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

(XVI 1.43)

И газового фактора:

(XVII.44)

и насыщенности среды жидкой фазой.

Здесь Г_i и Г_i+1 — газовый фактор пласта при снижении дав­ления на Δ P_i и Δ P_i+1; b_г (р) — объемный коэффициент газа при давлении р.

Для среды, представленной щелями неизменной раскрытости, где связанная вода не может присутствовать, насыщенность нефтя­ной фазой:

(XVII.45)

Для среды, аналогичной пористой, содержащей связанную воду, насыщенность жидкой фазой:

(XVII.46)

или

(XVII.47)

здесь S_рво — 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:

(XVII.48)

Если К_н/μ _н< К_г/μ _г, то в формулу (XVII.48) вместо К_г/μ _г сле­дует подставить К_н/μ _г

Суммарное количество газа, переместившегося в газовую шапку:

(XVII.49)

Для определения величины Vr необходимо дополнительное уравнение, которым является уравнение баланса газа:

В уравнении (XVII.51) ∑ Q_н — 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:

(XVII.52)

б) для среды, аналогичной пористой, содержащей связанную воду:

В формуле (XVII.53) ∑ Q_н — 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 I_рг; 2) деформации пустот I_д 3) действием вторичной газовой шапки I_г:

Объем залежи, занятый газовой шапкой:

(XVII.57)

С помощью V_{зг (i+l)} определим F_{г (i+l)} по зависимости этих вели­чин от гипсометрии.

Остаточная нефтенасыщенность при вытеснении нефти газом в зоне газовой шапки определяется с использованием формулы:

(XVII.58).

где

(XVII.59)

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 S_OH = 0, β _т = 0, β _нт = 0, S_рв = 0

Последовательность вычислений при выполнении расчетов следующая.

1) Выбирают интервал снижения пластового давления от P_i до P_i+1.

2) Принимают величину газонасыщенности S_гнз (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 Г_ср. Затем по уравнению (XVII.43) вычисляют приращение добычи нефти

4) Задаются темпом отбора нефти из залежи q_н (от извлекае­мых запасов) и определяют приращение времени по формуле

(XVII.60)

5) По формуле (XVII.48) вычисляют приращение объема газа Δ V_г, переместившегося в газовую шапку. При этом Ког опреде­ляют по графику, а величину Кг в функции от давления — по формуле:

(XVI 1.61)

Значение площади газонефтяного раздела F_г определяют по кривым зависимости F и V₃ от гипсометрической отметки.

При отсутствии первичной газовой шапки па первом этапе вычислений задаются величиной F_г.

6) По формуле (XVII.49) определяют суммарное количество газа, переместившегося в газовую шапку.

7) По формуле

(XVII.62)

вычисляют приращение выделяющегося из остаточной нефти газа Δ V'_г. Величиной S_HO в газовой тапке на первом этапе вычислений задаются, в последующем ее определяют с помощью формулы:

(XVII. 63)

Где:

(XVII. 64)

По формуле определяют объем пор, занятых нефтью и газом (объем газовой шапки), и далее — величину средней остаточной нефтенасыщенности

(XVII.65)

8. Определяют суммарное количество газа, выделившегося из остаточной нефти,

(XVII.66)

9. Проверяют полученное значение Δ V'_г + V'_г по уравнению материального баланса газа; если оно не удовлетворяет этому уравнению, принимают другое значение S_гнз и повторяют вы­числения.

По формуле (XVII.57) определяют объем залежи, занятый газовой тапкой V_зг, и площадь газонефтяного контакта F_г по кривым зависимости этих величин от гипсометрии.

Определяют скорость расширения газовой шапки по формуле (XVII.59).

Строят график зависимости f_г и s_г с использованием фор­мулы (XVII.58) и определяют величину S_OH.

Проводят дополнительную проверку правильности вы­числений по уравнениям (XVII.54)—(XVII.56).

Для последующих интервалов изменения давления вычисления повторяют в указанном порядке. В частных случаях (S_OH = 0, β _т = 0, β _нт = 0, S_рв = 0) или если пренебрегается выделением газа из остаточной нефти объем вычислений сокращается.