Научная статья на тему 'О возможности образования техногенной оторочки ретроградного конденсата при разработке газоконденсатных залежей'

О возможности образования техногенной оторочки ретроградного конденсата при разработке газоконденсатных залежей Текст научной статьи по специальности «Науки о Земле и смежные экологические науки»

CC BY
337
85
i Надоели баннеры? Вы всегда можете отключить рекламу.
Ключевые слова
МАТЕМАТИЧЕСКОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ / РЕТРОГРАДНЫЙ КОНДЕНСАТ / ТЕХНОГЕННАЯ КОНДЕНСАТНАЯ ОТОРОЧКА / МАССИВНЫЕ И ПЛАСТОВЫЕ ЗАЛЕЖИ / СЕГРЕГАЦИОННЫЕ ПРОЦЕССЫ

Аннотация научной статьи по наукам о Земле и смежным экологическим наукам, автор научной работы — Кашуба Андрей Владимирович

В рамках работы проведены математические эксперименты с целью исследования сегрегационных процессов при истощении газоконденсатных залежей массивного и пластового типа. Установлена возможность образования вторичной конденсатной оторочки вблизи газоводяного контакта. Фильтрационно-емкостные характеристики коллектора и физико-химические свойства флюида приняты по аналогии с пластовой системой Вуктыльского нефтегазоконденсатного месторождения.

i Надоели баннеры? Вы всегда можете отключить рекламу.

Похожие темы научных работ по наукам о Земле и смежным экологическим наукам , автор научной работы — Кашуба Андрей Владимирович

iНе можете найти то, что вам нужно? Попробуйте сервис подбора литературы.
i Надоели баннеры? Вы всегда можете отключить рекламу.

Текст научной работы на тему «О возможности образования техногенной оторочки ретроградного конденсата при разработке газоконденсатных залежей»

Кашуба А.В.

Филиал ООО «Газпром ВНИИГАЗ» в г Ухта E-mail: a.kashuba@sng.vniigaz.gazprom.ru

О ВОЗМОЖНОСТИ ОБРАЗОВАНИЯ ТЕХНОГЕННОЙ ОТОРОЧКИ РЕТРОГРАДНОГО КОНДЕНСАТА ПРИ РАЗРАБОТКЕ ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ

В рамках работы проведены математические эксперименты с целью исследования сегрегационных процессов при истощении газоконденсатных залежей массивного и пластового типа. Установлена возможность образования вторичной конденсатной оторочки вблизи газоводяного контакта. Фильтрационно-емкостные характеристики коллектора и физико-химические свойства флюида приняты по аналогии с пластовой системой Вуктыльского нефтегазоконденсатного месторождения.

Ключевые слова: математическое моделирование, ретроградный конденсат, техногенная кон-денсатная оторочка, массивные и пластовые залежи, сегрегационные процессы.

Газоконденсатные месторождения России разрабатываются, как правило, на естественном режиме истощения пластовой энергии. При высоком содержании конденсата это приводит к его значительным потерям в пласте вследствие ретроградных процессов [1]. В то же время под действием капиллярных и гравитационных сил возможно перераспределение в продуктивной толще выпавшего конденсата и вследствие этого образование техногенной конденсатной оторочки в процессе истощения залежи. В этом случае появляется возможность повышения эффективности известных способов вторичной добычи конденсата [2]. Для изучения закономерностей данного процесса была поставлена серия математических экспериментов.

Для оценки возможности образования техногенных оторочек ретроградного конденсата использовалась трехмерная трехфазная гидродинамическая модель, реализованная в программном комплексе «Протей», прошедшем государственную регистрацию и экспертизу ЦКР Роснедра.

При использовании указанной модели учитываются:

- растворимости компонентов в фазах;

- неоднородность коллектора;

- гравитационные и капиллярные силы -первые задаются уравнениями течения и геометрией залежи.

Сущность математического моделирования процесса разработки заключается в численном решении дифференциальных уравнений фильтрации трехфазной смеси в пористой среде, которые имеют вид:

div(£pJkva) + (m£palkasa) + qk = 0 ,

a a

a = в, н, г; k = H2O, C5+, C1-4, где pa - плотность фазы «a»; lk - массовая доля компонента «k» в фазе «a»; V a - скорость фазы «a»; m - пористость; sa - насыщенность; qk - массовая плотность источника по компоненту «k». Система дополняется замыкающими соотношениями, а также начальными и граничными условиями, что делает задачу корректной (т. е. имеющей, вообще говоря, единственное решение).

Замыкающие соотношения:

X Sa =1, X la =1 у a.

a k

Начальные условия: при t = 0 p = p(x, y, z),

se = se(x y, Д = s(x, y, z)

(в каждой точке пласта заданы начальные давление и насыщенности фазами).

Граничные условия:

- 0

- условие непроницаемости внешней границы g , гдеп - нормаль к внешней границе, G - граница залежи.

В качестве закона движения выбирается обобщенный закон Дарси:

v =- — grad (Pa-\radH),

№a

где k - тензор абсолютной проницаемости; fa - относительная проницаемость по фазе «a»; na - динамическая вязкость фазы «a»; pa -

давление в фазе «а»; уа - удельный вес фазы «а»; Н - гипсометрия.

Решение системы уравнений неразрывности фаз, дополненной начальным и граничным условиями, позволяет найти распределение давления и насыщенностей фазами в пласте в каждый момент времени. Для численного интегрирования использована полностью неявная разностная схема, на каждом шаге по времени разностные уравнения решались методом Ньютона, для решения систем линейных уравнений на каждой ньютоновской итерации применен обобщенный метод сопряженных градиентов (процедура ОИГНОМШ).

Относительные фазовые проницаемости в системе «конденсат-вода» зависят от водонасы-щенности, в системе «газ-конденсат» - от газо-насыщенности. Фазовая проницаемость по конденсату f комбинируется с использованием второй модели Стоуна, задаваемой формулами:

/а = /а,

/а,

/а,

■+ /к

а8

+ /я

- (/п + /я )

1 осы !оы (^ИС ) ,

где /(ш, - относительные фазовые проницае-

мости по конденсату, соответственно, в системах «конденсат-вода» и «конденсат-газ»; fw - проницаемость по воде; fg - проницаемость по газу, зшс - остаточная водонасыщенность.

Относительные фазовые проницаемости по конденсату считались зависящими не только от конденсатонасыщенности, но и от давления. Плотности, вязкости фаз и массовые доли компонентов в фазах также являются функциями давления, что дает возможность прогноза фазовых переходов, в частности, ретроградных процессов. Плотность жидкой фазы уменьшается при уве-

личении давления в диапазоне от 710 до 400 кг/м3, вязкость жидкой фазы ведет себя аналогично: уменьшается с 1,4 до 0,26 мПа-с. Данные зависимости, фильтрационно-емкостные характеристики, а также начальные условия приняты по аналогии с пластовой системой Вуктыльского НГКМ.

Для моделирования образования техногенных конденсатных оторочек в истощенных газоконденсатных залежах использованы две модели, одна их которых соответствует участку залежи массивного типа (модель 1), другая -пластового (модель 2).

Модель 1 (рис. 1), созданная для исследования механизма вертикальной сегрегации, представляет собой прямоугольный параллелепипед и характеризуется параметрами, представленными в табл. 1. Первоначально участок вскрыт пятью добывающими скважинами, у которых проперфорированы части, вскрывающие верхнюю половину продуктивной толщи.

Модель 2 (рис. 2), созданная для исследования механизма латеральной сегрегации, представляет собой участок наклонного пласта и характеризуется параметрами, представленными в табл. 2. Пласт характеризуется вертикальной неоднородностью и представляет собой переслаивание высоко- и низкопроницаемых проплас-тков, проницаемости которых относятся как 4:1. Участок вскрыт одной добывающей скважиной, расположенной в наиболее верхней точке.

Вертикальная сегрегация

В течение первых 35 лет залежь отрабатывается указанными выше скважинами в режиме истощения пластовой энергии. За данный период извлечено 47 млрд м3 «сухого» газа и 6,63 млн т стабильного конденсата (соответственно фракций С1-4 и С5+). Коэффициенты извлечения составляют соответственно 0,83 и 0,325.

Таблица 1. Количественная характеристика модели 1

Рисунок 1. Схема участка массивной залежи

Параметр Значение параметра

Размерность 51x51x20

Гипсометрия, м от 2400 до 3830

Линейный размер ячейки, м 40

Пористость, доли ед. 0,10

Проницаемость коллектора, мкм2 0,01

Начальное пластовое давление, МПа 33,2-37,0

Содержание конденсата, г/м3 360

Запасы газа, млрд м3 56,6

Запасы конденсата, млн т 20,4

Годовой отбор газа от запасов, % 5

—к \ \ \ \ х \ >

X 4 \ \

\ \

\ X \

X X \

х

\ \

\ ч

\ ч

\____________ч

Рисунок 2. Схема участка пластовой залежи

Давление в пласте вследствие высоких отборов распределяется неравномерно - депрессион-ные воронки достигают почти 2 МПа, в соответствии с этим распределяется конденсатонасыщен-ность. Процесс гравитационного разделения начинается достаточно быстро, уже через 10 лет после начала разработки распределение конденса-тонасыщенности по вертикали заметно возрастает с глубиной (на 10-й год разработки в слое 10 конденсатонасыщенность распределена равномерно и составляет примерно 0,1). Следует отметить, что к концу расчетного периода насыщенность конденсатом несколько снижается, что связано с увеличением плотности последнего и, отчасти, проявлением процесса прямого испарения.

Структура техногенной конденсатной оторочки на конец 35-го года разработки следующая: толщина ее составляет 10% от общей при средней насыщенности конденсатом 0,425; в 19 и 20-ом слоях к окончанию 35-го года разработки насыщенность конденсатом становится практически равномерной.

Латеральная сегрегация

В течение первых 35 лет залежь отрабатывается скважиной в сводовой части в режиме истощения пластовой энергии. За данный период извлечено 3,42 млрд м3 «сухого» газа и 502

Таблица 2. Количественная характеристика модели 2

Параметр Значение параметра

Размерность 45x255x21

Г ипсометрия, м от 2750 до 3756

Линейный размер ячейки, м

направление Ох 20

направление Оу 38

Пористость, доли ед. 0,11

Проницаемость по латерали, мкм2 0,3-1,2

Проницаемость по вертикали, мкм2 10-5

Начальное пластовое давление, 34,6-39,1

МПа

Содержание конденсата, г/м3 360

Уровень ГВК, м 3518

Запасы газа, млрд м3 4,28

Запасы конденсата, млн т 1,54

Годовой отбор газа от запасов, % 4,5

тыс. т стабильного конденсата (соответственно фракций С1-4 и С5+). Коэффициенты извлечения составляют соответственно 0,80 и 0,326.

Давление в залежи вследствие высокой проницаемости снижалось достаточно равномерно и его распределение в большей степени детерминировалось геометрией залежи и гравитационными силами. Процесс гравитационного разделения фаз происходит с различной скоростью в пластах разной проницаемости, однако к концу расчетного периода во всех из них формируется техногенная конденсатная оторочка толщиной примерно 44 м (около 10% от этажа газоности). Конденсатонасыщенность в среднем составляет 0,55 (несколько выше, чем в предыдущей серии экспериментов). Это можно объяснить влиянием некоторого количества внедрившейся в залежь воды из законтурной области за счет собственного упругого запаса.

В результате проведенных исследований на масштабных математических моделях залежей массивного и пластового типа установлена возможность проявления сегрегационных процессов в истощенных газоконденсатных залежах с высокопроницаемыми коллекторами, которые могут приводить к образованию вторичной конденсатной оторочки вблизи газоводяного контакта.

21.01.2011

Список литературы:

1. Закиров С.Н. Разработка газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденстатных месторождений. - М.: Струна, 1998. - 628 с.

iНе можете найти то, что вам нужно? Попробуйте сервис подбора литературы.

2. Тер-Саркисов Р.М., Гриценко А.И., Шандыргин А.Н. Разработка газоконденсатных месторождений с воздействием на пласт. - М.: Недра, 1996. - 239 с.

Сведения об авторе:

Кашуба Андрей Владимирович, младший научный сотрудник филиала ООО «Газпром ВНИИГАЗ» в г. Ухта 169300, Республика Коми, г. Ухта, ул. Севастопольская, 1а, е-mail: kashuba@yandex.ru

i Надоели баннеры? Вы всегда можете отключить рекламу.