Учебное пособие по одноименному курсу для студентов специальности 1-51 02 02 «Разработка нефтяных и газовых месторождений»

Водонапорный режим
При водонапорном режиме формулировка принципа материального баланса следующая: начальная масса газа в пласте равняет­ся сумме добытой массы газа и массы газа, оставшейся в газонасы­щенном и обводненном М_обв объемах пласта.
Так как обводненный объем пласта равен , то в этом объеме при среднем коэффициенте остаточной газонасыщенности _ост находится газ в количестве
, (13.28)

Следовательно, уравнение материального баланса для газовой залежи в условиях водонапорного режима с учетом неполноты вытеснения газа водой записывается в виде:

, (13.29)

Здесь - среднее давление в обводненном объеме пласта;

- коэффициент сверхсжимаемости при и Т_пл;
_ост  отно­шение защемленного объема газа (при давлении и температуре Т_пл) к общему поровому объему обводненной зоны пласта.
По дан­ным лабораторных исследований, коэффициент остаточ­ной газонасыщенности зависит от давления в обводненном объе­ме, что и отражено в уравнении (13.29).
При среднем коэффициенте остаточной суммарное количество воды Q_в(t), поступившей в залежь к некоторому моменту t, распределится в объеме .
Тогда газонасыщенный объем (внутри контура газ-вода) ко времени t составит:
, (13.30)
Таким образом, под текущим газонасыщенным объемом (в 13.29) понимается его выражение согласно (13.30).
Не представляет труда из уравнения материального баланса (13.29) получить дифференциальное уравнение истощения залежи при водонапорном режиме.
Принципиальных затруднений для использования (13.29) и (13.30) при определении показателей разработки газовых месторождений в условиях водонапорного режима не имеется. Однако исполъзование указанных формул усложняет методику расчетов, что объясняется необходимостью определения _ост и учета изменения этого коэффициента от переменного давления . Кроме того, при анализе фактических данных затрудняется определение зависимости . Расчеты значительно упрощаются, если в (13.29) принять следующее допущение
, (13.31)
Условие (13.31) характеризует допущение о том, что газ защеляется при давлении, равном среднему пластовому давлению в зале­жи, и изменение коэффициента остаточной газонасыщенности опре­деляется изменением во времени среднего пластового давления, т.е. . Тогда из (13.29) с учетом (13.30) и (13.31) получим
_{, (13.32)}

Важность уравнення (13.32) состоит в том, что для использования его, благодаря допущению (13.31), не требуется знания трудно опре­деляемой обводненной зоны пласта и установления зависи­мости ее изменения во времени. Уравнение (13.32) обеспечивает высо­кую точность при прогнозных расчетах до отбора из залежи 50% и более от начальных запасов газа в пласте. При больших отборах не­обходимо использовать уравнения (13.29) и (13.30).

В ряде случаев, при значительной неоднородности пласта по коллекторским свойствам, в обводненной зоне может оставаться газ и виде макрозащемленных объемов. Тогда при анализе разработки в уравнении материального баланса его необходимо учитывать.
Практика разработки отечественных и зарубежных месторождений показывает, что коэффициент газоотдачи во многих случаях достигает 8595%, в то время как коэффициент конденсатоотдачи изменяется от 30 до 75 %.
Основными физическими факторами, влияющими на коэффициент газоотдачи являются: 1) режим эксплуатации месторождения; 2) средневзвешенное по объему порового пространства пласта конечное давление в залежи; 3) площадная и по разрезу пласта неоднородность литологического состава и фациальная изменчивость пород пласта; 4) тип месторождения (пластовое, массивное); 5) темп отбора газа.
Газоотдача при газовом режиме
Если разработка некоторого месторождения экономически оправлана до конечного пластового давления , то извлекаемые запасы газа из пласта равняются
_{, (13.33)
Тогда конечный коэффициент газоотдачи, равный отношению извлекаемых запасов к начальным запаса газа Qзап с учетом уравнения (13.33) можно записать в виде:
, (13.34)}
В некоторых случаях рентабельный отбор газа из месторождения определяется не , а средним давлением в дренируемой зоне пласта. Определение коэффициента газоотдачи по (13.34) возможно если режим месторождения газовый.
В случае водонапорного режима конечный коэффициент газоотдачи может быть оценен по уравнению
_{, (13.35)}

Здесь Ω_в и Ω_н – обводненный и газонасыщенный поровые объемы на конец разработки залежи.

Уравнение (13.35) учитывает только микрозазещемленные объемы газа, остающегося в обводненной зоне пласта.
На коэффициенты газоотдачи, кроме рассмотренных, влияют и другие факторы: а) охват залежи вытеснением; б) размещение скважин на структуре и площади газоносности; в) глубина спуска колонны насосно-компрессорных труб.
Коэффициент газоотдачи больше у пород с большей пористостью и газонасыщенностью и меньшей проницаемостью:
_{, (13.36)}
где: α - коэффициент газонасыщенности;
m - коэффициент эффективной пористости.
Влиянием коэффициента проницаемости на газоотдачу можно пренебречь. Коэффициент газоотдачи практически не зависит от вязкости газа и воды и поверхностного натяжения на границе фаз (при различных температурах), а также от давления вытеснения и скорости вытеснения газа водой. На этот коэффициент в основном влияют капиллярные процессы, происходящие при вытеснении газа водой, а также коллекторские свойства продуктивных горизонтов. Чем больше макро- и микронеоднородность пласта, тем меньше коэффициент газоотдачи.
Со снижением пластового давления в обводненной зоне пласта увеличивается коэффициент остаточной газонасыщенности, что приводит к уменьшению фазовой проницаемости для воды. Стабилизация коэффициентов остаточной газонасыщенности и фазовой проницаемости для воды происходит практически одновременно. После достижения критической газонасыщенности “защемленный” газ обретает подвижность и выходит в газонасыщенную часть залежи, что может существенно увеличить ее газоотдачу.
При разработке газовых и газоконденсатных залежей, приуроченных к однородным по коллекторским свойствам пластам, в целях увеличения конечной газоотдачи рекомендуется увеличивать темп отбора газа из них. В этом случае вода не успевает поступать а газовую залежь, в связи с чем резко сокращается количество “защемленного” ею газа.
В случае разработки неоднородных по коллекторским свойствам залежей их форсированная разработка может привести к избирательному обводнению, значительно снижающему газоотдачу месторождения в целом.
Существенно может снизить газоотдачу месторождений проведение капитальных и подземных ремонтов на заключительной стадии разработки залежи. В этот период эксплуатации глушение скважин глинистым раствором или другими задавочными жидкостями приводит к тому, что в большинстве случаев производительность их резко падает, а иногда скважины после ремонтных работ вообще не удается освоить.
Основными физическими параметрами, влияющими на коэффициент конденсатоотдачи, являются: 1) метод разработки месторождения (с поддержанием или без поддержания пластового давления); 2) потенциальное содержание конденсата (С₅₊) в газе; 3) удельная поверхность пористой среды; 4) групповой состав и физические свойства конденсата (молекулярная масса и плотность); 5) начальное давление и температура.
Наиболее высокий коэффициент конденсатоотдачи достигается при поддержании начального пластового давления в процессе отбора пластового газа. В этом случае он может достигать 85 % при поддержании давления с помощью газообразного рабочего агента и 75%  при поддержании давления при закачке воды в залежь.
Коэффициент конденсатоотдачи несцементированного песка или песчаника при вытеснении жидкого углеводородного конденсата водой при постоянном давлении можно рассчитать по уравнению
_{, (13.37)}

где: ρ_нк - начальная конденсатонасыщенность пористой среды, доли единицы.

2.