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

родности приводит лишь к некоторой деформации линий равной насыщенности коллектора жидкостью.

Более существенное, хотя также не кардинальное изменение профиля насыщенности отмечается в случае эксплуатации скважины в зонально-неоднородном пласте. Как видно из рис. 3.27 и 3.28, в этом случае наблюдается более значительное удаление от скважины линий равных насыщенностей в направлении участков с повышенной проницаемостью. Это вполне объяснимо тем, что по этим направлениям фильтруется большее количество газоконденсатной смеси и соответственно больше выпадает конденсата в виде жидкости. Однако различие в насыщенностях оказывается все же незначительным.

Накопление конденсата в призабойных зонах скважин в СЛОИСТЫХ пластах

В слоистых пластах отмечается значительное различие насыщенностей разнопроницаемых пропластков. На это указывают результаты расчетов, выполненные автором данной работы с коллегами, а также опубликованные в печати. В частности, W.D.Mc. Cain, R.A. Alexander рассмотрели фильтрацию газоконденсатной смеси в пятислойном пласте с соотношением проницаемостей между самым высокопроницаемым и самым низкопроницаемым прослоями около 12,0. Профиль насыщенности для этого случая представлен на рис. 3.29, из которого видно, что размеры зоны повышенной проницаемости в отдельных пропластках явно увеличиваются с ростом их проницаемости. Это вполне объясняется характерным распределением в слоистом пласте давления и фильтрационных потоков. При одинаковых давлениях на стенке скважины во всех вскрытых скважиной пропластках отмечаются очень близкие воронки депрессии, но скорости фильтрации оказываются выше в наиболее проницаемых из них. В результате в наиболее проницаемых слоях в единицу времени фильтруется большее количество газоконденсатной смеси, а следовательно, и более интенсивно протекают массообменные процессы между газом и накопившейся жидкостью.

Во многом аналогичные результаты были получены автором с сотрудниками при исследовании особенностей притока газоконденсатной смеси к скважинам Печоро-Кожвинского НГКМ (Республика Коми). В качестве примера представим расчетные данные по распределению насыщенности в призабойной зоне скв. 21 и 104 этого месторождения. При разработке Печоро-Кожвинского месторождения возникли значительные осложнения в работе скважин, эксплуатирующих основную залежь месторождения в песчаниках старооскольского горизонта среднего девона (DjSt). Пласты залежи отличаются низкой проницаемостью (от тысячных до сотых долей мкм) и высокой степенью их неоднородности. Дебиты газа по этим скважинам к настоящему времени уже уменьшились до 50 - 80 тыс. MVcyr (дебиты конденсата 10-19 т/сут) при достаточно высоких депрессиях на их забоях - от 4 до 8 МПа. Текущее пластовое давление около 21 МПа, а пластовая температура - 90 °С. Углеводородная пластовая смесь моделировалась смесью, состоящей из 10 компонентов. Задавался начальный компонентный состав модельной смеси (в %, молярных): - 3,10; С, - 74,20; Сг - 8,80; Сз - 4,30; н-С - 2,00; H-C5 - 2,65; Ко, - 2,17; Ко - 1,13; К03 -

к=4,7 lOr мкм

к=0,04 Iff мкм

к=2,28 Iff мкм

k*«,S 10-шм

0,5 1,0

2,0 3,2

Расапомшк от асважюш, м

Рис. 3.29. Распределение насыщенности в прискважинной зоне слоистого пласта (по данным W.D. Мс. Cain и пл. Alexander):

а - после 10 сут; б - после 20 сут. Насыщенность конденсатом, %: I - 0 - 4; 2 - 4-8; 3 - 8-12; 4 - 12-16; 5- 16-20

0,45; К04 - 0,75, где псевдокомпоненты Ко,, Koj, К03 и К04 имели следующие основные параметры: температура кипения фракций соответственно - 357; 444; 517 и 580 К, плотность 673; 723; 825 и 852 кг/м молекулярная масса 101,8; 151,4; 207,2 и 280,2.

Пласт в районе скважины моделировался тремя пропластками со следующими параметрами: толщина пропластков № 1, 2 и 3 соответственно 0,7; 1,2 и 30,6 м, коэффициент проницаемости по ним - 0,223; 0,088 и 0,001 мкм, а пористости - 7; 30 и 15 %. Таким образом моделировался пласт с очень низкой проницаемостью основной толщи и тонкими высокопроницаемым и среднепроницаемым пропластками. Соотношение про-

Рис. 3.30. Расчетное распределение насыщенности в отдельных пропластках: а - у забоя скв. 21, Печора-Кожва; б - у забоя скв. 104, Печора-Кожва; 1-3 - номера пропластков

ницаемости между пропластками равнялось 233 и 88 при доле высокопроницаемого и низкопроницаемого пропластков в общей толщине пласта 2,2 и 3,7 %. Для СКВ. 104 принималась также трехслойная модель пласта с толщиной пропластков № 1, 2 и 3 соответственно 1,5; 35,5 и 5 м. Коэффициент проницаемости задавался равным 0,040; 0,020 и 0,0002 мкм, а пористости - И; 19 и 16 %. Таким образом, в этом случае толщины низкопроницаемого и высокопроницаемых пропластков были примерно равными. Фазовые проницаемости задавались соотношениями (3.32).

Результаты расчетов подтверждают неравномерное накопление ретроградного конденсата по отдельным пропласткам. Для обеих скважин в наиболее проницаемом пропластке № 1 отмечается наиболее значительное увеличение насыщенности коллектора углеводородной жидкостью (рис. 3.30, 3.31). Для среднего по проницаемости пропластка № 2 характерны менее значительные насыщенности. Наименьшее накопление конденсата