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

о 0,2 0,4 0,6 0,8 S О 0,2 0,4 0,6 0,8

Рис. 3.19. Используемые в расчетах зависимости относительных фазовых проницаемостей коллектора от насыщенностей:

а - вид проницаемостей А, Б и В; б - вид проницаемостей Г, Д и £

интервала изменения давления поверхностное натяжение на границе раздела газ - коцденсат изменялось от О до 5 мПас. Фазовые проницаемости в варианте 4П, соответствующие этим предельным значениям поверхностного натяжения, представлялись линиями А и В на рис. 3.19, а. Фазовые проницаемости при значениях поверхностного натяжения в интервале от О до 5 мПа-с последовательно занимали определенные положения между двумя этими предельными случаями. В качестве примера на рис. 3.19, а представлены зависимости фазовых проницаемостей для поверхностного натяжения 2 мПас (линии Б). Аналогичным образом задавалось изменение фазовых проницаемостей для варианта ЗП: предельные значения для случаев поверхностного натяжения О и 5 мПа-с представлялись линиями Г и £ на рис. 3.19, б. Для поверхностного натяжения 2 мПа-с фазовые проницаемости имели вид Д (рис. 3.19, б).

Значения абсолютной проницаемости пластов изменялись также в широком диапазоне - от 0,01 до 1 мкм. В качестве модельной газоконденсатной смеси использовалась смесь Западно-Соплесского нефтегазоконденсатного месторождения, состав которой приведен в табл. 3.3 (смесь № 1). Расчеты проводились для различных депрессий на пласт (различных дебитов скважины и темпов отбора). Варьирование в расчетах этих параметров было связано с необходимостью учитывать различную динамику выпадения конденсата в призабойной зоне скважины. Естественно, что изменение депрессии на пласт вызывает изменение как скорости фильтрации флюидов, так и соотношения давлений в призабойной зоне скважины и в пласте, а следовательно, и интенсивности выпадения конденсата в призабойной зоне. В то же время использование одной только депрессии для характеристики процесса накопления конденсата представляется недостаточным вследствие того, что на скорость переноса фаз (газа и конденсата) в пласте кроме депрессии влияет еще и проницаемость пласта. В связи с этим в качестве параметра, характеризующего влияние темпов отбора газа, в расче-

Tax использовалось относительное давление, представляющее собой отношение забойного давления к среднепластовому давлению. В расчетах задавалось изменение относительного давления от 0,65 - 0,75 до 0,95 - 0,98. В первом случае моделировался приток к скважинам в низкопроницаемых коллекторах (с проницаемостью около 0,01-0,015мкм), а во втором - в высокопроницаемых пластах (с проницаемостью 0,1 мкм и более). Депрессии на пласт составляли в первом случае около 10 МПа, а во втором - не более 1 МПа. Все расчеты проводились для пласта толщиной 10 м. Этот параметр задавался в значительной мере условно, так как анализ результатов расчета производили в относительных величинах (относительный дебит газа, коэффициент продуктивности и т.д.). Пористость пласта задавалась от 10 до 15%.

Результаты расчетов показали, что для широкого диапазона изменения абсолютной проницаемости коллектора и различных видов фазовых проницаемостей характерны вид профиля насыщенности конденсатом призабойной зоны скважины и его динамика. Выделялась зона "динамической" конденсации, размеры которой и значение максимальной насыщенности определялись в основном типом фазовых проницаемостей коллектора, значениями текущего пластового давления и относительного забойного давления. Зона динамической конденсации возникала после достижения пластовым давлением в призабойной зоне скважины значений давления начала конденсации и в дальнейшем сохранялась на всем протяжении периода понижения пластового давления. Это видно из рис. 3.20 и 3.21, на которых представлено распределение насыщенности призабойной зоны скважины при различных пластовых давлениях для коллекторов с фазовыми проницаемостями 1П, 2П (варианты с относительным забойным давлением 0,75 - 0,8).

Выводы о значительном влиянии на процесс накопления конденсата абсолютной и относительных фазовых проницаемостей коллектора под-

0,3 -0,2 -

Рис. 3.20. Профиль насыщенности коллектора в призабойной зоне скважины при различных пластовых давлениях (фазовые проницаемости вида 1 П).

р,р,, МПа: / - 33,5; 2 - 25; 3 - 15

Рис. 3.21. Профиль иасыщеииости коллектора в призабойной зоне скважииы при различных пластовых давлениях (фазовые проиицаемости вида 2 П).

р,,, МПа: 1 - 33,5; 2 - 25; 3 - 15

тверждают данные, представленные в табл. 3.5 и на рис. 3.22. На рисунках показано распределение насыщенности призабойной зоны пласта жидкостью (конденсатом) при пластовом давлении 15 МПа для вариантов расчета процесса истощения залежи (от 42 МПа) в пластах с различными фазовыми проницаемостями. В таблице для этих же вариантов расчетов даны значения приведенной проницаемости коллектора для газа в призабойной зоне скважин при различных средних пластовых давлениях. Под приведенной проницаемостью понималось соотношение текущего коэффициента проницаемости пласта по газу (для двухфазной системы газ - конденсат) и начального его значения (для однофазной фильтрации газа при забойном давлении выше давления начала конденсации). Коэффициенты проницаемости при этом определялись по рассчитанным коэффициентам фильтрационного сопротивления и, таким образом, представляли собой значения, усредненные по объему всей призабойной зоны скважины.

Как видно из рис. 3.22, наименьший прирост насыщенности жидкости в призабойной зоне отмечался для случая фильтрации флюидов в коллек-

Таблица 3.5

Зависимость приведенной проиицаемости от давления