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

косвенным доказательством того, что сеноманскии водоносный комплекс предельно насыщен по всей толщине. При разработке газового месторождения происходит снижение давления в водоносной области, что приводит к выделению газа из воды. Так как относительный объем выделившегося в пластовых условиях газа незначителен по сравнению с объемом пор (до нескольких процентов), он остается неподвижным и не влияет на фазовую проницаемость породы при фильтрации через нее воды. Но этот выделившийся газ из-за больших объемов водоносного пласта под газовым пластом и в непосредственной близости от поверхности первоначального газоводяного контакта существенно влияет на объем воды, вытесняемой в газовую залежь.

Увеличение упругоемкости водоносного бассейна за счет выделения газа из воды можно учесть введением в уравнение фильтрации фиктивной переменной пористости, уменьшающейся с падением давления.

При прогнозировании внедрения воды в газовую залежь обычно учитывают только сжимаемости воды и породы. Механизмом фильтрации за счет разгазирования без каких-либо оценок обычно пренебрегают.

Расчеты показывают, что при газонасыщенных пластовых водах делать этого не следует, так как существенно занижаются объемы внедряющейся воды, особенно на завершающей стадии разработки. В табл. 5.21 приведены абсолютные объемы воды (в см• 10), вытесненные за счет различных факторов из 1 см пористой породы водоносного бассейна сеноманских отложений (месторождения Медвежье, Уренгойское и др.) при снижении давления в водоносной зоне, непосредственно прилегающей к поверхности первоначального газоводяного контакта. Из приведенных в табл. 5.21 данных об объемах пластовой воды, вытесняемой в газоносный пласт за счет различных физических факторов, видно, что основной вклад в эти объемы, особенно в зоне под поверхностью первоначального газоводяного контакта, вносит газ, выделенный из пластовой воды.

Нельзя не учитывать этого явления при прогнозировании обводнения сеноманской залежи на завершающем этапе разработки. Игнорирование эффекта разгазирования приводит к занижению темпов обводнения на завершающей стадии разработки и завышению коэффициента конечной газоотдачи. Если коэффициенты сжимаемости пластовой воды и породы остаются практически постоянными на протяжении всего периода разработки, то коэффициент сжимаемости за счет разгазирования существенно зависит от давления и изменяется пропорционально множителю (рд/р- 1). где

Таблица 5.21

Объем вытесиениой воды в см-10 из 1 см пористой породы (коэффициент пористости 0,28)

Ро - начальное давление пластовой воды в некоторой точке водоносного горизонта, р - текущее давление в той же точке. Позтому эффект разга-зирования слабо проявляет себя на начальной стадии разработки, когда текущее давление р близко к начальному ро и приведет к интенсивному обводнению при малых значениях р по отношению к ро. По этой причине массивные сеноманские залежи, подстилаемые мощными газонасыщенными водоносными горизонтами, нельзя будет с целью повышения газоотдачи разрабатывать до пластового давления в несколько атмосфер, так как при этом резко снизится пластовое давление в водоносной зоне, и в результате обвального обводнения из-за разгазирования ни о каком увеличении газоотдачи не может быть и речи. Поэтому для достижения высокого коэффициента конечной газоотдачи эффективнее разрабатывать сеноманские залежи месторождений Севера Западной Сибири с поддержанием пластового давления в газовой залежи на некотором уровне, определяемом технико-экономическими расчетами. Это можно сделать либо резким сокращением отборов газа, что окажется малоэффективным, либо закачкой инертного газа в продуктивный пласт.

5.6.3

Модель фильтрации подошвенных вод в газовую залежь, учитывающая выделение растворенного газа, при значениях газонасыщенности, не достигающих порога подвижности газовой фазы

Такие месторождения, как Медвежье, Уренгойское и другие, представляют собой вытянутые антиклинальные складки с отношением осей, примерно равным 1 :6. Для упрощения решения можно рассматривать поперечные сечения, ортогональные длинной оси, и задачу притока подошвенной воды сформулировать как профильную двухмерную плоскую с учетом силы тяжести.

Для оценки нижней границы объема внедренной воды задачу можно свести к одномерной, ограничив объем водоносной зоны объемом, расположенным непосредственно под площадью газоносности (рис. 5.69).

Как уже было сказано, при неподвижной газовой фазе может быть предложена модель фильтрации с переменной фиктивной пористостью, изменяющейся за счет выделения газа, остающегося в порах в месте выделения.

Объем газа V, выделившийся из единицы объема жидкости и приведенный к давлению р и температуре в той точке, где это произошло, определится по формуле

у-Q\Po + (»-2)f>-g-p] Р

где Ро - начальное пластовое давление на поверхности первоначального газоводяного контакта; Н - толщина водоносного слоя; Z - вертикальная координата (см. рис. 5.69); р - плотность пластовой воды; д - ускорение

Рис. 5.60. Схема внедрения воды в газонасыщенную зону плвста

СИЛЫ тяжести; р = p(z, f) - пластовое давление в точке с координатами Z и f;

где а - аналог коэффициента растворимости Генри; Z - коэффицент сжимаемости; Г - абсолютная температура.

Индекс "пл" относится к пластовым условиям, "ст" - к стандартным.

Переменная пористость в этом случае ф = фо(1 - V), где фо - начальная эффективная пористость.

Подставляя полученное значение переменной пористости в уравнение неразрывности и произведя необходимое дифференцирование, получаем нелинейное уравнение фильтрации несжимаемой жидкости при условии выделения из нее растворенного газа, оставшегося неподвижным:

С[ра+(Н-2)рд]фо Эр

(5.1)

Уравнение (5.1) решается при следующих краевых условиях:

1) при f = О р = ро -Ь (Н - Z)pg;

2) при Z = О - = О (на подошве водоносного пласта).