Газогидратные залежи.

В 1969 г. в комитете по делам изобретений и открытий было зарегистрировано открытие: " Свойство природных газов в определенных термодинамических условиях находиться в земной коре в твердом состоянии и образовывать газогидратные залежи" Васильев В.Г., Ю.Ф. Макагон, Ф.А. Требин и др.

В 1970г в опытно - промышленную эксплуатацию было введено Мессояхское газогидратное месторождение. Геолого-геофизическими и промысловыми исследованиями было установлено, что в верхней части месторождения газ находится в гидратном состоянии, в нижней части в газовой фазе. На границах этих двух зон Т_пл - равна равновесной температуре гидратообразования. Отбор газа начали осуществлять из нижней части Мессояхского месторождения.

При снижении пластового давления в газоносной зоне пласта осуществлялись фазовые превращения на границе газогидратной и газоносной зон и в газогидратной части залежи.

Было исследовано три модели процессов, протекающих в залежи подобного типа:

I модель. Предполагается, что гидраты разлагаются по всей газогидратной части залежи (объемный процесс). При этом коэффициент гидратонасыщения уменьшается во времени.

Образовавшаяся газовая фаза частично поступает к эксплуатационным скважинам, перетекая в нижнюю часть благодаря разности давлений в верхней и нижней зонах продуктивного пласта.

II модель. Гидраты разлагаются только на границе раздела газогидратной и
газоносной частей залежи. Предполагается контактный механизм разложения
гидратов.

Принимается (в соответствии с фактом), что отбор газа осуществляется из газоносной зоны залежи.

При этом в газогидратной части сохраняются первоначальные пластовые давление и температура, а так же коэффициенты газо - и гидратонасыщенности пласта. Гидрато-содержащий поровый объем уменьшается за счет объема, в котором разложились гидраты. Соответственно на такой же объем возрастает поровой объем газоносной части залежи.

III модель. Учитывается одновременное разложение гидратов в газогидратной
части и разложение их на контакте газогидратной и газоносной зон пласта.
Предполагается, что газ отбирается из обеих частей залежи, изменяются поровые
объемы, снижаются пластовые давление и температура, изменяются
коэффициенты газо - и гидратонасыщенности в верхней части залежи, при этом
газ перетекает из газогидратной в газоносную часть пласта.

Рассмотрим балансовые состояния для газогидратной залежи применительно ко 2 модели.

Уравнение материального баланса для газоносной зоны пласта в интервале времени t - Δ t, t; имеет вид:

где: - плотность газа при давлении , T(t),

Р и Т – с индексом 1 относятся к газоносной

с индексом 2 – к гидратонасыщенным зонам пласта,

Т₁(t) – температура в газоносной части в момент t,

Т_2P(t) – равновесная температура гидратообразования (на границе газоносной и

гидратонасыщенных зон пласта),

α ₁, α ₂ – коэффициенты газонасыщенности газоносной и гидратной частей залежи,

Ω ₁(t) – поровый объём газонасыщенной части залежи в момент времени t,

- часть порового объёма, в котором произошло разложение гидратов

за интервал времени [ t – Δ t, t ],

- добытое количество газа за интервал времени [ t – Δ t, t ].

Для 3-х этих моделей были получены уравнения материального баланса и уравнения теплового баланса. Необходимость уравнений теплового баланса связана с тем, что при разработке газогидратных месторождений фильтрационные процессы в пласте не изотермичны.

С использованием соответствующих балансовых соотношений для указанных 3-х моделей был выполнен прогноз процесса разработки Мессояхского газогидратного месторождения.

1 - объемно - контактный механизм

2 - контактный механизм

3 - объемный механизм

4 - для запасов в газонасыщенной части пласта

5 - факт

Фактические показатели разработки газогидратные залежи показали, что модель контактного разложения гидратов (2 модель) позволяет наилучшим образом достичь совпадения расчетных и фактических показателей, которые приведены к средним пластовым, давлениям.

Для расчетов прогнозных показателей была принята 2-я модель.

Газонасыщенный объем залежи на момент прекращения закачки воды Т будет равен , а обводненная толщина – h_в(t).

После прекращения закачки разработка залежи продолжается в режиме истощения пластовой энергии. Давление падает как в газоносной так и в обводненной зонах пласта. Защемленный газ начинает расширяться. Газоносная часть залежи уменьшается. В момент t (t> Т) толщина обводненной зоны пласта будет равна h_в(t).

При заводнении пласта газ в обводненной зоне защемляется при одном и том же давлении и коэффициенте остаточной газонасыщенности α _ост.

К концу заводнения защемленный газ в обводненной зоне будет находится при среднем давлении , а в момент t (t> Т) при давлении

Согласно лабораторным экспериментам защемленный газ приобретает подвижность после снижения давления до 0, 65 - 0, 75 по сравнению с давлением при котором газ защемился. Или можно принять, что защемленный газ начинает двигаться после того, как коэффициент остаточной газонасыщенности достигает соответствующей величины, которая называется критической

Можно принять, что при α _ост≈ 0, 2, α _ост.кр. ≈ 0, 3. Пока α _ост < α _ост.кр масса защемленного газа в обводненной зоне пласта остается неизменной. Справедливо равенство:

(4)

При снижении до α _ост = α _ост.i, находится соответствующий им объём Ω _i.

По зависимости h_в=f(α Ω) определяют h_{в i}.

Вычисляется соответствующее среднее пластовое давление в залежи .

Уравнение материального баланса для газоносной части пласта будет иметь вид:

(5)

Для рассматриваемого периода, когда α _ост < α _ост.кр и задан отбор газа из месторождения во времени Q_q=Q(t) легко установить временные зависимости для искомых параметров и используя уравнения (4) и (5).

Подстановка в уравнение (4) вместо α _ост (t) величины α _ост.кр и использование уравнения (5) позволяет получить время Т_П , после которого защемлённый газ начинает поступать из обводнённой зоны в газоносную зону пласта.

Уравнение (4) для момента Т_П имеет вид:

(6)

где: а – безразмерное приведённое давление при котором защемлённый газ приобретает подвижность.

По формуле (6) вычисляется Ω (Т_П) – этот поровый объём должен быть несколько больше порового объёма, отсекаемого плоскостью, проведённой через нижние отверстия интервалов перфорации в эксплуатационных скважинах.

После достижения условия α _ост = α _ост.кр уравнеие материального баланса для газоносной части пласта залежи записывается в виде:

(7)

где: Q_защ.(t) – количество защемлённого газа, перетекшего из обводнённой зоны в газоносную зону пласта на момент времени t.

Для вычисления Q_защ.(t) используют следующее соотношение:

(8)

где:

По уравнению (7) с учетом уравнения (8) определяется зависимость среднего давления в залежи после времени Т_П, т.е. после приобретения защемленным газом подвижности.

В изложенном алгоритме деформирование пласта коллектора учтено в изменении продуктивных характеристик эксплуатационных скважин (А и В) при снижении пластового давления. Однако изменением порового объема залежи при снижении пластового давления пренебрегли.

Суммарные потери газа к концу разработки определяются по формуле:

(9)

Это позволяет определить конечный коэффициент газоотдачи и соответственно конденсатоотдачи при реализации процесса заводнения.