Учет отдельных факторов в уравнении материального баланса

ГАЗОКОНДЕНСАТНЫЕ МЕСТОРОЖДЕНИЯ
Лекция №5
Хромых Людмила Николаевна

пласте при разработке газоконденсатной залежи.
При разработке газоконденсатной залежи в пласте

при снижении РПЛ до РР в пласте выпадает конденсат. Уравнение материального баланса имеет вид:
(1)
т.е. начальная масса МН газоконденсатной смеси в пласте равна сумме текущей массы газоконденсатной смеси в пласте М(t), массы выпавшего в пласт сырого конденсата к моменту времени t – МК(t) и массы добытого Мq (t) пластового газа.
В случае газового режима уравнение материального баланса для газоконденсатной залежи можно записать в виде:

(2)

объем пор пласта, занятых выпавшим сырым конденсатом к моменту времени

t,
– начальное и текущее среднее пластовое давление,
– коэффициенты сверхсжимаемости газоконденсатной смеси при ТПЛ и соответственно при РН и ,
– соответствующая плотность газа начального и текущего состава приведена к РАТ и ТО,
– плотность выпавшего в пласт сырого конденсата на момент времени t, приведенное к давлению и ТПЛ.
При определении массы добытого пластового газа на момент времени t используется следующее рекуррентное соотношение:
(возвратные последовательности, каждый следующий член которых, начиная с некоторого, выражается по определенному правилу через предыдущие)

(3)

масса добытого пластового газа на момент времени t – Δt,
Qq.С.Г.*(t-

Δt) – добытое количество сухого газа на момент времени t и t – Δt соответственно, приведённое к РАТ и ТО .
Δt – шаг во времени
– объемный коэффициент сухого газа (коэффициент перевода газа в пластовый газ)


Зависимость , , , и наиболее достоверно определяются в результате экспериментальных исследований с использованием бомбы PVT.
Часто используются зависимости по данным Рейтенбаха Г.Р., полученные для Вуктыльского месторождения, (РН = 37 МПа, РР = 33 МПа, конденсат содержит (500 см3/м3) которые имеют вид:

2 -

1 – z 2 – β

Деформационные изменения в продуктивном пласте.
При разработке залежей газа приуроченных к карбонатным коллекторам, мы сталкиваемся с существенным изменением проницаемости и пористости коллектора при наличии трещиноватости.
Лабораторные исследования показали, что при снижении внутрипластового давления РПЛ коэффициенты пористости и проницаемости уменьшаются.

вид:

где: – коэффициент пористости соответствующий давлениям РН и

Р,
– коэффициент сжимаемости пор, 1/МПа.
Уравнение материального баланса для газовой залежи с деформируемым коллектором при допущении Z = 1 имеет вид:

(4)

(уравнение используется при Z ≥ 0,8)
При деформации пласта – коллектора коэффициент газонасыщенности изменяется за счет уменьшения порового объема и расширения остаточной воды, т.е. текущий коэффициент газонасыщенности является функцией давления .
Тогда уравнение материального баланса записывается в виде:

деформации пласта – коллектора на зависимость

показано на графике.

1 – зависимость при недеформированном
коллекторе.
2 – зависимость для деформируемого
коллектора.

2

1

зависимости при отсутствии деформации (1), что объясняется уменьшением во времени

порового объема залежи.
При = 0 линии (1) и (2) сходятся в одну точку, т.к. независимо от деформации пласта, добытое количество газа к моменту, когда = 0 должно быть равно начальным запасом газа в пласте.

Внешние и внутрение пластовые источники дополнительного газа.
 
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.

от условий формирования газоконденсатных залежей коэффициент остаточной нефтенасыщенности может быть

достаточно большим. Тогда:
(7)
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.