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

Важность ползгченных частных уравнений (17) и (10) состоит в том, что для использования их благодаря допущению (15) не требуется знание трудно определяемой величины «о. для обводненной зоны пласта и установления зависимости ее изменения во времени.

Заметим, что при определении коэффициентов начальной газонасыщенности необходимо иметь в виду возможность присутствия в пласте остаточной нефти. Так, по данным А. Г. Дурмишьяна, в зависимости от условий формирования газоконденсатных залежей значения коэффициента остаточной нефтенасыщенности могут достигать десятков процентов.

Проведенные в последние годы, в основном лабораторные, исследования обнаружили влияние следующих факторов на особенности фильтрации газа в пласте: сорбционных процессов [49 и др.]; деформации скелета горных пород при снижении пластового давления в залежи [18, 53]; наличия остаточной нефти в пласте.

Уравнение материального баланса для залежи в условиях газового режима нри згчете десорбции газа в процессе снижения пластового давления может быть записано в виде:

iQ„p„ Qnhi) + p,Q,,(t)-p,,Q,t). (18)

Zh z{p}

Здесь Qp,{t) - суммарное количество десорбированного газа ко времени t, пряведеиное к рат и Тпл, в м».

Опубликованные в литературе сведения относительно адсорбции и десорбции газа пористой средой при существующих способах интерпретации результатов зкспериментальных исследований малопригодны применительно к уравнению (18). Для наших целей наиболее подходящими являются результаты исследований А. М. Кулиева, А. И. Алиева и Э. В. Григоряна (1971) по адсорбционной способности образца породы по отношению к сухому газу. Содержание метана в газе составило 93%. Адсорбция проводилась при повышении давления до 20 кгс/см*. После зтого проводилась десорбция при снижении давления до атмосферного.

Обработка результатов указанных экспериментов показала, что

"" 0.098р-Ь0.41 (

где а - количество газа в см/г, адсорбированного на поверхности образца породы массой 1 г.

При давлении более 3 кгс/см* формула (19) дает отклонение от экспериментальных данных не более чем на 7,9%.

Таким образом, можем записать, что

Здесь Qn - геометрический объем залежи в м; рп - плотность породы в г/мЗ; Он - количество газа, адсорбированного на поверхности образца породы массой 1 г при начальном давлении рн в см/г.

Для примера рассмотрим гипотетическую залежь с площадью газоносности 50 км*, мощностью 100 м и коэффициентом пористости, равным 0,3. Коллектором является песчаник с рп = 2,3 г/см*; рн = 100 кгс/см*.

Результаты расчетов по формулам (18) и (20) при отмеченных исходных

данных показывают, что зависимость -= / [доб (01 при десорбции

z(P)

располагается выше аналогичной зависимости без учета десорбции газа. Для принятых условий определяем начальные запасы, которые получаются на 8% больше запасов, подсчитанных без учета явления десорбции. Этот процент может быть и иным. В рассмотренном примере он оказался завышенным. При наличии связанной воды количество адсорбированного газа будет меньше полученного в результате расчетов по формуле (20). Кроме того, принято, что уравнение (19) справедливо для больших давлений, чем в проведенных экспериментах, которые следует рассматривать пока как частные.

При оценке влияния деформации пласта на характер изменения приведенного среднего пластового давления в процессе разработки залежи уравнение материального баланса записывается в виде (при принятии а = 1):

iexp[-«.(;.h-/(0)] = -2%6(0

z {р) 2н У„

где От - коэффициент сжимаемости пор в 1/(кгс/см*).

p/z(p), кгс/см

(21)

280 -2*0 -200 -

Рис. 9. Зависимости p/z (р) = / [доб (*)1 для деформируемого (2) и недеформн-руемого (1) коллекторов при одинаковых запасах газа в залежи

Примечание. Если согласно § 2 гл. XII произвести экстраполяцию начально -го участка зависимости p/z (р) = / СОдоб до оси абсцисс (линия З), то оцениваем завышенные начальные запасы газа в пласте

20 40 60

80 W0 120 т

Уравнение (21) следует из принятия экспоненциального характера изменения коэффициента пористости при снижении давления [53], т. е. когда

m=moexp [-am {Рн~р{())]-

Здесь то - коэффициент пористости при давлении рн-Для примера рассмотрим пласт с начальными запасами газа зап = 100 млрд. мз при Рн = 300 кгс/см". Содержание метана в газе 98%, пластовая температура равняется 50° С. Согласно [53], для гранулярных коллекторов принято ащ = = 10~4 1/кгс/см2, а для трещиноватых ащ = Ю 1/(кгс/см).

Результаты расчетов для условий трещиноватого коллектора приведены

на рис. 9. Вследствие деформации пласта зависимость -Кг- = / (доб (0)

z(/)

(линия 2) располагается выше соответствующей зависимости при отсутствии деформации (линия 1), что объясняется уменьшением во времени перового объема залежи. При р = О линии 1 ш 2 сходятся в одну точку, так как независимо от того, является ли пласт деформируемым или нет, добытое количество газа к моменту, когда р = О, должно равняться начальным запасам газа в пласте. Отметим, что зависимости приведенного среднего пластового давления от добытого

количества газа для месторождений Чирен (ВНР) и Битковского аналогичны зависимости 2 на рис. 9.

Если по начальным точкам линии 2 попытаться определить начальные запасы газа в пласте (линия 3), то они окажутся завышенными (для рассматриваемого трещиноватого пласта) на 45%. Для гранулярного коллектора это завышение составляет около 5%.

В кернах, полученных из целого ряда месторождений природного газа, обнаружена нефть. В этой нефти растворен газ. При снижении давления нефть будет дегазироваться.

Примем для упрощения, что растворимость газа в остаточной нефти подчиняется закону Генри 1. Тогда уравнение материального баланса с учетом выделения из нефти газа и при пренебрежении усадкой нефти представится в виде (18). Суммарное количество газа, выделившегося из нефти к моменту времени *, приведенное к рат и Гпл, будет

(?д (О = a„„Q„"y [Рн - Р (OJ • (22)

Здесь анн - среднее для залежи значение коэффициента нефтенасыщенности; V - коэффициент растворимости в мм • (кгс/см*).

В примере расчета было принято Они = 0,16; рн = 420 кгс/см*; у = = 0,438 мЗ/м»-(кгс/см2).

Результаты расчетов по формулам (18) и (22) показывают, что вследствие дегазации нефти зависимость p/z (р) = / (доб ()) располагается выше соответствующей зависимости при отсутствии остаточной нефтенасыщедности. В рассматриваемом примере дегазация увеличивает начальные запасы газа в пласте на 9,3%.

§ 5. Дифференциальные уравнения неустановившейся фильтрации газа в пористой среде

При проектировании, анализе и определении перспектив разработки газовых п газоконденсатных месторождений требуется определять изменение во времени необходимого числа эксплуатационных и нагнетательных скважин, дебитов газовых и расходов нагнетательных скважин, пластовых, забойных, устьевых давлений и температур, продвижение во времени контурных или подошвенных вод, изменение количества и состава выпадающего в пласте и добываемого конденсата и другие показатели.

Процессы, происходящие в пласте при разработке месторождений природных газов, описываются дифференциальными уравнениями в частных производных. Для определения показателей разработки газовых и газоконденсатных месторождений с учетом неоднородности пласта по коллекторским свойствам, произвольного расположения разнодебитных скважин, неравномерности продвижения границы раздела газ-вода и т. д. необходимо интегрирование дифференциальных уравнений неустановившейся фильтрации газа, воды и конденсата при соответствующих начальных и граничных условиях. При этом особую важность в теории разработки газовых месторождений имеет дифференциальное уравнение неустановившейся фильтрации газа.

Коллекторы природного газа характеризуются неоднородностью, изменчивостью параметров пласта. Мощность продуктивных отложений по площади газовой залежи может изменяться в очень широких пределах. Коэффициенты проницаемости и пористости пласта претерпевают значительные изменения по мощности и по площади газовой залежи.

Лабораторные и промысловые исследования показывают зависимость коэффициентов проницаемости и пористости от изменения горного (пластового)

1 При наличии соответствующих экспериментальных данных коэффициент растворимости в уравнении (22) принимается зависящим от давления, т. е. 7 = Y (Р) [13].