Cтраница 1
Модель газовой залежи наиболее сходна с моделью низкопористой среды с высокопроницаемыми включениями - блоками. Между блоками практически нет соединяющих их высокопроницаемых пород, а внутри блоков распределение пород большой проницаемости определяет распределение пластового давления в процессе разработки. Гидродинамическое сопротивление нескольких таких блоков определяется параметрами разделяющей их низкопроницаемой среды. [1]
Для той же модели газовой залежи рассчитано семь вариантов разработки при различных видах неоднородности пласта по коллекторским свойствам. На этих примерах изучалось влияние неоднородности пласта по коллекторским свойствам типа шюхопроницаемых или непроницаемых экранов, различающихся толщиной и площадью распространения, расположенных параллельно кровле и подошве пласта и частично перекрывающих его по горизонтали. [2]
Если бы мы построили модель газовой залежи и провели экспериментальные определения зависимости между суммарным расходом Q газа и средним давлением р в пласте при различных начальных давлениях рн, то, как видно из уравнения ( 17, III), мы должны были бы получить семейство прямых, идущих параллельно, поскольку угловой коэфициент их Q остается неизменным. [3]
На рис. 3.9, б изображена модель газовой залежи, исследуемая в девятом и десятом вариантах. В отличие от предыдущих двух вариантов практически непроницаемая по вертикали перемычка располагается ниже относительно забоя добывающей скважины. [4]
Изложенное позволяет сделать вывод, что построение про-мыслово-геологической модели газовой залежи, представляющей собой модель объекта-системы неоднородных геологических тел, долж & фоводшъся ка вероятностной основе. В последнем случае обработку данных с целью получения модельных представлений осуществляют, применяя методы математической статистики. [5]
На рис. 3 дается схематическое изображение КЭ модели газовой залежи пластово-массивного типа, состоящей из поставленных друг на друга секций в форме усеченных конусов. Основанием объемного тела служит нижний аппроксимирующий эллипс, от него ведется счет. Предполагается, что он совпадает с контуром ГВК. Номер секции совпадает с номером эллипса, лежащего у ее основания. Объем I -вой секции находится как разность объемов двух конусов с общей осью. Основанием одного служит площадь нижнего торца секции, а основанием другого служит площадь верхнего торца. [6]
Таким образом, конкретная разновидность уравнения ( 15) или вытекающего из него уравнения для другой переменной процесса зависит от принимаемой геологопромысловой модели газовой залежи и связанной с ней водонапорной системы. [7]
Это соответствует общепринятому представлению о том, что ввиду большой подвижности газа траектория его движения весьма сложна и преимущественно определяется положением в разрезе наиболее высокопроницаемых пород, отличающихся большой площадью распространения. Таким образом, модель газовой залежи наиболее сходна с моделью трещиновато-пористой среды, в которой трещины характеризуются прерывистостью и различной степенью раскрытое как начальной, так и текущей при увеличении рэф. Между блоками практически нет соединяющих их трещин, по крайней мере трещин с большой раскры-тостью, а внутри блоков распределение системы трещин - высокопроницаемых пород определяет распределение пластового давления в процессе разработки залежи. Гидродинамическое сопротивление нескольких таких блоков определяется параметрами пористой среды, а не трещин. Очевидно, что газоотдача из залежей, отличающихся блочным строением, тем выше, чем больше этаж газоносности и чем меньше vrAL для пород, разделяющих залежь на пачки. Это обусловлено тем, что вероятность литологического замещения всех пачек пород в одной части залежи тем меньше, чем больше число пачек в залежи. Следовательно, возрастает вероятность межблочных - межпачечных перетоков газа в условиях, когда не все блоки вскрыты добывающими скважинами. Эти выводы качественно соответствуют опыту разработки газовых залежей. [8]
В общем случае эта система может быть решена численным методом. Определим начальный градиент давления на модели газовой залежи с двумя пропластками. [9]