![]() Главная страница Случайная страница КАТЕГОРИИ: АвтомобилиАстрономияБиологияГеографияДом и садДругие языкиДругоеИнформатикаИсторияКультураЛитератураЛогикаМатематикаМедицинаМеталлургияМеханикаОбразованиеОхрана трудаПедагогикаПолитикаПравоПсихологияРелигияРиторикаСоциологияСпортСтроительствоТехнологияТуризмФизикаФилософияФинансыХимияЧерчениеЭкологияЭкономикаЭлектроника |
Режимы растворенного газа и смешанные режимы
Условия, близкие к условиям режима растворенного газа в массивных залежах, возникают только при преимущественном развитии горизонтальной трещиноватости. Для расчетов процессов дренирования залежей в условиях этого режима необходимо совместное решение трех уравнений: материального баланса
И газового фактора:
и насыщенности среды жидкой фазой. Здесь Гi и Гi+1 — газовый фактор пласта при снижении давления на Δ Pi и Δ Pi+1; bг (р) — объемный коэффициент газа при давлении р. Для среды, представленной щелями неизменной раскрытости, где связанная вода не может присутствовать, насыщенность нефтяной фазой:
Для среды, аналогичной пористой, содержащей связанную воду, насыщенность жидкой фазой:
или
здесь Sрво — связанная водонасыщенность. В формулах (XVII.43), (XVII.45) и (XVII.47) величина ∑ Qн, безразмерная. В массивных замкнутых залежах разработка протекает в условиях смешанного режима: растворенного газа и газонапорного с образованием вторичной газовой шапки. Расчет процесса дренирования при этом режиме производится при совместном решении пяти уравнений: 1) материального баланса; 2) газового фактора; 3) насыщенности жидкой фазы нефтяной зоны; 4) количества газа, перемещающегося в верхние части структуры; 5) баланса газа. Уравнение для определения количества газа, перемещающегося в верхние части залежи:
Если Кн/μ н< Кг/μ г, то в формулу (XVII.48) вместо Кг/μ г следует подставить Кн/μ г Суммарное количество газа, переместившегося в газовую шапку:
Для определения величины Vr необходимо дополнительное уравнение, которым является уравнение баланса газа: В уравнении (XVII.51) ∑ Qн — безразмерная величина. Нефтенасыщенность можно представить разностью между количеством нефти в залежи и остаточной нефтью в газовой шапке. Уравнение насыщенности жидкой фазой нефтяной залежи: а) для среды, представленной трещинами неизменной раскрытости при отсутствии связанной воды:
б) для среды, аналогичной пористой, содержащей связанную воду: В формуле (XVII.53) ∑ Qн — безразмерная величина. Уравнения материального баланса и газового фактора такие же, как и при режиме растворенного газа, т. е. (XVII.43) и [(XVII.44). Проверку правильности расчетов при разработке залежи в условиях режима растворенного газа и смешанного режима можно провести путем оценки эффективности вытеснения нефти. Уравнение материального баланса (XVII.43) можно представить в виде трех слагаемых, сумма которых равна единице. Эффективность вытеснения оценивается энергией: 1) выделившегося из нефти газа Iрг; 2) деформации пустот Iд 3) действием вторичной газовой шапки Iг: Объем залежи, занятый газовой шапкой:
С помощью Vзг (i+l) определим Fг (i+l) по зависимости этих величин от гипсометрии. Остаточная нефтенасыщенность при вытеснении нефти газом в зоне газовой шапки определяется с использованием формулы:
где
Формула для частных случаев, когда нефть в газовой шапке вытесняется газом полностью или когда пренебрегают деформацией вторичных пустот и в последних отсутствует связанная вода, получается из приведенных общих формул при SOH = 0, β т = 0, β нт = 0, Sрв = 0 Последовательность вычислений при выполнении расчетов следующая. 1) Выбирают интервал снижения пластового давления от Pi до Pi+1. 2) Принимают величину газонасыщенности Sгнз (при том же давлении она должна быть меньше, чем при режиме растворенного газа). 3) Определяют: отношение проницаемостей Ког/Кон значение газового фактора Г — по формуле (XVII.44) и величину Гср. Затем по уравнению (XVII.43) вычисляют приращение добычи нефти 4) Задаются темпом отбора нефти из залежи qн (от извлекаемых запасов) и определяют приращение времени по формуле
5) По формуле (XVII.48) вычисляют приращение объема газа Δ Vг, переместившегося в газовую шапку. При этом Ког определяют по графику, а величину Кг в функции от давления — по формуле:
Значение площади газонефтяного раздела Fг определяют по кривым зависимости F и V3 от гипсометрической отметки. При отсутствии первичной газовой шапки па первом этапе вычислений задаются величиной Fг. 6) По формуле (XVII.49) определяют суммарное количество газа, переместившегося в газовую шапку. 7) По формуле
Где:
По формуле определяют объем пор, занятых нефтью и газом (объем газовой шапки), и далее — величину средней остаточной нефтенасыщенности
8. Определяют суммарное количество газа, выделившегося из остаточной нефти,
9. Проверяют полученное значение Δ V'г + V'г по уравнению материального баланса газа; если оно не удовлетворяет этому уравнению, принимают другое значение Sгнз и повторяют вычисления. По формуле (XVII.57) определяют объем залежи, занятый газовой тапкой Vзг, и площадь газонефтяного контакта Fг по кривым зависимости этих величин от гипсометрии. Определяют скорость расширения газовой шапки по формуле (XVII.59). Строят график зависимости fг и sг с использованием формулы (XVII.58) и определяют величину SOH. Проводят дополнительную проверку правильности вычислений по уравнениям (XVII.54)—(XVII.56). Для последующих интервалов изменения давления вычисления повторяют в указанном порядке. В частных случаях (SOH = 0, β т = 0, β нт = 0, Sрв = 0) или если пренебрегается выделением газа из остаточной нефти объем вычислений сокращается.
|