Фильтрация газов в трещиноватых коллекторах, страница 71

Начальный объем порового пространства

газоносной части Q_n, м³ ....................     0,577-10⁹

Начальные  запасы газа при р_ат и Т_ст

Qaan. м^{3.................................................................................}          100-10»

Начальное пластовое давление р_н, Н/м² . 176,6-10—⁵

Пластовая температура Т_пл, °С..............          72

Эффективная мощность в газо- и водона-

сыщенных зонах пласта h, м                        20

Этаж газоносности Я, м................................. 150

Начальный радиус газоносности R₃, м . .    13 556

Коэффициент пористости m.................         0,05

Коэффициент  проницаемости водоносной и газовой зон пласта k, м^{2................................}      102-10—¹⁶

¹   Фазовая проницаемость для воды &_в, м² . 10,2-10~"¹⁵

Коэффициент динамической вязкости во­
ды в пластовых условиях ц_в, н*^с/м^а .                                                 0,4-10~³

154

Коэффициент остаточной газонасыщен­
ности а_{ост......................................................................}        0,2

Коэффициент сжимаемости порового
пространства о_т, 1/(Н(м²).............................................................. 1,63 • 10 ^s

Коэффициент изменения проницаемости от
давления а_А, 1/(Н/м²)............................................................. 3,16-10—^s

Коэффициент объемной упругости порис­
той среды р_с, 1/(Н/м²).............................................................. 1,22-Ю-¹⁰

Коэффициент    сжимаемости    воды   р_с,

1/(Н/м²)........................................................ 6, МО"¹⁰

Коэффициент пьезопроводности %, м^а/с   .       1,67

Относительная плотность газа по воздуху

^...................................................................       0,633

С вычисленными и уточненными значениями pit), р #>вод(0» K(t), R(t), z(pit)), k*(t) проводим расчеты во втором приближении. Процесс последовательных приближений продол­жается до получения расхождения значений pit) в последнем и предпоследнем приближениях не более чем на заданную по­грешность.

Проведение аналогичных расчетов для других моментов поз­воляет, в частности, определить зависимость изменения во вре­мени среднего пластового давления. При наличии этой зависи­мости остальные показатели разработки определяются так же, как в предыдущем параграфе.

Изложенная методика расчетов реализована в программе для БЭСМ-6. Исходные параметры гипотетической залежи при­ведены выше. Коэффициент сверхсжимаемости газа определялся по зависимости

z = 3,92-10-⁶/?²— 1,528- 10-³р+ 1,0016.                                                                                        (74)

Значения функции p(fo) определялись по специально подоб­ранному полиному с использованием данных [143].

Расчеты проводились для трех вариантов отбора газа (ва­риант 1а — годовой темп отбора 2-Ю⁹ м³/год, вариант 2а—5Х Х10⁹ м³/год и вариант За— 10-10⁹ м³/год. Отборы газа приведе­ны к р_ат и Т_пл- Кроме того, для каждого варианта рассчитывал­ся подвариант (соответственно 1, 2 и 3, в которых не учитыва­лось изменение коллекторских свойств при снижении давления. В данном случае это означало, что б^=0и a_m=0).

Результаты расчетов всех указанных вариантов и подвариан-тов приведены в табл. 30. В табл. 31 сделано сопоставление некоторых показателей разработки расчетных вариантов к мо­менту отбора 68% начальных запасов газа (С?_доб(0 =80- Ю⁹ м³).

Из данных, приведенных в табл. 30, 31, видно, что изменение коллекторских свойств значительно влияет на изменение отдель­ных показателей разработки. Так, например, для варианта 3 при суммарной добыче 68% начальных запасов газа среднее пластовое давление в газоносной зоне пласта составляет 77,Ы0⁵ Н (если учитывается изменение коллекторских свойств).

125

to

COOOlCTOT4COtO

ooooooooo