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

поненты). Максимальное соотношение по смесям молекулярных масс жидкой фазы изменялось в 1,4 - 2 раза (по мере изменения давления), а молекулярных масс газовой фазы - в 1,2-1,3 раза.

Для каждого из составов газоконденсатной смеси проводились расчеты эксплуатации скважины в ходе истощения залежи с различными темпами отбора продукции. Результаты этих расчетов показали качественно однотипную картину формирования зоны повышенной конденсатонасыщенности и ее динамику. Естественно, отмечались некоторые количественные отличия в значениях максимальной насыщенности коллектора конденсатом и размерах зоны повышенной насыщенности. В качестве примера на рис. 3.24 представлены профили конденсатонасыщенности коллектора в призабойной зоне скважин при различных пластовых давлениях в вариантах притока к скважине смесей № 3, 5 и 2. Для всех расчетных вариантов характерно значительное накопление ретроградного конденсата у забоя скважины в области давлений, близких к давлению максимальной конденсации. Процесс динамической конденсации у забоя газоконденсатной скважины может возникать и при притоке к ним очень "легких" газоконденсатных смесей с низким содержанием фракций С5+. На это, в частности, указывают результаты расчетов, выполненных автором совместно с А.Н. Шандрыгиным и А.Н. Тюхтиной по ряду месторождений Туркменистана. Например, для скважин месторождения Кирпичли было установлено увеличение конденсатонасыщенности в очень узкой зоне вокруг скважины (радиусом всего около 1,5 -2 м) до значений 30 - 40%, при средней по пласту насыщенности, равной долям процента. Начальный конденсатогазовый фактор по этому месторождению составлял 50 - 60 г/м. Накопление же ретроградного конденсата у забоя скважин, согласно расчетам, могло продолжаться и при более низких значениях КГФ.

3.3.4

Влияние неоднородности коллектора

на накопление конденсата в призабойных зонах

скважин

Одним из факторов, определяющих механизм накопления ретроградного конденсата в прискважинной зоне пласта, является неоднородность коллектора. Неоднородность фильтрационно-емкостных параметров коллектора влияет на распределение пластового давления и на поле скоростей фильтрации в призабойной зоне скважины, а соответственно и на интенсивность проявления "динамической" конденсации. Известны различные виды неоднородности пластов месторождений природных углеводородов, но, как правило, в качестве основных зачастую выделяют зональную и слоистую неоднородность. На наш взгляд, интересно оценить влияние обоих этих видов неоднородности коллекторов на процесс накопления ретроградного конденсата в прискважинной зоне пласта, а также оценить, как влияет на процесс динамической конденсации ухудшение коллекторских свойств непосредственно у забоя скважин.

Влияние на процесс накопления конденсата ухудшения коллекторских свойств прискважинной зоны пласта

При исследовании процесса накопления конденсата в призабойной зоне скважины с ухудшенными фильтрационными свойствами рассматривался приток газоконденсатной смеси к скважине в зонально-неоднородном пласте, состоящем из двух концентрических зон: "внутренней" зоны у забоя скважины - с пониженной проницаемостью и "внешней" зоны - с проницаемостью, равной средней проницаемости пласта. В качестве основных параметров неоднородности, влияющих на процесс накопления конденсата в призабойной зоне скважины, рассматривались: радиус зоны ухудшенной проницаемости и отношение проницаемости пласта в этой зоне к средней по пласту проницаемости. Коэффициент проницаемости пласта изменялся от 0,1 до 0,5 мкм при пористости, равной 15%. Соотношение проницаемостей по разнопроницаемым зонам задавалось в пределах от 0,05 до 0,1. Радиус зоны пониженной проницаемости в расчетах изменялся от 0,3 до 2,1 м. По зонам различной проницаемости относительные фазовые проницаемости задавались одинаковыми в виде (3.32).

Расчеты проводились по 10 вариантам (при этом в одном из вариантов исследовался процесс накопления в однородном коллекторе). По всем рассматриваемым вариантам расчета определялись показатели эксплуатации скважины в ходе истощения залежи от начального пластового давления (40 МПа) до некоторого текущего давления (15 МПа). Исследовался приток газоконденсатной смеси в области пласта радиусом 400 м вокруг скважины радиусом 0,1 м при различных граничных условиях. Основные исходные данные приведены в табл. 3.6. Как видно из нее, в вариантах № 1 НП - 5НП рассматривался приток газоконденсатной смеси к скважине при одинаковой депрессии по вариантам с различными коллекторскими свойствами пласта в призабойной зоне скважины. В качестве граничных условий на

Таблица 3.6

Значения приведеииого коэффициента проницаемости при различных пластовых давлениях

скважине по вариантам расчета №6НП-ЮНП задавался дебит скважины, рассчитываемый из условия

q/{h-p) = 0,

где q - дебит скважины (приведенный к нормальным условиям), м/сут; h - толщина пласта, м; р - текущее пластовое давление, МПа. Таким образом, по скважине задавался переменный дебит, уменьшающийся в соответствии со значением среднего пластового давления. Величина О задавалась различной для вариантов с различными параметрами зоны ухудшенной проницаемости. При этом для каждого варианта О = OcAieoA/A>ah-Здесь Оо - дебит скважины по газу в однородном пласте; А„еод, Аод„ - коэффициенты фильтрационного сопротивления для случая неоднородного и однородного пластов (при однофазной фильтрации газа). Тем самым вводилась поправка на уменьшение дебита сквжины из-за образования у ее забоя зоны ухудшенной проницаемости.

В качестве основных показателей, характеризующих влияние зональной неоднородности пласта на процесс накопления конденсата в призабойной зоне скважины, рассматривались: распределение насыщенности пласта жидкостью у забоя скважины и "приведенная" проницаемость пласта для газа. Под этой величиной, как и ранее, понималось отношение текущего коэффициента проницаемости пласта по газу (для двухфазной системы газ - конденсат) и начального его значения для случая однофазной фильтрации газа (при забойном давлении выше давления начала конденсации) в однородном пласте. Для анализа результатов расчетов использовалось также значение увеличения проницаемости пласта при однофазном притоке газа за счет образования у забоя скважины зоны повышенной проницаемости.

Результаты расчетов показали следующее. При пода,ержании на скважине одних и тех же депрессий наличие зоны пониженной проницаемости приводит к уменьшению дебита скважины пропорционально увеличению гидродинамического сопротивления за счет ухудшения абсолютной проницаемости пласта у забоя скважины. Интенсивность процесса накопления ретроградного конденсата в этом случае даже несколько уменьшается, поскольку уменьшаются объемы проходящей через призабойную зону газоконденсатной смеси, а следовательно, и объемы выделяющегося из нее