Теория и опыт разработки месторождений природных газов - Вяхирев Р.И.
Скачать (прямая ссылка):
В общем случае газоотдача обводняющегося месторождения зависит от насыщенности микрозащемленного и макро-защемленного газа и размеров обводненной зоны.
Определение основных показателей разработки месторождений при упруговодонапорном режиме проводится обычно как для моделей квазиоднородного, так и неоднородного пластов [1, 2].
При известном количестве поступившей в залежь пластовой воды дв порядок расчета основных показателей разработки однородных газовых залежей практически не отличается от порядка расчетов при газовом режиме залежи. Разница состоит только в том, что объем порового пространства залежи в этом случае будет уменьшаться и для расчетов следует применять соответствующие уравнения материального баланса.
Запись уравнения материального баланса для водонапорного режима газовой залежи имеет вид:
^ = W + ^0-« + ^остІРвШОн -Off)] , (7Л)
где O(t) — текущее значение порового пространства газовой залежи; а ост[рв(0] — коэффициент газонасыщенности в обводненной зоне пласта (отношение защемленного при давлении р в(?) и температуре Гпл объема газа к общему поровому объему обводненной зоны пласта); p в(?) — среднее текущее пластовое давление в обводненной зоне пласта; z[p(t)] — коэффициент сверхсжимаемости газа при пластовых условиях; f = Гпл/Гст; 0доб(^ — добытое количество газа ко времени t, приведенное к атмосферному давлению и стандартной температуре (20 0C).
В общем виде дифференциальное уравнение истощения газовой залежи при водонапорном режиме выглядит следующим образом:
0(t) 1 d
Ратf dt
а o(t)pt)
z[p(t)]
d {aост[Рв(ЩОн -O(t)]-MLI. (7.2)
Рaтf dt I"ост^в^"""н ""v-»Z[pв^)]
Текущий газонасыщенный объем в залежи с проявлением водонапорного режима определяется уравнением
а O(t) = а
Он - —°в«-1, (7.3)
а -а ост[рв(t)] J
где 0в( t) — суммарное количество воды, поступившей в залежь на рассматриваемый момент времени t. Использование уравнений (7.1 ) и (7.2) с учетом уравнения (7.3) приводит к необходимости определения рjj(t) и схост[pв(t)].
307
Для нахождения упрощенной формы уравнения материального баланса при проявлении водонапорного режима газовой залежи принимается
P,(0 - P(t). (7.4)
Условие (7.4) означает, что газ в обводненной зоне пласта защемляется при давлении, равном среднему давлению в залежи (т.е. несколько занижается истинное значение рв(?)).
Упрощенная форма уравнения материального баланса для водонапорного режима газовой залежи с учетом формул (7.3), (7.4) имеет вид
- Рат/Одоб(0і.
?(t) = Z[P(t)]
z н
(7.5)
Дифференциальное уравнение истощения газовой залежи, полученное в результате дифференцирования (7.5), имеет вид
Исторически решение задач разработки газовых залежей при упруговодонапорном режиме началось с создания теории укрупненной скважины [1, 2].
7.2. ОСНОВЫ МИКРОЗАЩЕМЛЕНИЯ ГАЗА ВОДОЙ
Экспериментальные данные о микрозащемлении газа в пористой среде приводятся в работах [4 — 7]. Статистические данные о микрозащемлении газа изучались и в ходе численного моделирования двухфазного вытеснения в решеточных моделях пористых сред [8—12]. Одним из важнейших результатов является то, что данные о защемлении газа жидкостью практически не отличаются от тех, которые получены в экспериментах для смеси "жидкость — жидкость" [13—15], в которых вытесняющая фаза является более вязкой, если только поверхностное натяжение не слишком мало. На микроуровне процесс защемления слабо зависит от динамических характеристик течения и в основном определяется геометрическими параметрами порового пространства.
B связи с этим появляется возможность эффективного описания процесса целикообразования в рамках геометрических подходов. Теоретическими работами, в которых созданы аналитические методы описания целиков в поровом пространстве, являются [16 — 21].
308
Рис. 7.1. Пора, не заполняемая [$) и заполняемая (¦) водой
Теория микрозащемления газа водой в пористой среде была рассмотрена М.Б. Панфиловым на базе вероятностных методов перколяции [3, 18, 19, 22].
Рассматриваются величины насыщенности газом, остающейся в порах после вытеснения газа водой, как функции структуры порового пространства. Для ее решения требуется прежде всего определить, в каких типах пор защемляется газ. На микроуровне при вытеснении газа водой газ остается в тех порах, в которые вода не может проникнуть. Например, на рис. 7.1 показана пора, в которую вода не может проникнуть слева из-за того, что капиллярная сила на мениске препятствует вторжению (а), и пора, которую вода слева легко заполняет (б) [22].
Поровое пространство представлено в виде решетки ка-
Рис. 7.2. Типы решеток, моделирующих поровое пространство
309
пилляров, являющихся ее звеньями. Решетка характеризуется своим координационным числом к — числом звеньев, выходящих из одного узла. Имеет место: к = 6 — для кубической пространственной (рис. 7.2, а) и плоской треугольной (рис. 7.2, 6) решеток, к = 4 — для квадратной плоской решетки (рис. 7.2, в), к = 3 — для гексагональной ("сотовой") решетки (рис. 7.2, г).
Фундаментальное соотношение теории перколяции, показывающее, что разрыв газового кластера наступает при конечных концентрациях газовых пор:
