Теория и опыт разработки месторождений природных газов - Вяхирев Р.И.
Скачать (прямая ссылка):
Данный метод можно применить для определения глубины заложения проектных разведочных скважин для вскрытия газоводяного контакта.
149
или
6. В.П. Савченко предложил метод установления газоводяного контакта без специального бурения скважин в зоне контакта газ — вода при наличии на месторождении двух и более скважин, отдельно вскрывших водяную и газовую части пласта, или одной скважины, в которой отдельно проведено испытание сначала водяной, а затем газовой части пласта (рис. 4.2).
Для газовой скважины А можем записать
Рк = РплА + 0,01ргАд.
Для водяной скважины Б можем записать
рк = рплБ — 0,01рв^2д.
Кроме того, имеем следующее 1 = I1 + I2.
Решая совместно эти уравнения относительно I1, имеем
РплА + 0,01рг11д = рплБ — 0,01рв(1 —
или
0,0111(рв — рг) = рплА — рплБ + 0,01рв1д;
1 = рвд1 + 100(РплА - РплБ) f (410)
где 11 в м; рв и рг в г/см3; р в МПа.
Формула (4.10) справедлива, когда изменением величин рв и рг по глубине от точек рА и рБ до газоводяного контакта можно пренебречь и закон изменения давления в газовой и водяной частях залежи подчиняется уравнению прямой соответственно с угловыми коэффициентами, равными средним
150
значениям рв и рг. Погрешность в применении формулы (4.10) пренебрежимо мала, когда величины I1 и 1—I1 небольшие.
Изменение давления в газовой и водяной частях пласта не соответствует уравнению прямой вследствие изменения давления, температуры, коэффициента сверхсжимаемости газа, состава газа и воды и количества растворенного газа в жидкости по глубине. Изменение указанных факторов по глубине при значительных 1 и 1—11 необходимо учитывать при определении газоводяного контакта.
Определив по данным экспериментальных исследований и соответствующих анализов характер и степень влияния указанных факторов на рг и рв, в каждом конкретном случае можно установить закономерность изменения давления в газовой и водяной частях пласта по глубине. Далее, зная давления рА и рБ и их изменения по глубине, положение газоводяного контакта можно найти графическим путем. Для этого строим график р(1), отмечаем точку, соответствующую рА, и от нее строим кривую, характеризующую закон изменения давлений в водяной части пласта. Точка пересечения этих кривых будет соответствовать газоводяному контакту в газовой залежи.
При постоянном составе газа закон распределения давления по глубине I1 будет соответствовать барометрической формуле, если принять для расчета среднее значение температуры. Тогда при постоянном составе жидкости, принимая для расчета среднее количество растворенного газа на глубине 1—I1, газоводяной контакт можно определить следующим образом.
Давление у газоводяного контакта при известном давлении на забое водяной скважины Б определяется по формуле
рк = рб — 0,0112рвд.
Более точный расчетный метод определения контакта газ — вода по сравнению с формулой (4.10) состоит в совместном решении барометрической формулы с формулой гидростатического столба воды, а именно
0,03415—Й—
Рпллe TcpZcp = РплБ - 0,01рв(1 - І1)д. (4.11)
Методика расчета 11 по формуле (4.11) состоит в следующем. Подставляя все известные величины и задаваясь 11 < 1, путем последовательных приближений находим такое значение 11, при котором равенство (4.11) будет соблюдаться. Это
151
значение и будет отвечать истинному расстоянию по вертикали до контакта.
Разлагая в ряд левую часть и ограничиваясь первыми двумя членами, получаем
рплА(1 + S111) = рплБ — 0,01дрв(1 —
Откуда
11 = РплА + 0,01рвд1 - РплБ f (412)
0,01дрв - 0,03415р РплА
Тпл z пл
которая практически совпадает с формулой (4.10), если в ней выразить р через рв, а именно: р = 273рврРл , где рв — плот-
Рат z плТпл д
ность воздуха, равная 0,001293 г/м3, и рат = 0,1033 МПа.
Для определения наклона газоводяного контакта (рис. 4.3) находим пластовые давления рВ1 и рВ2, приведенные к горизонтальной плоскости I—I, и пересчитываем их на плоскость — на которой давление в скважинах B1 и B2
Рв1 — 0,01дрвА1 = — 0,01дА1рг;
РВ1 — рВ2 = 0,01д(рв — рг)А1
или
А1 = 100(рв1 - РВ2) (4
р в -р г
где А1 — разность высотного положения газоводяного контакта на протяжении участка газовой залежи между скважинами В1 и В2.
152
Более точный расчет наклона газоводяного контакта по сравнению с формулой (3.1 3) методом последовательных приближений по уравнению для наклонного контакта имеет вид:
рВ1 - 0,01рвА7 = рВ2 -?-, (4.14)
e
где S1 = 0,03415—р—. Решается методом подбора величины
Тпл z пл
А1.
Разлагая eS1M в ряд по формуле (4.14) и ограничиваясь первыми двумя членами ряда, получаем
Рв1 - 0,01дрвА1:
рВ2
1 + S1A1
(Рв1 — 0,01дрвА1)(1 + S1A1) = рв2; (100рв1 — 9рвА1)(1 + S1A1) = 100рв2; 100рв1 + 100рв1«1А1 — дрвА1 — др^АР — 100рв2 = 0;
дрв«1А12 +(дрв — 100рв1Я1)А1 + 100(рв2 — РВ1) = 0. Решая относительно А1, имеем
\(9рв - 100pB1S1)2 - 400рв^9(рВ2 - рВ1) - 9рв + 100pB1S1
- *2
А1 "
2р в^9
Определив величину А1, находим коэффициент а, соответствующий тангенсу угла наклона контакта к горизонтали:
