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

закачки сухого газа для ползгчения необходимой конденсатоотдачи и т. д.

в следующем параграфе рассматривается одна из возможных расчетных моделей, позволяющая приближенно учесть влияние неоднородности пласта по мощности на эффективность закачки сухого газа.

Данная методика предложена М. Маскетом [46]. В настоящее время подобная методика широко применяется 1фи проектировании разработки нефтяных месторождений для расчета процесса обводнения продукции валежи 37, 55 и др.] и для решения ряда других задач.

Идея этих расчетов заключается в следующем.

На основе статистической обработки кернового материала, или кривых вос-становлевия забойного давления, или результатов геофизических исследований находится соответствующая функция распределения проницаемости (или параметра проводимости). При этом оказывается, что обработка кернового материала дает фзшкцию распределения проницаемости по М. М. Саттарову, а обработка результатов геофизических и гидродинамических исследований дает функцию распределения проницаемости, выражаемую распределением Максвелла (при соответствующих уточнениях 3. К. Рябининой). После выбора соответствующей функции распределения проницаемости (для вязких нефтей - распределение Саттарова, для маловязких - распределение Максвелла) производится та или иная схематизация залежи. Так, например, М. М. Саттаров использует расчетную схему пласта, представленного отдельными участками с различной проницаемостью, Ю. П. Борисов применяет аппроксимацию залежи системой трубок тока с различной проницаемостью. Схема послойного течения использована И. В. Курановым для представления пласта системой пропластков с различными, но постоянными в пределах каждого пропластка коэффициентами проницаемости. При этом проницаемость по участкам или трубкам тока меняется произвольно, но так, что общее число участков (пропластков, трубок тока) с данной проницаемостью определяется функцией распределения проницаемости.

Располагая функцией распределения проницаемости и расчетной схемой, получают формулы для расчета процесса обводнения залежи. Применение методов математической статистики и соответствующих расчетных схем для различных моделей фильтрационных течений в неоднородных средах позволяет уже на стадии проектирования разработки нефтяных месторождений рассчитывать темпы обводнения с учетом неоднородности пластов.

§ 5. Учет неоднородности пласта при расчете эффектиЕности обратной закачки газа

Для учета влияния неоднородности пласта по коллекторским свойствам на эффективность обратной закачки газа обрабатывается керновый материал с целью построения функций распределения проницаемости, пористости и других параметров пласта. Получающиеся функции распределения характеризуют объемную неоднородность пласта - неоднородность по коллекторским свойствам всего объема продуктивной толщи.

При расчете эффективности закачки газа М. Маскет объемную неоднородность аппроксимирует следующим образом [46]. Пласт представляется набором пропластков. Параметры каждого пропластка постоянны по площади, но различаются между собой. Параметры каждого пропластка определяются найденной функцией

распределения. В результате принимается, что коэффициент проницаемости к и коэффициент пористости т являются непрерывными функциями координат глубины залегания z.

Тогда расход закачиваемого (в единицу времени) сухого газа (на единицу мощности пласта на глубине z) можно приближенно выразить как

Q„{z) = ck(z). (1)

Здесь с - постоянная, учитывающая геометрию сетки размещения эксплуатационных и нагнетательных скважин, конфигурацию пласта, соотношение расходов при добыче и нагнетании газа и т. д.; значение с определяется по данным электромоделирования.

Для данной сетки размещения скважин состав добываемого газа является функцией закачиваемого количества газа, выражаемого в долях величины Sm при единичной мощности пласта {S - площадь продуктивного пласта). Следовательно, для дебита добываемого жирного газа на единицу мощности пласта на глубине z в момент времени t с учетом (1) имеем

ck(z)t

Q,{z) = ck{z).F

I Sm(z) J

Здесь F - символ функциональной зависимости доли жирного газа в продукции от общего закачиваемого объема сухого газа.

Нетрудно видеть, что доля жирного газа в общей продукции из рассматриваемого слоистого пласта в момент времени t составит

k{z) F

?жг(0 = -

ск (z) t

L Sm (z) J

k(z)

Данное уравнение позволяет рассчитывать изменение во времени доли жирного газа в продукции залежи нри закачке сухого газа. Общая добыла жирного газа ко времени t составляет

t п in

== J « J <?жг{z)dz = cdtk(Z)F

ск (г) t

[ 5m (z)

ИЛИ в долях перового объема

жг -

5Jm(z) dz о

При использовании данных уравнений удобно рассматривать слоистый пласт видоизмененным так, что отношение коэффициентов kim ]щя каждого слоя возрастает с увеличением z.

Если обозначить аргумент функции F через и (и = iiili-

Ч Sm{z) I

то из определения ¥ следует, что

оо оо

F{u)du=\\ \ F{u)da = \-s\ (6)

F{u) = \ при us.

Здесь S - геометрическая эффективность вытеснения в элементарном однородном пропластке (отношение площади, занятой сухим газом до его прорыва в скважины, к общей площади пропластка).

При принятии модели видоизмененного пласта прорыв сухого газа в эксплуатационные скважины начнется с самых нижних, наиболее проницаемых пропластков. Поэтому до значения времени t, при котором происходит прорыв сухого газа, т. е. для

\ k{z)

имеем F = \.

Тогда для моментов времени fn уравнение (3) дает

Лжг(0 = 1, (7)

а согласно уравнениям (4) и (5) получаем

Qfm = Q-i\ (8)

жг = н~ • (9)

S \ т. (z) dz b

Здесь

Q = c\k{z)dz (10)

представляет общий расход нагнетания; все отборы и расходы приведены к пластовым условиям.

Для моментов времени t, изменяющихся от и до времени

Ss (m(z)\

прорыва газа по наименее проницаемому прослою <н. п= - (Jt]j.o т. е. для моментов времени = н. п> имеем

2о h

cj k(z) dz + c k(z)F{u)dz

BAt) = ---. (11)

Уравнение (11) означает, что до глубины Zg происходит приток жирного газа, а с глубины Zq до величины общей мощности пласта h