Оптимизация темпов разработки газовых месторождений с учетом ресурсосбережения: Производственно-практическое издание, страница 82

3.  Проницаемость системы параллельных пластов. Как из­
вестно,   проницаемость   системы   параллельных   пропластков
(пластов) в случае движения   жидкости или газа по напласто­
ванию вычисляется как средневзвешенная по эффективной газо­
насыщенной толщине #эф пропластков. При движении воды в
направлении,  перпендикулярном к напластованию,  проницае­
мость системы определяется как средневзвешенная гармоничная
величина. Таким образом, зная абсолютную или эффективную
проницаемость отдельных пропластков, мы можем вычислить
проницаемость, перпендикулярную к плоскости напластования.

4.  Проницаемость вертикальная с учетом коэффициента ани­
зотропии  пород-коллекторов.   Важным  моментом  в   изучении
пород-коллекторов и построения фильтрационных моделей яв­
ляется анизотропность по проницаемости. Коэффициент анизо­
тропии А, как известно, это отношение tпроницаемости, опре­
деленной  параллельно напластованию  К„р,  к  проницаемости,
перпендикулярной к напластованию КпР. Если исходить из тен­
зорной  теории  проницаемости,  то  коэффициент  анизотропии
правильнее определять как

(22)

Обычно проницаемость, параллельная (горизонтальная) на­пластованию, больше проницаемости, перпендикулярной к не­му (вертикальной). К.Г. Оркин и другие объясняют это явле­ние большей уплотненностью пород в направлении, перпенди­кулярном к напластованию, чем вдоль слоев. Ф.И. Котяхов и

127


Таблица  6

Коэффициент анизотропии и относительной проницаемости

Класс

Проницаемость,

А

Число

Относительная

коллектора

мкм2

образцов

проницаемость,

доля единицы

По Ханину:

I

1

1,6/1,33*

66

-

П

0,5 - 0,1

1,6/1,53

6

-

III

0,1 - 0,5

3,3/1,67

6

-

IV

0,01 - 0,1

2,1/1,82

14

-

V

0,001

3,8/2,5

9

-

По ТНГГ:

1

1

1,3**

20

0,73

2

0,5 - 1

1,4

14

0,62

3,1

0,3 - 0,5

1,6

11

0,49

3,2

0,1 - 0,3

1,7

7

0,49

4

0,01 - 0,1

1,95

32

0,37

5

0,001

3,5

25

0,27

*В числителе представлены данные за 1972 г., а в знаменателе - за 1987 г.

♦♦Данные за 1986 г.

Ш.К. Гиматудинов основными причинами анизотропии проница­емости считают положение частиц при их осаждении в направ­лении движения водных потоков.

В табл. 6 приведены результаты лабораторных исследова­ний ТюменНИИГИПРОгаза (Ю.Я. Калабин, 1972 г.), материалы интерпретации данных Главтюменьгеологии (А.П. Каменев, А.Н. Кирсанов, 1986 г.) и ЗапСибНИГНИ (СИ. Шишигин, 1987 г.). Надо отметить, что СИ. Шишигиным исследовано около 6000 образцов, однако все результаты в принципе совпадают, что позволяет использовать коэффициент анизо­тропии в практических задачах по оценке вертикальной про­ницаемости.

5. Коэффициент остаточной газонасыщенности КоГ имеет принципиальное значение в решении задач оценки и распреде­ления объемов внедрившейся в залежь воды в зависимости от класса качества коллектора, а также при определении коэф­фициента вытеснения, который в свою очередь, связан с оцен­кой коэффициента конечной газоотдачи. Коэффициент Ког сис­тематически определялся на месторождении Медвежье в течение девяти лет по результатам временных замеров методом нейт­ронного гамма-каротажа (НГК) в пластах, находящихся ниже текущего ГВК, т.е. в обводненной части залежи. Его среднее значение составляет 0,2 доли единицы. Это значение следует рассматривать в качестве верхнего предела оценки Ког по­скольку в процессе падения давления возможны перетоки газа