§ 10. Разработка газовой залежи при водонапорном режиме

Технологический расчет разработки газовой залежи при водонапорном ее режиме, так же как и при газовом, сводится к совместному решению уравнений, описывающих «истощение» залежи и движение газа по системе пласт—потребитель. Основные отличия и трудности расчета состоят в оценке уменьшения газона­сыщенного объема залежи за счет внедрения в нее пластовой воды. В результате уменьшения объема залежи происходит некоторая компенсация средневзвешенного пластового давления, что учиты­вается при дальнейших расчетах.

Наиболее сложное звено в системе залежь—потребитель—пла­стовая водогазонапорная система. Поэтому, как и прежде, рассмо­трим в первую очередь именно ее.

Поскольку в рассматриваемом случае объем порового простран­ства, занятого газом, не остается постоянным, уравнение (III.96) следует представить в дифференциальном виде

Рис. III.25. Расчетная схема определе­ния депрессий в водоносной части пласта

где

aii(t) =aQ_a — Q_B(t).

предположим, имеется кру­говая газовая залежь в одно­родном бесконечном водонасы-щенном пласте постоянной мощ­ности. параметры его даны. запасы газа и темп его отбора известны.

оценить приток воды в залежь под влиянием понижения давле­ния можно, решив дифференциальное уравнение упругой филь­трации жидкости.

эта задача была решена ван эвердингеном и херстом. они по­лучили следующее выражение для расхода воды:

⁴- Q_B (0 будет завышенным. зная его, определяем заниженное значение р (t) в момент времени t. для этого используем формулу

аналогично можно определить Q_B (t) и р (t) для другого вре­мени.

5. зная уточненную зависимость р (t), находим новые значения ар«. q_b (0. р (0 и т. д. если подвижность воды велика, первое значение q_b (t) не следует принимать, исходя из газового режима. следует учитывать эффект подпора воды, увеличив первое значе­ние Q(t) на 10—20%.

на практике часто встречаются так называемые «водоплаваю­щие» газовые месторождения и месторождения с большой площадью подошвенной воды. если при этом пласт обладает значительной мощностью, то при расчетах разработки залежи необходимо учи­тывать донный приток воды. в этом случае расчеты ведутся по приведенным формулам, но в них добавляется член, учитывающий расширение воды, находящейся непосредственно под газовой за­лежью. такая формула имеет вид:

2nkhr\

^{qb (0} = 11г^[ + ^л^ Q (fo_x - fo₂) + • ■ • +

+ ApnQ (fo₍„_i, - fo„) + Й_пзр* [p_a — p(t)]. (111.129)

здесь q_n3 — объем воды под залежью; 6* — коэффициент упруго­сти водоносного пласта (в* = тв_ж + 8_с); в_ж — коэффициент сжи­маемости воды, 1/па; в_с — коэффициент сжимаемости среды (по­роды), 1/па.

в зависимости (iii. 129) сначала следует задаваться величиной р (0, считая режим залежи газовым или близким к нему.

разработка газовой залежи при водонапорном режиме и учете изменения ее границ

существует ряд методик, позволяющих учитывать из­менение радиуса залежи при ее разработке в условиях водона­порного режима.

наиболее простой способ состоит в том, что в формуле (iii. 127) при каждом расчетном временном интервале радиус залежи берется с учетом количества поступившей в нее за предыдущий интервал времени пластовой воды

m„₊₁) = ]/^gp^. (1ПЛ30)

В этих расчетах следует учитывать остаточную газонасыщен­ность обводненной области а_сс (а_ос = 10—30%).