождения (первичная газо-аая 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 месторождением 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 использованием общих фазовых соотношений и формул многокомпонентного материального баланса.
Прежде всего разобьем углеводородный состав месторождения на три группы: газ, в который входит в основном метан; конденсат, состоящий главным образом из углеводородов Q — Сд, и нефть, содержащую углеводороды Сю и выше.
Газ как компонент будем помечать индексом 1, конденсат — индексом 2 и соответственно нефть — индексом 3. Первый и второй компоненты находятся как в газовой фазе, так и в жидкой. Содержанием нефти в газе будем пренебрегать. Отсюда имеем следующие соотношения:
(V.9)
где Л/], N2, N3 — общие массы компонентов в месторождении в целом; GI, G2 и L\, L2, L3 — массы компонентов соответственно в газовой и жидкой фазах.
Будем считать, что второй компонент, т. е. конденсат, неограниченно растворяется в третьем, т. е. в нефти, первый же компонент- — газ растворяется в третьем компоненте по закону Генри. Таким образом
= ар.
(V.10)
187
Как и в гл. III, имеем соотношение для суммы объемов компонентов в жидкой фазе в виде
PIK Рак
—
Рз
(V.11)
где 5Ж — средняя насыщенность пласта жидкими углеводородами; PIK, р2к — кажущиеся плотности первого и второго компонентов, растворенных в третьем; р3 — плотность третьего компонента; Коп — объем пласта, охваченный процессом разработки.
Процесс разработки месторождения будем считать изотермическим. Уравнение состояния реального газа применительно к рассматриваемому месторождению имеет вид
/1 7 \V — (G! + G^ Ратфср /у 19\
\*--*ж} V оп— =г-----, (V.14J
РгатР
где р — среднее пластовое давление.
Система уравнений (V.9) — (V.12) незамкнутая. Для ее замыкания необходимо учитывать соотношение, определяющее массовое содержание конденсата в газе газовой шапки.
Строго говоря, для определения фазового состояния углеводородов в продуктивном пласте следует использовать более общие фазовые соотношения, нежели соотношения, определяемые законом Генри и уравнением состояния реальных газов в виде (V.12). 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-
Рис. 101. Схема выпадения конденсата в бомбе pVT:
/ — поршень; 2 — корпус бомбы; 3 — конденсатосодержащий газ; 4 — вентиль; 5 — жидкий конденсат
188
Рис. 102. Изотерма конден-
сации
10 , 20 о.МЛа
рую помещен газ с конденсатом при начальном пластовом давлении Р = РО (рлс. 101, а). Газ с растворенным в нем конденсатом в этом случае состоит из одной фазы. В момент времени ^ = 0 из бомбы извлекают некоторое количество газа вместе с конденсатом через вентиль 4. Кроме того, поршень 1 также может совершить движение вверх. В результате извлечения газа и конденсата и вследствие некоторого подъема поршня давление 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. 101,0).
Образование жидкой углеводородной фазы в резервуаре со снижением давления за счет постепенного отбора из резервуара углеводородов называется дифференциальной конденсацией.
Отношение массы конденсировавшихся углеводородов к массе углеводородного газа, их содержавшего, зависит при изотермическом процессе от давления. Такая зависимость называется изотермой конденсации. Она имеет вид, показанный на рис. 102. Некоторое снижение отношения 1|зк — массы конденсировавшихся углеводородов к массе газа — связано с обратным (ретроградным) испарением конденсата.
Для расчета процесса разработки нефтегазоконденсатного месторождения важно знать свойственную данному месторождению изотерму конденсации, которую получают в результате лабораторного моделирования процесса истощения нефтегазо-конденсатных месторождений в бомбах pVT или на установках с пористой средой.
Для замыкания системы соотношений (V.9) — (V.12) необходимо знать зависимость
которую строят с учетом изотермы конденсации для каждого конкретного месторождения.
Если зависимость (V.13) известна, то система соотношений Для расчета разработки нефтегазоконденсатного месторождения (V.9) — (V.13) замкнутая. В этих соотношениях a, piK, рак,
189'
tD,B
'?). рЗ, Von, Pai, фср, Ргат — КОН-
1^ станты. Если величины N\,
V / N2, Ns и функция f(p—po)
д г заданы, то имеем семь урав-
Y нений для определения се-.4 __•! ми неизвестных: G\, G%, LI,
*^^____
*'Z - — - г и
2, L3, 5Ж, р. В зависимости
от вида функции f(p—р0)
_
0 5 Ю 15 20 /5,-ДМПи эту систему уравнений можно решить либо в конечном Рис. 103. Зависимость /(ft-p) от виде> либо с ИСГЮЛьзовани-
?-экспериментальные точки; 2 - расчет- 6ДМ Итераций. ВбЛИЧИНЫ N,, ная кривая 7V2, N3 Н600ХОДИМО ЗНЗТЬ За
каждый момент времени.
Любая из них равна ее начальному значению, за вычетом добытого компонента с учетом количества выпадающего конденсата в газонасыщенной части пласта.
Пример V.I. Пусть имеем нефтегазоконденсатное однопластовое месторождение, разрез которого изображен на рис 100 Продуктивный нефтегазоносный пласт представляет собой замкнутый резервуар. Объем пласта, охваченный разработкой, V0n=600-106 м3. Начальное среднее пластовое давление />о=30 МПа В газонасыщенной части содержалось при начальном давлении p=pa=800-lQ-s м3 конденсата на 1 м3 газа в стандартных условиях. Плотность газа в стандартных условиях рг ат=0,85-10~~3 т/м3, плотность жидкого конденсата р2к=0,7 т/м3, плотность компонента 3 (нефти) р3=0,85 т/м3, кажущаяся плотность газа piK=0,3 т/м3, коэффициент растворимости газа а= = 10-2т/(т-МПа)
При начальном средневзвешенном пластовом давлении р0 в пласте содержалось компонента 1 (газа) 7Voi=85-106 т, компонента 2 (конденсата) NM= = 112,73-106 т, в том числе в газовой шапке Go2=50,07-106 т, компонента 3 (нефти) ЛГоз=30-106 т.
Функция содержания конденсата в газе имеет следующий вид:
/(/Г0— р) = 0,6588 [e-o,39ii Вид этой зависимости показан на рис. 103 В начальных условиях в пласте находилось нефти ЛГ„=1о2+?оз= (Af02—002)+^оз= (112,73-106—50,07-106) + +30-Ю6=92,66-106т.
Текущая годовая добыча нефти изменяется со временем t следующим образом:
\ При этом
^2 = 0,2089- Wt, т/год, Текущая добыча газа также линейно нарастает со временем.
Требуется определить значения коэффициентов компонентоотдачи т]ь % л т)3, количество выпавшего в пласте конденсата (компонента 2) после десятилетней разработки месторождения на естественном режиме и изменение со временем средней насыщенности пласта жидкой углеводородной фазой зж. При этом формулу закона изменения во времени t средневзвешенного пластового
190
давления будем считать заданной в виде
p~Sp"0 — 1.5Л
Расчет процесса разработки нефтегазоконденсатного месторождения при известном законе изменения во времени средневзвешенного пластового давления существенно упрощается.
Приступая к решению рассматриваемой задачи, вычислим вначале накопленную добычу компонента 3 (нефти) Q3. Имеем
Ю Ю
Г 1г 100
Q3= q,(f)dt= 0,ЫО»-2- = 0,1.10«-2-=5.10« т;
о о
L3=N03— Q3 = 30-10« — 5-10б=25-10в т.
Через 10 лет имеем
р = р0— 1,5-10=30 — 15=15 МПа.
! * 1'
По формуле (V 10)
L1 = L3ap = 25- 10s- I0~2- 15 = 3,75- 10* т.
Накопленная добыча компонента 2 вместе с нефтью за 10 лет
Ю
I P
С2 = 0,2089- 106 _ _ _ 10,445-106 т.
о'
Следовательно, Z.2 = Z.02— Q2 = 62,66- 106— 10,445- 10е = 52,215-108 т.
По формуле (V.11) можем установить 5Ж. Имеем _ 1 /3,75-10» 52,215-10» 25-10»
-
о,з — oj — ~оЖ"
По формуле (V.12) определим G!+G2. Получим
1 ~~ж) ^одРгатР" 0, 806-6. 1QB.Q, 85.10-3.15
=68,51-106 т. В то же время на основе приведенной в условии задачи зависимости /
-jg- = 0,6588 [е-о,з8ц.1б + ю^. \Q-a. 15] = 0, 1056. Таким образом
х>
С1 + С2 = 68,51-10в; -д2- = 0,1056.
Отсюда
G! =61 ,97- 10» т; G2 = 6,54- 10» т;
^ = ^ + 0!= 3,75- 10» +61, 97- 10» = 65,72- 10» т.
Количество добытого газа (компонента 1)
Qr = ^01— ^ = 85-10»— 65, 72-10»= 19,26-10» т.
19*
Следовательно
19,28-10°
= 0,227;
5-lQs *1зком — 3Q.106 =0,167.
Из условия задачи известно, что добыча газа в течение 10 лет нарастает линейно Причем, что добыча газа из газовой шапки также изменяется со временем по линейному закону.
При начальном пластовом давлении в растворенном в нефти состоянии
находилось
Z.01=ap"0L03=9 10е т газа, . _ •
Вместе с нефтью добыто , QrH= (9 — 3,75) 10"= 5,25-10" т газа.
Из газовой шапки, следовательно, добыто (19,28—5,25) 108= 14,03-10е т газа
Текущая добыча газа из газовой шапки выражается следующим образом
Тогда
Г "f* ^ ' '
J * '
о
14,03-10» а=----до---= 0,2806 10е;
t
Q2r = j 1 . .....
~ 0,5867 'с ' -т-и,^ '"
При t=\0 лет
Q2r=l,5 106 т. _ '
Количество выпавшего в газовой шапке конденсата G2B = Ge2 — G2— Q2r=(50,07— 6,54— 1,5)-10» = 42,03-10» т.
Таким образом, конденсатоотдача из газовой шапки
1,5-10° %он = 50,07-108 ~°>03 = 3%
На рис 104 показан график изменения в течение 10 лет средневзвешенно-го тестового давления р и количества выпавшего в пласте'конденсата.
§ 2. РАЗРАБОТКА МЕСТОРОЖДЕНИЙ , - ,, С ВОЗДЕЙСТВИЕМ НА ПЛАСТ
Разработка нефтегазовых и нефтегазоконденсатных месторождений при естественных режимах приводит к целому ряду трудностей, связанных главным образом с невозможностью
192
5 0,28
0,22
020
0,18
Д/Wa
W -
t, гад»
Рис 104 График изменения во времени пластового давления и количества выпавшего в пласте конденсата
1 — средневзвешенное пластовое давление р, 2 — средняя насыщенность s пласта жидкими компонентами
достижения высокого темпа отбора нефти из пластов без резкого уплотнения сеток скважин, высокими газовыми факторами в нефтяных скважинах, ограничением отбора газа из газовых шапок, выпадением конденсата в пористой среде пластов. Устранить эти трудности можно путем перехода на разработку месторождений с воздействием на пласт
При разработке нефтегазовых и нефтегазоконденсатных месторождений в основном используют следующие специальные системы разработки с воздействием на пласт:
1) система разработки, сочетающая барьерное заводнение с законтурным заводнением;
2) система разработки, сочетающая барьерное заводнение с внутриконтурным и при необходимости законтурным заводнением нефтяной части месторождения.
В процессе разработки нефтегазоконденсатных месторождений можно применять также систему, предусматривающую сочетание 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 небольшую по размерам нефтяную часть, которую называют нефтяной оторочкой. На эту оторочку вследствие ее небольшой ширины можно пробурить только один — три ряда добывающих скважин. На рис. 105 показана в разрезе и в плане схема расположения скважин при использовании этой системы разработки Водонагнетательные скважины барьерного заводнения 5 отсекают газовую часть месторождения от нефтяной части После закачки воды в такие скважины снижается прорыв газа из газовой шапки в добывающие скважины, что препятствует перемещению газонефтяного контакта в газонасыщенную область пласта и в определенной степени позволяет осуществлять независимую разработку газовой и нефтяной частей месторождения.
^Применение барьерного заводнения позволяет снизить газовый фактор нефтяных скважин по сравнению с разработкой нефтегазовых месторождений без воздействия на пласт пример-NO в 1,2—1,5 раза
Вторая из упомянутых систем предназначена для разработ-
13 Ю П Желтов 193
АДА
Д А А
J
567
Рис 106 Схема системы разработки нефтегазового месторождения с сочетанием барьерного, законтурного и внутриконтурного заводнений
7 — законтурные нагнетательные скважи ны, 2 — внешний контур нефтеносности 3 — скважины внутриконтурного заводнения 4 — нефтедобывающие скважины 5 -скважины барьерного заводнения, 6 — газодобывающие скважины 7— внешний контур газоносности
7 В
Рис 105. Схема системы разработки нефтегазового месторождения с сочетанием законтурного и барьерного заводнений
1—газонасыщенная часть месторождения, 2 — нефтяная оторочка, 3 — законтурные нагнетательные скважины 4 — нефтедобывающие скважины 5 — нагнетательнь^ скважи ны барьерного заводнения, 6 — газодобывающие скважины 7 — внутренний контур газоносности, 8 — внешний контур 1азоносности, 9 — внешний контур нефтеносности
ки крупных нефтегазовых месторождений, нефтяные части которых вследствие их значительных размеров нецелесообразно разрабатывать только путем барьерного заводнения. На рис. 106 показана схема системы разработки нефтегазового месторождения второго типа. Нефтенасыщенная часть месторождения, схематично показанная на рис 106, имеет большую ширину, так что в этой части можно разместить много полос трехрядной системы разработки с расстояниями между скважинами 500—600 м. Как и в случае системы разработки нефтегазовых 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 прорывов газа из газовой шапки в нефтяные скважины бурят не один, а два барьерных ряда водонагнетательных скважин, отсекающих газонасыщенную часть месторождения от нефтенасыщенной. Это приводит к еще большему снижению газовых факторов нефтяных скважин по сравнению с этим показателем при однорядном барьерном заводнении.
194
© 4g; •Y////&
ч^ © л ® -
Д О О О Д
ДОС 0 Д
----- Д о о 0 ? ------
Рис. 107. Схема системы разработки нефтегазоконденсатного месторождения с внутриконтурным заводнением нефтяной и газоконденсатной частей:
I_внешний контур нефтеносности; 2 — нагнетательные скважины внутриконтурного заводнения нефтяной части, 3 —- нефтедобывающие скважины; 4 — нагнетательные скважины внутриконтурного заводнения газоконденсатной части; 5 — внешний контур газоносности, 6 — элемент системы разработки газоконденсатной части, 7 — газодобывающие скважины
Барьерное заводнение в определенной степени способствует снижению темпа падения давления в газонасыщенной части месторождения при умеренных отборах газа из нее. Если же разрабатываемое месторождение по соотношению пластовых углеводородов близко к газовому или газоконденсатному с нефтяной 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 обеспечивать компенсацию отбора углеводородов. Пластовое давление в газовой или газоконденсатной части будет падать, хотя и медленнее, чем при режиме истощения, а конденсат будет осаждаться в пористой среде. Для полного поддержания пластового давления в газоконденсатной части месторождения необходимо воздействие именно на эту ее часть путем закачки в нее воды, газа или газоводяных смесей. Заводнение газоконденсатной части нефтегазоконденсатного месторождения можно осуществлять с применением рядной схемы расположения скважин. На рис. 107 показана схема системы разработки нефтегазоконденсатного месторождения с применением трехрядной схемы расположения скважин на нефтенасыщенной его части с барьерным заводнением и однорядной схемы на газоконденсатной 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]к! достигает порядка 0,75.
Лабораторные опыты показывают, что вытеснение газоконденсатной смеси водой происходит почти поршневым образом, так что в заводненной области пласта остается практически неподвижный защемленный газ вместе с конденсатом, который
33* J95
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 конденсат выпадает в пористой среде и остается неподвижным. Если рассматривать суммарное извлечение углеводородов из газо-конденсатной части, включая газ и конденсат, при режиме истощения, то на один стандартный 1 м3 газа вместе с конденсатом, содержащимся в пласте до начала разработки, будет извлечено следующее количество углеводородов: газа Qr = T]Kipob конденсата QK = r]K2/o2p2.
Здесь T]KI — конечная газоотдача; p0i — плотность газа в стандартных условиях; цк2 — конечная конденсатоотдача; f02 — начальное содержание конденсата в газе; р2 — плотность конденсата.
Для количественной оценки извлечения газа и конденсата примем
•ПК1 = 0,9; ри = 0,85 кг/м3; Лк2 = 0,5; /02 = 0,5-10-3 м3/мэ; р2 = 0,6-103 кг/м2.
Тогда количество извлекаемых углеводородов, приходящихся на 1 м3 газа, первоначально содержащегося в пласте, составит
<2yl = Qrl-f- 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 вытеснения 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 истощения,
Суа = ЛкРо1+т1к/<»Р2 = 0,8-0,85+0,8-0,5-10~3-0,6-103 = 0,920 кг.
Таким образом, можно заключить, что при заводнении газоконденсатной 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 увеличению суммарного извлечения углеводородов — конденсатоотдача может быть увеличена, но газоотдача уменьшится.
Кб
V///////////////////
э
dxbhdt + vcbtrdt
Рис. 108 Схема элемента прямолинейного пласта
Газоконденсатная часть месторождений может разрабатываться также с поддержанием пластового давления путем нагнетания 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 приближенно считать процесс вытеснения газа прямолинейным, не поршневым, так как на контакте газов будут происходить молекулярная и конвективная диффузии.
Молекулярная диффузия обусловлена хаотическим движением молекул смешивающихся газов, а конвективная — различием истинных скоростей движения частичек газа в порах пласта. Конвективная диффузия зависит от средней скорости движения контакта смешивающихся газов.
Уравнение молекулярной и конвективной диффузии получают аналогично уравнениям массопереноса в пористой среде с учетом баланса вещества, диффундирующего в элементарный объем пласта и из него, а также вещества, переносимого вместе с потоком газов. Для вывода этого уравнения в прямолинейном 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, равное vDbhdt (vD-—скорость диффузионного переноса вещества), а за счет фильтрационного потока — wcbhdt. Через правую грань за счет диффузии с фильтрационным потоком выносится следующее количество вещества:
vDbhdt -f -^~ dxbhdt -f ш -|?- dxbhdt^- wcbhdt.
В элементарном объеме пласта за время dt накопится количество вещества, равное
дс
-ai-bhdxdt. \ '
197
Рассматривая приращения вещества с концентрацией с (х, t) в элементарном объеме пласта, получим дифференциальное уравнение
^! __ -^—а,*! /vu\
dt ~ дх W дх- tV'14'
Скорость диффузии вещества в пористой среде можно определить по формуле закона Фика, если вместо коэффициента молекулярной диффузии D0 использовать коэффициент эффективной, суммарной диффузии DE, учитывающий как молекулярную, так и конвективную диффузию. Получим
D?=DO+DK, (v.i 5)
где DK — коэффициент конвективной диффузии.
Тогда формула закона диффузии примет следующей вид:
Подставив (V.16) в (V.14), получим уравнение диффузии веществ в пористой среде прямолинейного пласта:
дс д I _ дс \ дс '" п , . _.
Введем так называемую подвижную систему координат, определяемую переменными
t = x—wt; t = t. (V.I 8)
На основе (V.18) имеем
дс дс дс дс , дс ,, . , пч
-я— ==*•&—, -•»- = — w -^г^-~я— • (V.19)
дх д% ' dt <Э| ' дт: ч '
Подставив (V.19) в (V.17), получим уравнение диффузии в прямолинейном пласте в подвижной системе координат:
*= 4-0Е-Й-. (V-20)
Зт д| ь д\ ч '
Вытеснение газа газом из пористой среды пластов происходит таким образом, что вследствие диффузии первоначальный контакт газ — газ (рис. 109) размывается. Так, при вытеснении из пласта жирного газа сухим в момент времени t\ концентрация сухого газа в его смеси с жирным изменялась таким образом, как это показано на рис. 109 (см. кривую 1). В этот момент времени длина зоны смешения равна 2Яь При t = t2 распределение концентрации сухого газа в его смеси с жирным газом таково, что длина зоны смешения составит 2К% и т д.
Это означает, что при подходе к линии добывающих скважин зона смешения может стать достаточно большой и для полной замены в пласте жирного газа сухим понадобится про-
198
Рис 109 Кривые распределения концентрации с(х, t) сухого газа в его смеси с жирным:
/ — с(х, t,), 2 — с(х, t2), 3 — с(х, ts)
качивать через пласт объем сухого газа, существенно превышающий поровый объем пласта. Технологически процесс вытеснения 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 давления и закачивают в пласт. Поэтому такая технология разработки газоконденсатных месторождений получила название циклического процесса (сайклинг-процесс).
Пример V 2 Газоконденсатную часть нефтегазоконденсатного месторождения разрабатывают с использованием циклического процесса при однорядной схеме расположения скважин Расстояние между рядами скважин /=800 м, толщина пласта, охваченная процессом вытеснения газа газом, составляет Л=10 м, ширина пласта & = 800 м, пористость т = 0,2 Расход сухого газа, нагнетаемого в скважину элемента однорядной системы разработки, 9=100 103 м3/сут газа при стандартных условиях (рат=0,1 МПа). Среднее пластовое давление р— 10 МПа
Определим размер зоны смешения 2Х* в момент времени t=t,, когда условный контакт газ —газ (сечение с концентрацией газа с=0,5) подойдет к линии добывающих скважин Пласт сильно неоднородный, так что эффективный коэффициент диффузии ?>?=10~5 м2/с Решать задачи диффузии газа в газ можно методом интегральных соотношений Г. И Баренблатта
Распределение концентрации сухого газа в смеси с жирным запишем в виде
Выполним следующие граничные условия: 3,0=0,5; c(K,t) = l; c(—X, О
- =0.
Выполняя эти условия, получаем систему уравнений 4 + 5 + С=1, А— В— С = 0, В + ЗС Отсюда Л = 0,5, 5 = 0,75, С=—0,25
199
Таким образом,
с(|, 0 = 0,5 + 0,75 -щ--0,2
Подставляя это выражение для концентрации с(|, f) в уравнение (V20) и решая его методом интегральных соотношений, имеем
Отсюда
Вычислим время tt Имеем в условиях пласта
qpa 100 Ю30.1 М"
9п*~Г= - 10 - = 10 ^уТ>
<7 _ К)з _ м
ш== "ЖГ = 800 10 0,2 0,864 105 = °'723 10~6 ~;
/ 800
', = ^Г = 0,7234 10-5 о,864 10" = 128° СУТ= 3>5 года.
Отсюда ?#,) = (32 10-5 1280 0,864 105)1/2=188,1 м
Таким образом, область смешения вытесняемого и вытесняющего газов будет занимать в пласте довотьно згачитечьный размер Для полной замены в пласте жирного газа с^хим потребуется закачать около 1,5 порового объема газа, приведенного к пластовым условиям
§ 3 РАЗРАБОТКА ГЛУБОКОЗАЛЕГАЮЩИХ ПЛАСТОВ С АНОМАЛЬНО ВЫСОКИМ ПЛАСТОВЫМ ДАВЛЕНИЕМ И МЕСТОРОЖДЕНИИ НЕНЬЮТОНОВСКИХ НЕФТЕЙ
Нормальное начальное пластовое давление примерно равно гидростатическому Если же начальное пластовое давление близко к вертикальному горному, т е геостатическому, то такое 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 (II 64) при высоком средневзвешенном пластовом давлении р среднее нормальное напряжение а сравнительно низкое Следовательно, породы пласта в течение длительно-ю геологического времени оставались мало нагруженными л поэтому слабо уплотненными При разработке нефтяного месторождения с аномально высоким пластовым давлением без воздействия на пласт пластовое давление быстро снижается За весь период разработки изменение средневзвешенного пластового давления Ар может составить величину, сравнимую с начальным пластовым При этом среднее нормальное напряжение, пористость и проницаемость пород пласта, особенно с учетом их первоначальной слабой уплотненности, изменяются нелинейно
200
При нелинейной упругой и пластической деформациях пород в случае уменьшения пластового давления зависимость пористости т от среднего нормального напряжения можно представить в следующем виде:
Масса нефти Мн, насыщающей деформирующийся пласт, выражается таким образом:
MH = pHVn(l-sCB), (V.22)
где РН — плотность нефти, Уп — поровый объем пласта; SCB — насыщенность пласта связанной водой Имеем для текущей добычи нефти из месторождения в целом qn(t) следующее выражение:
_ Чн— dt ~ dt
Зависимость плотности нефти от давления имеет вид: Рн = Рно[1+Рн(р-Ро)]. (V.24)
Учитывая соотношение (11.64) между о и р, из (V.21) получим
m = m0ep<=(p-po) (V.25)
Поскольку У„ = тУпЛ (У„л — общий объем пласта), на основе (V.22) — (V.25) получаем при р=р
r, . 0 ,— — 4,0 PC (P—Po)\ dp
[ I +PH (P — Po)l PC e j -dT X xa-sj. , Интегрируя (V.26), имеем
H (0 = f *> L
Таким образом, по формуле (V.27), зная QH(t) и значения исходных параметров, можно рассчитать_изменение во времени средневзвешенного пластового давления р.
Рассмотрим изменение дебитов скважин при разработке пласта, сложенного сильно деформируемыми горными породами — коллекторами нефти, для чего получим аналог формулы Дюпюи для данных условий При этом необходимо учиты-
201
вать зависимость проницаемости пород-коллекторов от среднего нормального напряжения. Для терригенных пород эту зависимость принимают обычно в следующем виде
k = k0tT+*(°-a<>\ (V.28)
где РК — коэффициент изменения проницаемость горных пород за счет сжимаемости; k = k0 при а = о0.
Вообще говоря, рк отличен от рс и, как правило, рк>рс. Для радиального притока нефти к добывающей скважине в случае изменения проницаемости пород по закону (V 28) имеем следующее выражение:
где <7нс — дебит скважины
Интегрируя (V29), получаем следующую формулу для дебита скважины, эксплуатирующей сильно деформируемый пласт:
" -МР"О-Р"С)
(V.30)
Если задано изменение во времени текущей добычи нефти из месторождения в целом qu = qn(t), то после определения накопленной добычи нефти QH(t) в каждый момент времени можно по формуле (V 27) рассчитать изменение во времени средневзвешенного пластового давления р, а затем по формуле (V.30) — дебиты скважин.
При разработке замкнутых пластов с трещинной пористостью в случае значительного изменения пластового давления и, следовательно, сильной деформации пород происходит более резкое изменение продуктивности скважин вследствие смыкания трещин, чем при разработке сильно деформируемых пластов, сложенных терригенными породами.
Трещинная пористость пород с изменением средневзвешенного пластового давления р составит
Проницаемость kT пород с трещинной пористостью с изменением пластового давления будет
*,-*отП-Рт(Ро-Р)]3. (V-32)
В приведенных формулах рт — коэффициент изменения трещинного пространства пород с изменением внутрипорового давления р, тот, &от — соответственно начальные значения трещинной пористости и проницаемости.
202
Для разработки пласта с трещинной пористостью можно написать выражение, аналогичное (V.26). Имеем
<7н (0 = — РнО^от^пл (Рн П — Рт (Ро — Р)\ +
+ [1-Рн(А>-Р)]Рт}-|- (V-33)
В результате интегрирования (V.33) получим
QB (t) = Г <7н (0 * = Рно^от^пл [(Р
L)
+ РА(Ро-Р)2Ь (V-34)
Соответственно для радиального притока нефти к скважине, эксплуатирующей сильно деформируемый пласт с трещинной пористостью, имеем
После интегрирования (V.35)
nkOTh [[1 + рт (fa- ^)« — [1 + Рт (Рс-Ро)]4> <7нс = - ^
Кратко рассмотрим иной случай разработки плястов с аномальными свойствами пластов, содержащих неньютоновскую нефть. Чаще всего к числу таких нефтей относятся нефти с начальным градиентом сдвига, фильтрация которых происходит по закону, предложенному А. X. Мирзаджанзаде. Чтобы нефть, обладающая начальным градиентом сдвига, стала фильтроваться в пористой среде, необходимо к этой среде приложить градиент давления, больший, чем это следует из закона Дарси. В тех областях пласта, где градиенты давления незначительны, нефть не будет двигаться и в этих областях образуются застойные зоны. Такие зоны могут быть в неоднородных пластах, в областях с пониженной проницаемостью и даже в пластах с малой неоднородностью, где скорости фильтрации небольшие. Образование застойных зон ведет к уменьшению конечной нефтеотдачи пластов.
На рис. 110 показана схема элемента пятиточечной системы разработки пласта, содержащего нефть, обладающую начальным градиентом сдвига. При вытеснении такой нефти из пласта водой водонефтяной контакт по мере его продвижения будет последовательно занимать положения 1, 2, 3, 4. Как видно, водонефтяной контакт сильно деформируется и к добывающим скважинам подтягиваются языки обводнения, образуя целики нефти. В тех случаях, когда нефть является ньютоновской жидкостью и справедлив обобщенный закон Дарси для фильтрации
203
-\-\---T-l-V-
— -г — -f- ~r '-*-
-i-T-4-7-1 -
Рис 110 Схема элемента пятиточечной системы разработки
1 — добывающие скважины 2 — целики нефти 3 — положение водонефтяного контакта в момент времени ^ 4 — положение водонефтяного контакта в момент времени ^2<^з, 5 — положение водонефтяного кон такта в момент времени ?i<<2 6 — нагне тагельная скважина, 7 — обводнившаяся область пласта
нефти и воды, эти целики нефти в конце концов при так называемой бесконечной промывке пласта, т. е. при прокачке через пласт больших объемов воды, многократно превышающих его поровый объем, будут вымыты из пласта. Если же нефть обладает начальным градиентом сдвига, то целики нефти, образовавшиеся в областях пласта, где градиент давления меньше начального градиента сдвига, так и останутся в пласте неизвлеченными
Нефти некоторых месторождений даже в естественных геолого-физических условиях, существовавших в пластах месторождений до начала их разработки, могут обладать начальным градиентом сдвига В других случаях нефти, особенно обладающие значительным содержанием парафина, приобретают свойства неньютоновских жидкостей в результате изменения фазового состояния углеводородов в пластах, например выделения газа из нефти и изменения температурного режима во время закачки в пласты воды с температурой ниже температуры кристаллизации парафина, растворенного в нефти.
Если месторождение, содержащее высокопарафинистую нефть, предполагается разрабатывать с применением только заводнения, то закачка воды в пласты с температурой ниже температуры кристаллизации парафина недопустима В этом случае необходимо закачивать воду, подогретую до температуры, превышающей температуру кристаллизации парафина.
При мер V3 В разработку вводится однопластовое месторождение, залегающее на глубине 2200 м, но с аномально высоким начальным пластовым давлением р0=50 МПа Объем пласта, вводимого в разработку, составляет 1Л,л=100-106 м3 Содержание связанной воды в пласте очень мало, так что можно полагать Scu^O Пласт насыщен нефтью с начальной плотностью рн0 = = 0,85 т/м3 Сжимаемость нефти |5„=10~4 1/МПа Пористость пласта изменяется с изменением пластового давления в соответствии с зависимостью (V21), причем т0=0,33, |3С=10~2 1/МПа, вязкость нефти |л„=2 10~3 Па-с Проницае мость изменяется с изменением пластового давления по формуле (V 28) При этом fe0=0,l мкм2, |3К=2 10~2 1/МПа Толщина пласта, охваченного разработкой, /г = 20 м, г, =800 м, гс = 0,08 м Определим, сколько нефти будет извлечено из пласта, есчи средневзвешенное пластовое давление р снизится с 50 до 10 МПа, и каким будет дебит одной скважины по сравнению с первоначаль-
204
ным. При этом принимаем, что перепад давления &.рс=рк—Рс остается постоянным, равным 5 МПа.
Используя формулу (V.27), получим
= 0,2805- Ю8 (1 — 0,6703—0,00268) = 9,323- Ю6 т. Начальное содержание нефти в пласте ?н0==«01/плрно= 0,33-103.0,85 = 28,05.10» т. Следовательно, нефтеотдача за счет сжатия пористой среды '
4 = '2§7о5-10в =0,332.
Дебит одной скважины определим по формуле (V.30). В начале разработки месторождения, т. е. при р = р0,
<7нсо= 2-10-3-2-10~3 9,2 =281 мэ/сут.
Когда средневзвешенное пластовое давление снизится до j?=10 МПа, дебит скважины
Как видно из данного примера, только за счет сжатия пород-коллекторов пласта при снижении средневзвешенного пластового давления с 50 до 10 МПа из пласта будет «выдавлено» 9,323-106 т нефти и нефтеотдача составит 0,332. При этом дебит добывающих нефть скважин уменьшится более чем в 2 раза. Пример V.4. Пусть имеем пласт с чисто трещинной пористостью, обладающий теми же параметрами, что и рассмотренный в примере V.3 пласт, сложенный терригенными породами. Будем считать рт = рс- При снижении средневзвешенного пластового давления с 50 МПа до 10 МПа из пласта будет извлечено количество нефти, вычисляемое по формуле (V.34), а именно:
QH=0,85-0,33-108[(10-8 -1- [О-1») 40-106 -f 10~8 (40-106)21 = И,38-Ю6 т.
Нефтеотдача при этом составит QH 11,38-106
Дебит добывающей скважины, эксплуатирующей пласт с трещинной пористостью, определим по формуле (V36). • Имеем в начале разработки пласта
3,14-10-".20 [!_(!_ 10-2.5)4] При снижении средневзвешенного пластового давления до 10 МПа получаем
3.14.10-1».20 [(1-10-МО)«-(1-10-«.45)«1 Как видно из приведенных результатов, количество извлеченной нефти из пласта с трещинной пористостью будет более высоким, чем из пласта, сложенного терригенными породами, °ри аналогичном снижении средневзвешенного пластового дав-
205
ления. Дебит же скважин вследствие сильной деформации трещин снижается более значительно в пласте с трещинной пористостью, чем в пласте с терригенным коллектором. \
§4. ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ И ПРОБЛЕМЫ РАЗРАБОТКИ НЕФТЕГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИИ И ПЛАСТОВ С АНОМАЛЬНЫМИ СВОЙСТВАМИ
В СССР накоплен значительный опыт разработки нефтегазовых месторождений как на естественных режимах, так и с воздействием на пласты посредством заводнения.
Разработка, например, Анастасиевско-Троицкого месторождения в Краснодарском крае осуществляется с самого начала без воздействия на пласт. Такая разработка действительно, как и следует из теории, потребовала ограничения дебитов добывающих нефть скважин и, следовательно, разбуривания месторождения по плотной сетке скважин при sc, равном порядка 2—4-Ю4 м2/скв, а также принятия мер по недопущению перемещения газонефтяного контакта в газонасыщенную часть месторождения.
Ряд нефтегазовых месторождений и отдельных горизонтов в СССР разрабатываются с использованием барьерного заводнения. Опыт показывает, что при таком заводнении газовые факторы нефтяных скважин уменьшаются почти в 2 раза по сравнению с газовым фактором при разработке нефтегазовых месторождений на естественных режимах.
Однако в результате приобретенного опыта разработки нефтегазовых и нефтегазоконденсатных месторождений перед нефтяниками возникли две специфичные для этих месторождений проблемы.
Первая из них соответствует тем случаям, когда нефтяная часть месторождения представляет собой узкую область, т. е. нефтяную оторочку, и заключается в обеспечении эффективной ее разработки. На такой оторочке оказывается нецелесообразным располагать более одного ряда добывающих скважин. При активной законтурной воде добывающие скважины, разрабатывающие нефтяную оторочку, быстро обводняются. Если же законтурная вода не активна, то при отсутствии барьерного заводнения резко возрастают газовые факторы добывающих нефть скважин. При использовании барьерного заводнения такие скважины быстро обводняются. Во всех описанных случаях разработки нефтегазовых месторождений с узкими нефтяными оторочками нефтеотдача оказывается низкой. Она составляет 15—20% даже при незначительной вязкости нефти. Нефтяные оторочки с повышенной вязкостью нефти эффективно разрабатывать еще труднее.
Вторая проблема связана, как уже упоминалось, с извлечением конденсата из нефтегазоконденсатных месторождений. Заводнение месторождений, позволяя в принципе повысить кон-
206
денсатоотдачу и нефтеотдачу, не всегда приводит к увеличению общей углеводородоотдачи, так как газоотдача при этом снижается.
Количество извлекаемых углеводородов из нефтегазокон-денсатных месторождений можно увеличить, используя методы комбинированного воздействия на газоконденсатную часть месторождений путем закачки в нее газа и воды. Однако проблема достижения наиболее полного извлечения конденсата при общем повышении углеводородоотдачи все еще остается до конца не решенной
Опыт разработки глубокозалегающих коллекторов с аномально высоким начальным пластовым давлением, сильно деформирующихся в процессе извлечения из них углеводородов, еще невелик во всем мире. Однако число месторождений, продуктивные пласты которых залегают на больших глубинах, возрастает, и поэтому проблема разработки сильно деформирующихся пористых и трещиноватых коллекторов будет представлять с каждым годом все больший интерес для нефтяной промышленности.
Решение проблемы разработки месторождений нефтей с неньютоновскими свойствами во многом связано с использованием физико-химических и особенно тепловых методов разработки.
Контрольные вопросы
1 В каких случаях при разработке нефтегазовых залежей ограничивают дебит скважин? Выведите формулу для определения предельного безгазового дебита скважины.
2. Каким образом можно обеспечивать неподвижность газонефтяного контакта при разработке нефтегазовых залежей?
3. Какие системы и технологические методы разработки используют при воздействии на пласты нефтегазовых и нефтега-зоконденсатных месторождений?
4. Выведите и объясните систему уравнений для расчета процесса разработки нефтегазоконденсатного месторождения методом многокомпонентного материального баланса.
5. Выведите формулу для притока нефти к скважине из сильно деформируемого пласта при экспоненциальной зависимости проницаемости от перепада давления.
6. Какие осложнения возникают при разработке месторождений, содержащих жидкость с неньютоновскими свойствами?

На главную страницу