лекц. 3 лекционный курс. Лекция 1 Тема. Введение. Объекты и системы разработки нефтяных месторождений Введение Объекты и системы рнм

• Название: Лекция 1 Тема. Введение. Объекты и системы разработки нефтяных месторождений Введение Объекты и системы рнм
• Дата: 22.11.2022
• Размер: 1.78 Mb.
• Имя файла: 3 лекционный курс.doc
• Тип: Лекция; #805455
• страница: 4 из 12

Тема: Моделирование разработки нефтяных месторождений на многопластовых месторождений

ПОСТОЯННО ДЕЙСТВУЮЩИЕ ГЕОЛОГО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ МОДЕЛИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОНЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

В последнее время одним из главных направлений повышения качества проектирования, управления и контроля за разработкой нефтяных и газонефтяных месторождений стало применение компьютерных постоянно действующих геолого-технологических моделей (ПДГТМ).

При построении на базе всей совокупности имеющихся геолого-геофизических и промысловых данных постоянно действующих геолого-технологических моделей недропользователь имеет возможность отслеживать в динамике выработку остаточных запасов углеводородов, точнее прогнозировать добычу нефти и газа, моделировать геолого-технические мероприятия по повышению нефтеотдачи и эффективности работы предприятия, более обоснованно рассчитывать наиболее рациональные и экономически эффективные варианты разработки продуктивных пластов.

ПДГТМ могут использоваться при составлении проектных документов и самостоятельно для изучения природно-технологических объектов и оптимизации процесса эксплуатации содержащихся запасов углеводородов при текущем управлении процессом разработки.

В настоящее время в России идет процесс внедрения передовых компьютерных технологий в практику проектирования и управления разработкой нефтяных и газонефтяных месторождений. Наиболее прогрессивным представляется применение для построения ПДГТМ программных продуктов, позволяющих оперировать с геологической и технологической информацией во всем ее объеме (3D) и с учетом изменений во времени (4D).

Постоянно-действующие модели становятся в руках технологов-разработчиков мощным орудием, позволяющим:

• 
  целенаправленно и эффективно уточнять модель пласта, корректировать систему разработки на каждом этапе познания залежи с целью улучшения технико-экономических показателей добычи и повышения коэффициентов углеводородоотдачи недр;
  
• 
  обосновывать оптимальную стратегию доразведки и доразработки месторождения и составлять соответствующий проектный документ для представления на ЦКР и ТКР. (ЦКР Минтопэнерго РФ - Центральная комиссия по разработке нефтяных и газонефтяных месторождений Министерства топлива и энергетики Российской Федерации. ТКР - Территориальная комиссия по разработке нефтяных и газонефтяных месторождений.)
  

Адресная постоянно-действующая геолого-технологическая модель (ПДГТМ) - это объемная имитация месторождения, хранящаяся в памяти компьютера в виде многомерного объекта, позволяющая исследовать и прогнозировать процессы, протекающие при разработке в объеме резервуара, непрерывно уточняющаяся на основе новых данных на протяжении всего периода эксплуатации месторождения.

Постоянно действующие геолого-технологические модели, построенные в рамках единой компьютерной технологии, представляют совокупность:

• 
  цифровой интегрированной базы геологической, геофизической, гидродинамической и промысловой информации;
  
• 
  цифровой трехмерной адресной геологической модели месторождения (залежей);
  
• 
  двухмерных и трехмерных, трехфазных и композиционных, физически содержательных фильтрационных (гидродинамических) математических моделей процессов разработки;
  
• 
  программных средств построения, просмотра, редактирования цифровой геологической модели, подсчета балансовых запасов нефти, газа и конденсата;
  
• 
  программных средств и технологий, позволяющих по установленным в процессе моделирования правилам уточнять модели по мере постоянного поступления текущих данных, порождаемых в процессе освоения и разработки месторождений;
  

Под цифровой трехмерной адресной геологической моделью (ГМ) месторождения понимается представление продуктивных пластов и вмещающей их геологической среды в виде набора цифровых карт (двухмерных сеток) или трехмерной сетки ячеек, характеризующих:

• 
  пространственное положение в объеме резервуара коллекторов и разделяющих их непроницаемых (слабопроницаемых) прослоев;
  
• 
  пространственное положение стратиграфических границ продуктивных пластов (седиментационных циклов);
  
• 
  пространственное положение литологических границ в пределах пластов, тектонических нарушений и амплитуд их смещений;
  
• 
  средние значения в ячейках сетки фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС), позволяющих рассчитать начальные и текущие запасы углеводородов;
  
• 
  пространственное положение начальных и текущих флюидных контактов;
  
• 
  пространственные координаты скважин (пластопересечения, альтитуды, координаты устьев, данные инклинометрии).
  

Программный комплекс ГМ должен обеспечивать (вычисления, получение файлов, просмотр на экране, получение твердых копий):

• 
  формирование модели в виде, требуемом для передачи в системы фильтрационного моделирования;
  
• 
  формирование сеток и построение карт параметров пласта, структурных и литологических карт;
  
• 
  построение геологических и палеопрофилей, просмотр каротажных диаграмм, результатов обработки и интерпретации ГИС (ГИС - геофизические исследования скважин);
  
• 
  просмотр результатов интерпретации 2D и 3D сейсморазведки, включая результаты трассирования горизонтов, выделения тектонических нарушений, карт изохрон, глубин и сейсмических атрибутов, положение сейсмических профилей, площади 3D сейсморазведки;
  
• 
  дифференцированный подсчет запасов нефти, газа и конденсата.
  

Программный комплекс ГМ должен иметь информационную связь с интегрированной базой данных для оперативного получения сведений о результатах исследований скважин, интервалах перфорации, динамике работы скважин, состоянии фонда скважин, проведенных на скважинах ГТМ (ГТМ - геолого-технические мероприятия.), истории бурения и испытаний скважин. Он должен обеспечивать выполнение вычислений, получение файлов, просмотр данных на экране, получение твердых копий.

Под цифровой фильтрационной (гидродинамической) моделью (ФМ) понимают совокупность представления объекта в виде двухмерной или трехмерной сетки ячеек, каждая из которых характеризуется набором идентификаторов и параметров геологической модели, дополнительно включая:

• 
  фильтрационные параметры - относительные фазовые проницаемости, капиллярные давления, данные PVT и другие дополнительные данные;
  
• 
  массив данных по скважинам, который содержит - интервалы перфорации, радиус скважины, пластовое или забойное давление, данные о дебитах (расходах) фаз, коэффициенты продуктивности (приемистости) скважин, сведения об ОПЗ (обработка призабойных зон), РИР (ремонтно-изоляционные работы), ГРП (гидравлический разрыв пласта), результатах испытаний, обустройстве месторождения.
  

Указанные сведения должны охватывать весь период разработки объекта.

Программный комплекс ФМ должен осуществлять:

• 
  численное решение уравнений сохранения и фильтрации фаз или компонентов,
  
• 
  анализ фильтрационных течений и расчетных технологических показателей,
  
• 
  выбор мероприятий по регулированию процесса разработки,
  
• 
  редактирование модели при внесении новых данных.
  

Фильтрационные модели должны учитывать все основные геолого-физические и технологические факторы моделируемого (реализуемого) процесса разработки:

• 
  многопластовый характер эксплуатационных объектов,
  
• 
  неоднородность пластов по толщине и простиранию, их линзовидность и прерывистость,
  
• 
  многофазность фильтрационных потоков,
  
• 
  капиллярные и гравитационные силы,
  
• 
  порядок разбуривания, систему размещения и режимы работы скважин, их интерференцию.
  

Фильтрационная модель отличается от геологической модели наличием дополнительных параметров, большей схематизацией строения, возможным объединением нескольких геологических объектов в единый объект моделирования. При наличии истории разработки необходима адаптация ФМ к данным разработки, что также отличает ее от геологической модели.

Модель, используемая для прогноза коэффициента нефтеизвлечения и технологических показателей, идентифицируется с реальными параметрами пласта. По истории разработки пласта, его части или первоочередного участка уточняется первоначально принятая цифровая геологическая модель и параметры фильтрационной модели в результате следующих действий:

При построении ПДГТМ должны быть проведены следующие работы:

• 
  оцифровка всей исходной геологической и технологической информации, занесение в базу данных,
  
• 
  оценка качества и, при необходимости, переобработка и переинтерпретация данных ГИС и сейсморазведки,
  
• 
  исследования кернов и проб пластовых флюидов,
  
• 
  детальная корреляция разрезов скважин, выделение продуктивных пластов,
  
• 
  уточнение петрофизических и функциональных зависимостей, являющихся основой комплексной интерпретации данных ГИС (геофизические исследования скважин), исследований керна и сейсморазведки, переобработка данных ГДИ (гидродинамические исследования) и их комплексная интерпретация с данными ГИС и разработки,
  
• 
  построение схем обоснования флюидных контактов,
  
• 
  геометризация каждого продуктивного пласта, оценка его параметров и эксплуатационных характеристик,
  
• 
  палеотектонический анализ, палеогеографические и палеогеоморфологические исследования,
  
• 
  фациально-формационный анализ, включая выявление седиментационных циклов осадконакопления,
  
• 
  детальный анализ разработки с отбраковкой ненадежных и недостоверных сведений и с проверкой представления о геологическом строении по данным разработки,
  
• 
  интерпретация данных дистанционных методов, исследований и контроля за разработкой.
  

На основе анализа всех перечисленных данных должна быть построена цифровая геологическая модель месторождения и произведен дифференцированный подсчет запасов углеводородов по выбранным участкам, вертикальным и латеральным зонам, продуктивным пластам, залежам и по месторождению в целом. Степень дифференциации определяется стадией изученности месторождения.

Затем, с учетом особенностей применяемой системы разработки, выбирается тип фильтрационной модели, формируется ее сеточная область, и параметры геологической модели преобразуются в параметры сетки фильтрационной модели.

По мере поступления новых геологических и технологических данных они должны вводиться в ПДГТМ. Рекомендуется ежегодно проводить авторский надзор за ПДГТМ. Целью авторского надзора является анализ согласуемости новых данных с моделью, оценка текущей точности прогноза технологических показателей на модели и выдача рекомендаций по ее дальнейшему использованию. ПДГТМ должна корректироваться на основе новых геологических данных, данных о текущей разработке, в связи с изменением экономических условий разработки или появлением новых эффективных технологий.

Интегрированная база данных постоянно действующей модели должна непрерывно пополняться как за счет данных по вновь пробуренным скважинам, так и за счет новых данных по истории разработки, состоянию фонда скважин, результатов промыслово-геофизических и гидродинамических исследований скважин и пластов.

Геолого-технологическое моделирование должно использоваться для достижения максимального экономического эффекта от более полного извлечения из пластов запасов нефти, газа, конденсата и содержащихся в них сопутствующих компонентов, оптимизации и управления процессом разведки и разработки месторождений. Оно позволяет:

• 
  повысить эффективность геологоразведочного процесса;
  
• 
  оперативно управлять текущими запасами;
  
• 
  на ранних стадиях разработки классифицировать (группировать) запасы в соответствии с наиболее оптимальными для их извлечения технологиями;
  
• 
  осуществлять оперативное, экономически обоснованное управление разработкой;
  
• 
  сокращать непроизводительные затраты без ущерба для нефтеотдачи;
  
• 
  проектировать оптимальные с точки зрения прибыльности и затрат на добычу нефти системы разработки.
  

Постоянно действующие геолого-технологические модели создаются на всех месторождениях, вводимых в разработку, c балансовыми запасами свыше 1 млн.т нефти, а также на разрабатываемых месторождениях сложного строения, независимо от объема балансовых запасов, и на разрабатываемых месторождениях, определяющих основной объем добычи нефтяной компании, независимо от формы собственности. Экспертиза ПДГТМ проводится в рамках экспертизы проектной документации на разработку месторождений Центральной и Территориальными комиссиями по разработке.

ЛЕКЦИЯ № 6

Тема: Разработка нефтегазовых месторождений и пластов с аномальными свойствами

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-

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=0,85-103 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
pSp"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- I02- 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.