Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 [ 119 ] 120 121 122 123 124 125 126 127 128 129 130 131 132 133 134 135 136 137 138 139 140 141 142 143 144 145 146 147 148 149 150 151 152 153 154 155 156 157 158 159 160 161 162 163 164 165 166 167 168 169 170 171 172 173 174 175 176 177 178 179 180 181 182 183 184 185 186 187 188 189 190 191 192 193 194 195 196 197 198 199 200 201 202 203 204 205 206 207 208 209 210 211 212 213 214 215 216 217

Рис. 3.64. Продолжение

узкой зоне, чем до обработки скважины. Повторное накопление ретроградного конденсата уменьшает продуктивность скважины до значений, в 1,25 - 1,3 раза превышающих ее продуктивность до обработки. При увеличении радиуса зоны улучшенных фильтрационных свойств коллектора до 5 м (вариант ЗР) интенсивное накопление ретроградного конденсата происходит в двух областях: на границе разнопроницаемых участков коллектора - до значений 0,22 - 0,24 и рядом со скважиной - до 0,38 - 0,40 (рис. 3.64, б). Нагнетание сухого газа в скважину приводит к частичному удалению ретроградного конденсата из призабойной зоны скважины и увеличению продуктивности скважины в 1,5-1,6 раза (см. рис. 3.63). В процессе последующей эксплуатации продуктивность скважины понижается до значений, в 1,25-1,3 раза превосходящих начальное (до обработки) значения. Повторное накопление конденсата отмечается у границы зоны повышенной проницаемости. Дальнейшее увеличение радиуса зоны повышенной проницаемости пласта до 10-15 м вызывает повышение насыщенности коллектора жидкостью непосредственно рядом со скважиной с одновременным уменьшением ее на контакте разнопроницаемых участков пласта (рис. 3.64, в). Обработка призабойной зоны скважины сухим газом в этом случае позволяет увеличить продуктивность скважины в 1,5 раза. Однако после пуска скважины в эксплуатацию ее продуктивность снижается значительно медленнее, чем в вариантах 2Р и ЗР. Так, по истечении 3 мес эксплуатации продуктивность скважины превышала начальные значения в варианте 4Р в 1,3-1,4 раза. Аналогичным образом менялись параметры и при воздействии по варианту 5Р. Для обоих этих вариантов характерно некоторое повышение насыщенности коллектора жидкостью рядом со скважиной.

С увеличением проницаемости коллектора у забоя скважины процесс воздействия глубокой газовой репрессии на пласт качественно несколько изменяется. При некоторых значениях соотношения проницаемостей уве-

личение размеров зоны улучшенных фильтрационных свойств даже несколько снижает эффективность данного способа воздействия. Это видно из результатов расчетов глубокой репрессии по вариантам 6Р -9Р (с увеличением проницаемости у забоя скважины в 100 раз равномерно по всей толщине пласта). Накопление ретроградного конденсата в этом случае происходит в соответствии с описанной схемой.

При малых радиусах зоны повышенной проницаемости (до 6 - 7 м) значительное насыщение коллектора конденсатом отмечается на границе этой зоны и остального пласта. При больших радиусах (свыше 10 м) на профиле насыщенности выделяются два максимума: у забоя скважины и на границах участков с разной проницаемостью коллектора. Закачка сухого газа вызывает уменьшение насыщенности коллектора у забоя скважины. При этом во всех рассматриваемых вариантах воздействия несколько более высокое насыщение коллектора, чем по всей обработанной части пласта, отмечается в областях с повышенными до обработки значениями насыщенности. В этих же областях в последующем происходит наиболее значительное повторное накопление ретроградного конденсата при эксплуатации скважин. Так, в варианте 6Р максимальная насыщенность коллектора конденсатом (равная 0,37 - 0,38) до нагнетания сухого газа в скважину отмечалась на расстоянии 2,5 - 3 м. Нагнетание газа приводило к уменьшению конденсатонасыщенности в этой зоне до 0,13 - 0,15 при средней насыщенности в обработанной части пласта, изменяющейся от 0,04 до 0,08. В ходе дальнейшей эксплуатации скважины накопление ретроградной жидкости отмечалось в более узкой зоне пласта (радиусом примерно в 2 раза меньшим, чем до обработки), хотя максимальные значения насыщенности коллектора жидкостью даже несколько превышали начальные до обработки значения (на 2 - 3 %). Продуктивность скважины в начальный момент после ее обработки и через 3 мес эксплуатации соответственно в 1,5-1,6 и 1,25 раза превышала значения продуктивности перед закачкой газа. Аналогичная динамика изменения насыщенности призабойной зоны скважины наблюдалась в варианте 7Р. Максимальные значения насыщенности, равные 0,34 - 0,35, отмечались на расстоянии 5,5 - 6,0 м от скважины (рис. 3.64, г). После обработки сухим газом максимальная насыщенность коллектора составляла 0,17 - 0,18. При эксплуатации скважины насыщенность практически восстанавливалась до своих прежних (до обработки) значений. Продуктивность скважины за счет нагнетания газа увеличивалась в 1,1 - 1,2 раза.

Увеличение радиуса высокопроницаемой зоны до 10 м и более приводило к существенному повторному накоплению ретроградного конденсата в призабойной зоне скважины после ее обработки сухим газом. Так, в варианте 8Р максимальные значения насыщенности жидкостью до обработки скважины составляли 0,42 - 0,43 на забое скважины и 0,27 - 0,28 на расстоянии около 10 м от скважины. При нагнетании газа насыщенность жидкостью неспосредственно у забоя скважины уменьшалась до значений 0,04 - 0,05, а на границе разнопроницаемых зон пласта - до 0,2. Последующая эксплуатация скважины сопровождалась очень быстрым повторным накоплением конденсата, и уже через неделю насыщенность достигла значений около 0,28 - 0,30 на забое скважины (но при значительно меньших размерах самой зоны повышенной проницаемости) и даже несколько превысила начальные значения насыщенности у границы разнопроницаемых участков пласта. В результате этого продуктивность скважины после ее

обработки возросла всего лишь на 5 -7 %. Во многом схожая картина изменения основных параметров глубокой газовой репрессии отмечалась в варианте 9Р. Максимальная насыщенность конденсатом пласта наблюдалась у забоя скважины (0,36 - 0,37) и на расстоянии 15 м от скважины (0,2 - 0,21). Обработка скважины сухим газом уменьшала среднюю насыщенность коллектора жидкостью в обработанной зоне до 0,05 - 0,10 и до 0,25 на расстоянии 15 м от скважины. Повторная конденсация жидкости приводит к особенно значительному увеличению насыщенности жидкостью коллектора на контакте разнопроницаемых участков пласта (до 0,30 - 0,33) и на забое скважины (до 0,40). Продуктивность скважины за 2 мес уменьшилась до начальных значений.

Совершенно иной характер накопления ретроградного конденсата и удаления его из призабойной зоны газоконденсатных скважин отмечается при создании у забоя скважины тонкого высокопроницаемого элемента конечных размеров (трещина гидроразрыва, система трещин и т.д.). Это видно из профилей насыщенности жидкостью коллектора в призабойной зоне скважин для этих расчетных вариантов. Наиболее показательным в этом отношении является распределение насыщенности жидкостью по пласту вдоль радиальных линий, проходящих через середину высокопроницаемого элемента. Этот профиль насыщенности дает представление о распределении насыщенности в высокопроницаемом элементе (при расстояниях от скважины, меньших радиуса высокопроницаемого элемента) и в низкопроницаемой части призабойной зоны пласта за пределами обработанной зоны (при расстояниях, больших радиуса высокопроницаемого элемента).

В качестве примера такой профиль представлен на рис. 3.64, д для варианта 12Р. При значительных размерах высокопроницаемого элемента (свыше 10 м) максимальные значения насыщенности отмечаются в высокопроницаемом элементе пласта (в рассматриваемом варианте 12Р - до 0,39 - 0,40), но по мере приближения к его границам уменьшаются до значений, близких к среднепластовым. Следует указать также на неравномерное распределение насыщенности пласта по его толщине выше и ниже высокопроницаемого элемента. Насыщенность в этой области пласта оказывается несколько ниже, чем в высокопроницаемом элементе, и убывает по мере приближения к кровле и подошве пласта. Обработка призабойной зоны скважины газом приводит к осушке высокопроницаемой части пласта (до значений насыщенности жидкостью 0,03 - 0,04) и формированию зоны повышенной насыщенности на границе разнопроницаемых частей пласта. Особенно значительное насыщение пласта жидкостью на границе разнопроницаемых участков пласта отмечается с увеличением радиуса высокопроницаемого элемента (до 0,33 - 0,35 в варианте 13Р). В период эксплуатации скважины повторная конденсация ретроградной жидкости наблюдается в основном у забоя скважины. Продуктивность скважины в этих вариантах увеличивается на 10 - 15 % непосредственно после ее обработки, а затем постепенно снижается до значений, близких к начальным (для варианта 12Р это показано на рис. 3.63).

Несколько иная динамика профиля насыщенности отмечается при осуществлении глубокой газовой репрессии с меньшими размерами высокопроницаемых элементов у забоя скважины (до 5 - 7 м). До нагнетания газа в призабойную зону скважины в этом случае высокая насыщенность жидкостью (около 0,38 - 0,40) отмечается во всем высокопроницаемом эле-