Учет в уравнении материального баланса газовой залежи деформации коллекторов

При снижении внутрипорового (пластового) Р уменьшаются коэф-нты пористости и прониц-ти. Прониц-ть карбонатных коллекторов в значительной мере трещинная. Она особенно чувствительна к изменениям Р в ПЗП или отдаленных областях пласта. Зав-ть коэф-нта пористости от Р обычно экспоненциальная:

m=m₀exp[-a_м(Р₀-Р)]

где a_м - коэф-нт сжимаемости пор, 1/МПа^-1

В этом случае предположение Ω_Н=const в трещ-ых коллекторах не действительно.

При Р₀=Р_Н:m=m₀exp[-a_м(Р_Н- )]

Ω_Н=m_HV_пл- объем начального порового пространства.

Ω( )=m_HV_пл exp[-a_м(Р_Н- )]= Ω_Нexp[-a_м(Р_Н- )]

Ω( )= Ω_Н exp[-a_м(Р_Н- )]

(t) exp[-a_м(Р_Н- )]/z( )=

P_H/z_H-P_атТ_плQ^ст_доб(t)/( Ω_НТ_ст) (3)

(t)/ z( )=f(Q^ст_доб(t))

11 Учет в уравнении материального баланса газовой залежи растворимости газа в связанной ("рассеянной") нефти.

Уравнение мат. баланса

где Q^*_д–суммарное количество газа, дополнительно учитываемое в уравнении материального баланса, приведенное к Рат и Тпл,м3.

Природа Qд м.б. различной. во-первых, Qд появляется при наличии притока газа в рассматриваемую залежь из соседних залежей или продуктивного пласта. При наличии утечек газа перед Qд ставится знак плюс. Во-вторых, может сказываться дегазация остаточной нефти.

В зав-ти от условий формирования ГКЗ коэф-нт остаточной нефтенасыщенности может составлять десятки процентов.

Q_д^*(t)= _ннW_нg[ (t)](Р_н-Р(t))

где _нн- средний для залежи коэф-нт нефтенасыщенности; g[ (t)] - коэф-нт растворимости газа в нефти при давлении P(t) ,м³/(м³×МПа).

Третья причина появления Q_дсвязана с десорбцией газа. Десорбция газа происходит с поверхности скелета пористой среды. Протеканию процессов сорбции препятствует наличие в пласте остаточной воды и нефти.

Внутрипластовым источником газа служат также остаточная и пластовая воды. Вследствие небольшой растворимости природных газов в воде(2-4 м3/м3) данный фактор может увеличить извлекаемые запасы газа.

А так же с др шпор 13. Учет в уравнении материального баланса газовой залежи растворимого газа в связанной ("рассеянной") нефти.

Некоторые залежи с увеличением глубины хар-ся повышения кол-ва тяжелых у/в и поевлением нефтяных оторочек. Начальная н/н может достигать 15-20 %.

В нефти растворимость газа выше чем в воде. При снижении Р из неподвижной нефти или из воды может выделяться газ, объем которого часто составляет несколько % от запасов всего газа.

Дополнительное кол-во газа можно оценить след формулой

Q_допл= Q_раств= К_раствW_нα_н.нефт (Р_н- )

где α_н.нефт – начальная нефтенасыщенность; К_раств - коэф-нт растворимости

Ω_Н- объем порового нефтенасыщенного пространства.

Q_допл( =Р_кон) 10 % и более.