Сухого газа для недонасыщенной залежи

По формуле (81) рассчитываем содержание конденсата в пластовом газе на соответствующие пластовые давления, по формуле (83) - суммарно добываемое количество конденсата, по формуле (85) - коэффициенты конденсатоотдачи. Результаты расчетов представлены на рис. 83 (кривая 1) и на рис. 84 (кривая 1). Аналогично рассчитываем эти же параметры и для дегазированного конденсата. Пластовые потери конденсата определяем по кривой 2 (см. рис. 78). Результаты расчетов приведены на рис. 83 (кривая 2) и на рис. 84 (кривая 2).

Рассчитываем искомые параметры для этих двух примеров кривых пластовых потерь по расчетным методикам действующей инструкции / 8 /: 1) для конденсата, т.е. для УВ С₅₊; 2) для дегазированного конденсата, что, согласно действующей инструкции, принимается за пластовые потери конденсата.

Для первого варианта результаты расчетов представлены кривыми 3 (см. рис. 83 и 84), для второго - кривыми 4 (см. рис. 83 и 84). Приведенные данные (см. рис. 82 и 83) также указывают на существенное различие искомых показателей при расчете их по разработанным и действующим методикам.

Таким образом, на основании сравнительного анализа прогнозирования искомых показателей установлено, что использование расчетных методик по определению содержания конденсата в пластовом газе и суммарной добычи его по действующим методикам / 8 / приводит к значительным ошибкам при прогнозировании добычи конденсата.

Из анализа кривых рис. 78, 83, 84 видно, что отождествление потерь дегазированного конденсата с пластовыми потерями конденсата, т.е. УВ С₅₊, также приводит к значительным ошибкам; учет содержания углеводородов С_5+в в газах дегазации при разгазировании бомбового конденсата повышает точность определения искомых показателей.

Рис. 83. Содержание конденсата в пластовом газе для недонасыщенной

залежи по предлагаемой методике: 1 -УВ С₅₊; 2 -дегазированный

конденсат; по методике / 8 /: 3 - УВ С₅₊; 4 - дегазированный конденсат

Рис. 84. Суммарная добыча конденсата для недонасыщенной залежи по предлагаемой методике:1 - УВ С₅₊; 2 - дегазированный конденсат; по методике / 8 /: 3 - УВ С₅₊; 4 - дегазированный конденсат

Таблица 10

Итоги термодинамических исследований скв.74-Западный Соплесск

(16-21.08.84 г.)

Таблица 11

Содержание конденсата в пластовом газе, суммарная добыча его и коэффициент

конденсатоотдачи для недонасыщенной залежи

Показа-	Номер этапа mi
тель
	0,035	0,131	0,22	0,323	0,419	0,515	0,611	0,707	0,803	0,899	0,995
Рпл МПа	41,6	34,1	28,3	23,6	19,8	16,6	13,6	10,6	7,2	3,6	0,1
qк.пк г/м3	-
qк.пг г/м3		265,6	193,5	147,9	120,8	94,5	71,4	62,6	66,7	94,3	280,8
qк.Sдг г/м3	11,6	40,5	62,6	79,1		102,4	110,4	116,9	123,1	130,9	149,0
к %	3,5	12,2	18,9	23,8	27,7	30,8	33,3	35,2	37,1	39,4	44,9

На рис. 85 изображены гипотетические кривые пластовых потерь сырого конденсата, которые можно получить при дифференциальной конденсации рекомбинированной смеси / 24 /. Кривая 1 получена при дифференциальной конденсации смеси, рекомбинированной из проб газа и конденсата, отобранных при исследовании скважины с дебитом меньше МНД. Кривая 2 получена при дифференциальной конденсации смеси, рекомбинированной из проб газа и конденсата, отобранных при исследовании той же скважины с соблюдением всех необходимых условий. Кривая 3 получена при дифференциальной конденсации смеси, рекомбинированной из проб газа и конденсата, отобранных при исследовании той же скважины при депрессии на пласт, превышающей допустимую.

Как видно из рис. 85, несоблюдение требований к скважине во время исследований может значительно снизить пластовые потери, следовательно, завысить коэффициент извлечения конденсата. В случае разработки в газоконденсатной залежи в первую очередь только нефтяной залежи коэффициент извлечения конденсата из газовой шапки этой залежи определяют при контактной конденсации рекомбинированной смеси до давления, при котором начнется разработка газоконденсатной части залежи (газовой шапки). После того, как в пласте создается давление, при котором намечено начать разработку газоконденсатной шапки, необходимо продолжить определение коэффициента извлечения конденсата, проводя процесс дифференциальной конденсации. В случае одновременной разработки нефтяной и газовой залежей (без смещения газового контакта) коэффициент изв-

Рис. 85. Гипотетические кривые пластовых потерь сырого конденсата:

1 - скважина работала с дебитом меньше МДД; 2 - скважина работала с соблюдением всех условий; 3 - скважина работала с депрессией, превышающей допустимую

лечения конденсата определяется, как в случае разработки газоконденсатного пласта.

Полученный коэффициент позволит определить извлекаемые запасы конденсата при разработке залежи на истощение до 0,1 МПа. Практика показывает, что газоконденсатные месторождения никогда не вырабатываются до остаточного давления в залежи 0,1 МПа.

Известен целый ряд месторождений, разработка которых прекращена в связи с истощением, обводнением или из-за перевода в ПХГ при пластовых давлениях от 0,8 до 21,6 МПа. Например, давление "заброса" IV горизонта Новосилковского месторождения равно 1,8 МПа, горизонтов сенон и гельвет Северо-Медыничского месторождения соответственно 2,6 и 2,5 МПа. Разработка этих залежей прекращена в связи с истощением. XVI горизонт месторождения Бильче-Волица переведен в ПХГ при давлении 8,8 МПа, а горизонты тартон и юго-восточный блок месторождения Богородчаны переведены в ПХГ при давлениях 5,5 и 4,3 МПа. По причине обводнения прекращена разработка горизонта К-2 Миролюбовского месторождения при пластовом давлении 20,8 МПа, а горизонта нижний мел Сельского месторождения при 21,6 МПа.

При таком положении вещей коэффициент извлечения конденсата, полученный для остаточного давления в залежи 0,1 МПа, теряет свой смысл. Приемлемым вариантом в такой ситуации может быть построение кривой изменения текущего коэффициента извлечения конденсата из недр по формуле (85).

Имея зависимость изменения текущего коэффициента извлечения конденсата из недр при разработке залежи на истощение, можно определить количество добытого конденсата для любого ожидаемого давления "заброса" (см. рис. 79, кривая 3).