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

г. Комментарии

В моделях Розена полунеявный расчет треш,инно-матричных источников представляет собой устойчивую процедуру для расчета положения контактов и давления в трещинах. Гистерезисные эффекты, характерные для насыщенности матрицы, при это.м также учитываются.

д. Пример расчета

Гипотетическая залежь (рис. 11.11) имеет газовую шапку и подстилается водой. Петрофизические характеристики и свойства жидкостей следующие.

Объем газовой шапки......................ISS-IO"

Начальные запасы иефти в пластовых условиях .......... 270-10

Начальное пластовое давление иа ГНК..............20,7 МПа

Начальное положение ГНК ................... 1600 м

Начальное давление насыщения..................20,7 МПа

Начальное положение ВНК ................... 1966 м

2118 м

Давление................ 1,72 МПа......36,2 МПа

Объемный фактор иефти......... 1,15 ......1,60

» воды.......... 1,03 ......1,02

» газа.......... 1,01 ...... 0,0006

Газовый фактор иефти.......... 100 ...... 1000

Из залежи добывается 15 899 и 11 924 м/сут. Пластовое давление за 500 дней снижается до 2,275 МПа. Рассматриваются два случая:

1. Случай А - закачка 5,66-10 мсут газа в газовую шапку.

2. Случай В - закачка (2,4-4-2,83) • 10 мсут газа в газовую шапку (что равно объему растворенного газа, выделяющегося из добываемой нефти).

Залежь моделировалась простой сеткой 2x25 так, что оба крыла залежи сообщались через общую газовую шапку (рис. 11.12). В расчетах были приняты упрощенные кривые относительных проницаемостей, типичные для трещиноватого коллектора, в котором

Зопадное крыло -

-.Heqrnib.

-.Вода

Недть

: Вода

Восточное крыло

Продуцирующие блоки

Рис. 11.11. Гипотетическая залежь нефти с газовой шапкой и подстилающей водой [6]

Рис. 11.12. .Модель ской залежи [61

гипотетиче-

11.13

Рис. 11.13. Зависимость относительны.х фаз (/Сем и Кпсм) от насыщенности несмачивающей фазой Siicii [6]

Рис. 11.14. График перемещения ГНК [6]: / - случай а поддержания пластового давления; 2-случай в закачки попутного газа, / - западное крыло; - восточное крыло

Рис. 11.15. График перемещения ГНК в случае А после прорыва газа (через 2825 сут) и прекращения добычи на два года

0,2 0,ц 0,6 0,8 1,0 насыщенность s

шоо 2000

время, сут

1000

2000 3000

время, cyi

Процессы гравитационной сегрегации определяют особенности течения (рис. 11.13).

Проведенные расчеты дали следующие результаты.

1. Закачка больших объемов газа (случай А) приводит к медленному перемещению ГНК, что связано с поддержанием пластового давления на высоком уровне (рис. 11.14).

2. Когда в газовую шапку залежи закачивается только попутный газ (случай В), ГНК перемещается быстрее, так как снижение давления в залежи приводит к сегрегации значительных объемов газа (см. рис. 11.14).

3. Если добывающие скважины работают с глубины 1874,5 м, газ прорывается в них через 2825 дней на восточном и 2540 дней на западном крыле.

4. Если после прорыва газа в случае А (через 2825 дней) добыча прекращается, то через 2 года (или 3555 дней) ГНК установится на глубине 1821 м, т. е. поднимется вверх на 53 м (рис. 11.15).

5. На рис. 11.15 показано, как влияет газонасыщенность матрицы (Sr.m=0,2 и 0,15) на подъем ВНК.

11.2.3.3. Модель Кента Томаса [7]

Залежь, как и в других случаях, моделируется сеткой сообщающихся трещин и блоков матрицы. Причем принимается, что обмен жидкостями между трещиной и матрицей локальный, а течение происходит только в трещинах.

Течение в трещинах описывается уравнениями (11.14), которые в конечных разностях записываются следующим образом: для воды

А [Гз (АР,з - TbAD)] + /.;з (PiB - Р,в) - <7в ==

(Фад,; (11.21)

для нефти

А [Г„ (АР,„ - T„AD)] -f (Р,н - Р.,„) = 8 (Ф5„5„),;

(11.22)

для газа

А [т, {ар,,- tAD)] + }.,; (Р,г - р,,) + А [Г„ГФ (АР,„ ~ -r„AD)] + + х:„ГФ (Р,„ - Р,„) - <7г = % 3 (Ф5,5, + ФВ,ГФ5„)2. (11.23)

Только один член является специфическим для трещиноватых пород-коллекторов: X\{Pi-Рг)-член, описывающий обмен жидкостями между трещинами и матрицей, который представляет функцию источника - стока в сети трещин [8]. Параметр Я, зависящий от формы и размеров блоков, можно вычислить для некоторых простых геометрических форм.

Уравнения, описывающие обмен жидкостями между трещинами и матрицей для всех трех фаз, записываются в виде

-КЛРи-Р..) = (ФВД,;

-х;„(л,-р,„)= -i 5(Ф5Л,)1; (11.24)

- х; (Р,, р,,) = хтФ (Р.н - Ри) = (ФВД +Фнед1.

Расчеты с использованием этой математической модели проводились с учетом следующих упрощающих допущений и процедур.

1. Правые части уравнений выражались как функции давления и насыщенности, в которых различные коэффициенты представляли собой частные производные интегральных характеристик на данном уровне.