Природные режимы нефтегазоносных залежей — страница 13

  • Просмотров 833
  • Скачиваний 22
  • Размер файла 146
    Кб

условии продви­жения контурной воды пластовое давление снижается. Отношение объема воды, поступающей в эксплуатирующийся газовый пласт за определенное время, к объему газа (в пласто­вых условиях), отобранному из пласта за то же время, назы­вают коэффициентом возмещения. Если, например, из пласта со средним пластовым давлением 10 МПа в течение года отрабо­тано 100 млн. м3 газа (в пластовых условиях это составит

при­близительно 1 млн. м3) и при этом в залежь поступило 50 тыс. м3 воды, то коэффициент возмещения составит 5 %. Коэффициенты возмещения у большинства газовых место­рождений очень малы, и режимы их следует рассматривать при­ближающимися к газовому. Однако коэффициент возмещения — величина непостоянная, меняющаяся во времени. Контурная вода продвигается под влиянием создаваемой в процессе эксплуатации разности давле­ний

на контуре газовой залежи и на контуре питания водонос­ного пласта. В первый период разработки и эксплуатации за­лежи скорость продвижения контурных вод незначительная, так как разность давлений на контуре залежи и на контуре пита­ния водоносного пласта мала. Но по мере эксплуатации залежи пластовое давление будет значительно падать, следовательно, увеличатся разность давлений и соответственно поступление воды в

залежь. Следовательно, коэффициенты возмещения также возрастут. На конечной стадии разработки месторожде­ния пластовое давление значительно снизится и при некотором падении добычи газа, происходящем обычно в этот период, ко­эффициент возмещения может существенно возрасти и достиг­нуть величины, достаточной для возмещения всего отбираемого в этот период из пласта количества газа. Режим газовой залежи и коэффициент

возмещения можно определить непосредственным наблюдением за продвижением воды по скважине, а также расчетным путем. Однако из-за зна­чительных расстояний между скважинами, достигающих 1,5— 2 км, и недостаточно совершенных методов отбивки положения контакта газ—вода в скважинах определение скорости продви­жения краевой воды в газовых месторождениях путем наблю­дения весьма затруднительно. Изменение в процессе

эксплуатации залежи объема порового пространства, занимаемого газом, легче определять по соотно­шению между объемом извлекаемого газа и падением среднего пластового давления в залежи. При газовом режиме количество газа, извлекаемого из пла­ста при снижении среднего пластового давления на ОД МПа, для различных интервалов времени является величиной посто­янной. Для водонапорного режима эта величина для различных