Теория и опыт разработки месторождений природных газов - Вяхирев Р.И.
Скачать (прямая ссылка):
Система уравнений (4.15) и (4.16) интегрируется при соответствующих начальных и граничных условиях. На границе раздела газа и воды должны выполняться условия
kz дРг = дРв ; (4 17)
[I г dn [I в дп
Рг = Рв.
При принятом условии о гидростатическом распределении давления в водоносной части пласта правая часть выражения (4.17) не определена. Поэтому скорость вторжения воды в газовую часть пласта определяется исходя из уравнения материального баланса.
Для приведенной формулировки задачи не требуется использования кинематического условия на подвижной границе раздела газ—вода.
Алгоритм решения задачи заключается в следующем:
1. При заданных граничных и начальных условиях по газонасыщенной части пласта на момент времени t в результате решения уравнения (4.15) методом прогонки определяется поле давлений на момент времени t +
2. По найденным давлениям на контакте газ — вода из решения уравнения (4.16) находится положение границы раздела на момент времени t + At (ігв = Лв(г)).
3. Для изменившейся газонасыщенной части пласта рассчитывается поле давлений в ней на момент времени t + 2At
и т.д.
С применением описанного алгоритма были рассмотрены особенности движения подошвенной воды при эксплуатации
156
скважин Оренбургского месторождения. Считалось, что каждая скважина дренирует свой удельный объем пласта и через внешнюю границу выбранного удельного объема дренирования отсутствует приток и газа, и воды. Радиус удельного об ъ -ема дренирования 500 м, толщина газонасыщенной зоны 340 м, водонасыщенной — 400 м. Пласт дренируется несовершенной скважиной, у котор ой работающий интервал составляет 85 м и находится на расстоянии 204 м от кровли пласта и на расстоянии 51 м от начального положения ГВК. Пористость 0,11, начальное пластовое давление 20,0 МПа, плотность газа в пластовых условиях 0,21 г/см3, плотность воды 1,17 г/см3.
На рис. 4.4 приводятся зависимости ординаты Y вертикального подъема вершины конуса под скважиной для разных дебитов газа. При этом пласт однороден по коллектор-ским свойствам и проницаемость равна 0,02 мкм2. Кривая 1 соответствует дебиту скважины 0,7 млн. м3/сут. Вершина конуса достигает забоя скважины через 1530 сут. Кривая 2 соответствует дебиту 1,06 млн. м3/сут, скважина обводняется через 690 сут, кривая 3 соответствует дебиту 2,12 млн. м3/сут, скважина обводняется через 65 сут.
В использованной расчетной модели учитывалось также наличие под скважиной вертикальной системы трещин, п р о-ницаемость которой принималась равной 2 мкм2. Кривая 4
соответствует случаю наличия такой системы трещин и значению дебита скважины 0,7 млн. м3/сут. При этих условиях скважина обводняется на одиннадцатые сутки ее работы.
В зависимости от параметров пласта и степени вскрытия эксплуатационной скважины ее обводнение может произойти за период от нескольких суток до нескольких месяцев (при наличии трещиноватости) и до нескольких лет в случае однородного по коллекторским свойствам пласта.
Для изучения возможности регулирования процесса обводнения скважин была исследована динамика оседания конуса подошвенной воды при остановке эксплуатационной скважины. Результаты расчетов представлены на рис. 4.5. Кривая 1 соответствует случаю, когда скважина работала с дебитом 2,12 млн. м3/сут до обводнения, а затем была остановлена. Те же расчеты проведены для скважины при дебите 0,7 млн. м3/сут (кривая 2). Только в этом случае под скважиной моделировалась тре щина, проницаемость которой составила 0,06 мкм2, т.е. в три раза выше проницаемости пласта вдоль напластования.
Процесс оседания конуса является более интенсивным, чем процесс его формирования. Это объясняется тем, что при образовании конуса гравитационные силы препятствуют, а при оседании — способствуют движению границы раздела газ — вода.
Следующий пример в первом приближении соответствует модели месторождения Медвежье. Залежь пластово-массивного типа, повсеместно подстилается пластовой водой, имеет хо рошие коллекторские свойства (высокие проницаемость, пьезопроводность, пористость и др.). Расчеты велись при радиусе удельного объема дренирования 1500 м, толщине водонапорного бассейна 500 м, начальном пластовом давлении 11 ,7 МПа, коэффициенте пористости 0,27, плотности газа
У, м__________________________________
40
20
Е-1-1-1-1-1 сообразования при пусі
0 120 240 360 480 t, сут и остановке скважины
158
Рис. 4.5. Динамика кону-
Рис. 4.6. Форма контакта газ - вода на момент обводнения скважины, q = = 1 млн. м3/сут:
1 — k = 0,6 мкм2; t = = 1040 сут, Ар = 0,08 МПа;
2 — k = 0,3 мкм2; t = = 350 сут, Ар = 0,16 МПа;
3 — k = 0,1 мкм2; t = 10 сут,
Ар = 0,3 МПа
0,072 г/см3 и воды 1,17 г/см3. В расчетах учитывался общий подъем контакта газ — вода по месторождению за счет ее притока из водонапорной системы.
На рис. 4.6 приведены формы контакта газ — вода на момент подхода вершины конуса к забою скважины при различных значениях коэффициента проницаемости коллектора и постоянном дебите 1 млн. м3/сут. Газонасыщенная толщина была принята равной 70 м при степени вскрытия 0,7.
