В отдельных случаях в уравнении материального баланса учитывается дополнительный газ Qq * ( t ) (приведённое к РАТ и ТПЛ ):
(6)
Природа Qq * ( t ) может быть различной. Во – первых Qq * ( t ) появляется при наличии притока газа в рассматриваемую залежь из соседних залежей или продуктивного пласта.
|
где: 
– средний коэффициент нефтенасыщенности,
– коэффициент растворимости при давлении Р( t ).
В отдельных случаях дегазация остаточной нефти может увеличить начальные запасы в пласте до 10%.
Третья причина появления Qq * ( t ) в формуле (6) связана с десорбцией газа. Десорбция газа происходит с поверхности скелета пористой среды. Процессы сорбции и десорбции отсутствуют при наличии в пласте остаточной нефти или воды. Фактор считается незначительным и рассматривается только при решении отдельных теоретических задач.
Внутрипластовым источником десорбции газа Qq * ( t ) может служить так же остаточная и пластовая вода. Вследствие небольшой растворимости природных газов в воде (2 – 4 м3/м3) данный фактор не существенно увеличивает извлекаемые запасы газа.
ЛЕКЦИЯ
Газогидратные залежи.
В 1969 г. в комитете по делам изобретений и открытий было зарегистрировано открытие: "Свойство природных газов в определенных термодинамических условиях находиться в земной коре в твердом состоянии и образовывать газогидратные залежи" Васильев В.Г., Ю.Ф. Макагон, Ф.А. Требин и др.
В 1970г в опытно - промышленную эксплуатацию было введено Мессояхское газогидратное месторождение. Геолого-геофизическими и промысловыми исследованиями было установлено, что в верхней части месторождения газ находится в гидратном состоянии, в нижней части в газовой фазе. На границах этих двух зон Тпл - равна равновесной температуре гидратообразования. Отбор газа начали осуществлять из нижней части Мессояхского месторождения.
При снижении пластового давления в газоносной зоне пласта осуществлялись фазовые превращения на границе газогидратной и газоносной зон и в газогидратной части залежи.
Было исследовано три модели процессов, протекающих в залежи подобного типа:
I модель. Предполагается, что гидраты разлагаются по всей газогидратной части залежи (объемный процесс). При этом коэффициент гидратонасыщения уменьшается во времени.
Образовавшаяся газовая фаза частично поступает к эксплуатационным скважинам, перетекая в нижнюю часть благодаря разности давлений в верхней и нижней зонах продуктивного пласта.
II модель. Гидраты разлагаются только на границе раздела газогидратной и
газоносной частей залежи. Предполагается контактный механизм разложения
гидратов.
Принимается (в соответствии с фактом), что отбор газа осуществляется из газоносной зоны залежи.
При этом в газогидратной части сохраняются первоначальные пластовые давление и температура, а так же коэффициенты газо - и гидратонасыщенности пласта. Гидрато-содержащий поровый объем уменьшается за счет объема, в котором разложились гидраты. Соответственно на такой же объем возрастает поровой объем газоносной части залежи.
III модель. Учитывается одновременное разложение гидратов в газогидратной
части и разложение их на контакте газогидратной и газоносной зон пласта.
Предполагается, что газ отбирается из обеих частей залежи, изменяются поровые
объемы, снижаются пластовые давление и температура, изменяются
коэффициенты газо - и гидратонасыщенности в верхней части залежи, при этом
газ перетекает из газогидратной в газоносную часть пласта.
Рассмотрим балансовые состояния для газогидратной залежи применительно ко 2 модели.
Уравнение материального баланса для газоносной зоны пласта в интервале времени t - Δ t, t; имеет вид:
где: 
- плотность газа при давлении 
, T ( t ),
Р и Т – с индексом 1 относятся к газоносной
с индексом 2 – к гидратонасыщенным зонам пласта,
Т1( t ) – температура в газоносной части в момент t,
Т2 P ( t ) – равновесная температура гидратообразования (на границе газоносной и
гидратонасыщенных зон пласта),
α1, α2 – коэффициенты газонасыщенности газоносной и гидратной частей залежи,
Ω1( t ) – поровый объём газонасыщенной части залежи в момент времени t,
- часть порового объёма, в котором произошло разложение гидратов
за интервал времени [t – Δ t , t],
- добытое количество газа за интервал времени [t – Δ t , t].
Для 3-х этих моделей были получены уравнения материального баланса и уравнения теплового баланса. Необходимость уравнений теплового баланса связана с тем, что при разработке газогидратных месторождений фильтрационные процессы в пласте не изотермичны.
С использованием соответствующих балансовых соотношений для указанных 3-х моделей был выполнен прогноз процесса разработки Мессояхского газогидратного месторождения.
1 - объемно - контактный механизм
2 - контактный механизм
3 - объемный механизм
4 - для запасов в газонасыщенной части пласта
5 - факт
Фактические показатели разработки газогидратные залежи показали, что модель контактного разложения гидратов (2 модель) позволяет наилучшим образом достичь совпадения расчетных и фактических показателей, которые приведены к средним пластовым, давлениям.
Для расчетов прогнозных показателей была принята 2-я модель.
Газонасыщенный объем залежи на момент прекращения закачки воды Т будет равен 
, а обводненная толщина – h в ( t ).
После прекращения закачки разработка залежи продолжается в режиме истощения пластовой энергии. Давление падает как в газоносной так и в обводненной зонах пласта. Защемленный газ начинает расширяться. Газоносная часть залежи уменьшается. В момент t (t >Т) толщина обводненной зоны пласта будет равна h в ( t ).
При заводнении пласта газ в обводненной зоне защемляется при одном и том же давлении 
и коэффициенте остаточной газонасыщенности αост.
К концу заводнения защемленный газ в обводненной зоне будет находится при среднем давлении 
, а в момент t (t >Т) при давлении
Согласно лабораторным экспериментам защемленный газ приобретает подвижность после снижения давления до 0,65 - 0,75 по сравнению с давлением при котором газ защемился. Или можно принять, что защемленный газ начинает двигаться после того, как коэффициент остаточной газонасыщенности достигает соответствующей величины, которая называется критической
Можно принять, что при αост≈ 0,2 , αост.кр. ≈ 0,3. Пока αост < αост.кр масса защемленного газа в обводненной зоне пласта остается неизменной. Справедливо равенство:
(4)
При снижении 
до αост = αост. i , находится соответствующий им объём Ω i.
По зависимости h в = f (α Ω ) определяют h в i .
Вычисляется соответствующее среднее пластовое давление в залежи 
.
Уравнение материального баланса для газоносной части пласта будет иметь вид:
(5)
Для рассматриваемого периода, когда αост < αост.кр и задан отбор газа из месторождения во времени Qq = Q ( t ) легко установить временные зависимости для искомых параметров 
и 
используя уравнения (4) и (5).
Подстановка в уравнение (4) вместо αост ( t ) величины αост.кр и использование уравнения (5) позволяет получить время ТП , после которого защемлённый газ начинает поступать из обводнённой зоны в газоносную зону пласта.
Уравнение (4) для момента ТП имеет вид:
(6)
где: а – безразмерное приведённое давление при котором защемлённый газ приобретает подвижность.
По формуле (6) вычисляется Ω(ТП) – этот поровый объём должен быть несколько больше порового объёма, отсекаемого плоскостью, проведённой через нижние отверстия интервалов перфорации в эксплуатационных скважинах.
После достижения условия αост = αост.кр уравнеие материального баланса для газоносной части пласта залежи записывается в виде:
(7)
где: Q защ. ( t ) – количество защемлённого газа, перетекшего из обводнённой зоны в газоносную зону пласта на момент времени t .
Для вычисления Q защ. ( t ) используют следующее соотношение:
(8)
где: 
По уравнению (7) с учетом уравнения (8) определяется зависимость среднего давления в залежи после времени ТП, т.е. после приобретения защемленным газом подвижности.
В изложенном алгоритме деформирование пласта коллектора учтено в изменении продуктивных характеристик эксплуатационных скважин (А и В) при снижении пластового давления. Однако изменением порового объема залежи при снижении пластового давления пренебрегли.
Суммарные потери газа к концу разработки определяются по формуле:
(9)
Это позволяет определить конечный коэффициент газоотдачи и соответственно конденсатоотдачи при реализации процесса заводнения.
ЛЕКЦИЯ
Дата: 2018-12-28, просмотров: 248.
