Вирази для визначення газовилучення в умовах водонапірного режиму

В основу розрахунку кінцевого коеф. газовилучення газового родовища при водонапірному режимі покладено р-ня матеріального балансу газового родовища при водонапірному режимі, яке можна записати у вигляді:

Аналогічно, як і для газового режиму, коеф. газовилучення при водонапірному режимі - відношення к-сті видобутого газу до початкових запасів газу.

Виразимо к-сть видобутого газу через початкові запаси газу, залишкові запаси газу в газовій зоні і запаси защемленого газу в обводненій зоні

Вирази для визначення коеф. газовилучення газового родовища при водонапірному режимі

При повному обводненні родовища:

При частковому обводненні родовища:

В більшості випадків коеф. газовилучення газової більший за коеф. газовилечення обводненої зони.

Із р-нь (3) і (4) бачимо, що коеф. кінцевого газовилучення при водонапірному режимі буде тим більший чим менші розміри обводненої зони, чим нижчі в газовій і обводненій зонах.

При певних значеннях характеристик процесу обводнення продуктивних пластів коеф. газовилучення при водонапірному режимі буде більший від при газовому режимі.

Для цього необхідно, щоб виконувалася умова:

У цьому випадку к-сть защемленого газу в одиниці обводненого порового V буде вища від к-сті залишкового газу в тому з V при газовому режимі.

Стосовно багато пластових родовищ для характеристики процесу витіснення газу водою запропоновано коеф. охоплення пласта витісненням, являє собою відношення Vобв.пор до V.

Розрізняють коеф. охоплення пласта витісненням за V і за S.

Коеф. витіснення пласта за V = відношенню обводненого порового V до суми порових об’ємів окремих пластів в межах зони витіснення в кожному пласті.

Коеф. охоплення пласта за S показує, яка частина площі газоносності розміщена в межах зони витіснення.

З аналізу р-нь 3 і 4 випливають такі напрямки коеф. кінцевого газовилечення:

1. Попередження обводнення газового родовища, або зменшення к-сті води, в нього надійшла.

2. Забезпечення рівномірного переміщення контуру газоносності як по площі так і по розрізу, що досягається відповідним розміщенням св.-н, відповідною черговістю та експлуатацією.

3. Запобігання макрозащеплення газу водою та створення умов для більш повного витіснення газу водою з метою зменшення коеф. .

4. Зменшення Р защемлення газу водою

5. Видобуток защемленого газу з обводнених пластів

6. У випадку водонапірного режиму основну частину св.-н необхідно розміщувати в центрі, щоб відношення S розміщення св.-н до загального S не перевищувало 0,4, в окремих випадках 0,6. Необхідно мати певну к-сть св.-н в периферійній зоні для контролю за переміщенням води.

Вплив на коеф. газовилучення геолого-промислових факторів і технічних параметрів

1. Коеф. залишкового газонасичення і коеф. витіснення газу водою залежить від коеф. початкового газонасичення в області малих значень коеф. початкової газонасиченості до 0,08-0,1 практично весь газ защемлюється водою( ). Для зцементованих порід більше в усьому діапазоні зміни . у випадку незцементованих порід після досягнення граничного значення спадає.

2. Коеф. зменшується із ростом відношення динамічного коеф. в’язкості води до динамічного коеф. в’язкості газу, а також у разі погіршення змочуючих характеристик води і збільшення у разі росту поверхневого натягу на межі розділу вода-газ.

3. Із зростанням t коеф. витіснення газу водою може зростати, спадати або залишатися const, залежно від структури порового простору і серед порових каналів. Ефективність витіснення газу водою з підвищених для ущільнених порід з середнім радіусом порових каналів менше (1-2* )м і погіршуєьбся для неоднорідних порід.

4. Коеф. витіснення газу водою практично незалежний від Р в області його значень від атмосферного до 20 МПа, при великих Р, коеф. витіснення газу водою погіршується.

5. Коеф. витіснення газу водою і залишкової газонасиченості залежить від будови продуктивних відкладів, їх макронеоднорідність. Шаруватість пласта і більше відношення проникностей окремих прошарків, чергування гідрофільних і гідрофобних ділянок або зон пласта з різними колекторськими властивостями і більше відношення їх проникностей, а також наявність довільної системи тріщин призводять до погіршення ефективності витіснення газу водою порівняно з однорідними породами і упорядкованою системою тріщин.

6. Деформація пласта під впливом ефективного гірничого тиску і нелінійні ефекти викликані початковим градієнтом тиску, призводять до зниження коеф. газовіддачі.

7. Дані про витіснення газу водою з природних і штучних пористих середовищ свідчать про відсутність універсальних залежностей під коефіцієнтом залишкової газонасиченості та теплофізичними характеристиками гірських порід – коефіцієнтами пористості, проникності та середній радіус порових каналів. Це пояснюється тим, що залишкова газонасиченість в основному від особливостей будови порового простору, ступеня неоднорідності його за розмірами порових каналів. В зв’язку з цим для оцінки коеф. залишкової газонасиченості пропонують такі залежності.

Для пісковиків:

)* (Ширковський)

= -(1/ )*(0,024 -0,257) Фик.

* −0,3* +0,187*К) ( Джалілов)

Для вапняків і доломітів

(Ширковський)

Де К-коеф. абсолютної проникникності,мкм² ;

8.Для гідрофільних пористих середовищ коеф. витіснення не залежить від швидкості заводнення для всіх можливих на практиці значень. Це пов’язано з високими швидкостями капілярного всмоктування води в газонасичені породи,які змінюються від 21,14 до 25600 м/рік. Вони значно перевищують фактичні швидкості переміщення газоводяного контакту. В цих умовах капілярні сили мають вирішальний вплив та розподіл фаз у пористому середовищі і величину коеф. залишкової газонасиченості. В умовах,коли пласт гідрофобний і капілярні сили протидіють витісненню газу водою з пористого середовища можливе збільшення коеф. витіснення у разі росту швидкості переміщення газоводяного контакту.

Для тріщинуватих колекторів з упорядкованою системою тріщин і тріщинуватопористих порід збільшення вище певного значення швидкості руху води в системі тріщин призводять до зменшення коеф. витіснення газу водою в безводний період. Для тріщинуватих колекторів із довільною системою тріщин вплив швидкості закачування води на коеф. витіснення не встановлено.

9.При постійному тиску після обводнення пористого середовища у разі подальшого закачування води находить незначна кількість газу, а коеф. залишкової газонасиченості практично залишається постійним. Зміна залишкової газонасиченості через дифузію газу неістотна.

Не спостерігається також значного приросту видобутку газу при промивці водою тріщинуватого пласта з довільною α пласта з упорядкованою системою тріщин, коли швидкість закачування води до прориву її нижча від критичної. Якщо швидкість витіснення газу водою із тріщинуватого пласта з упорядкованою системою тріщин перевищує критичну, а також у випадку тріщинувато-пористих порід, в прцесі подальшого закачування води виливається додатково кількість газу.

10. Заводнення газових родовищ в умовах безперервного зменшення пластового тиску характеризується більш високими коеф. газовіддачі, ніж задоволення при постійному тиску, що дор. Пластовому. Коеф. газовіддачі зростає зі збільшенням темпу відбору газу, що може бути досягнуто форсуванням розробки газових родовищ.

Коеф. газовіддачі залежить не тільки співвідношення початкового і кінцевого тисків, але й від способу зменшення тиску. Найбільш високі коеф. газовіддачі досягаються при заводненні пористого середовища після попереднього зниження тиску шляхом відбору частини газу, нижчі- при безпосередньому зменшення тиску від початкового до заданого кінцевого.

Коеф. газовіддачі при водонапірному режимі залежить як від геолого-промислової характеристики родовища, так і технологічних параметрів і його може регулювати вибором системи розробки родовища.