Cтраница 2
Проектные документы по разрабатываемым газовым месторождениям Западной Сибири составлялись в семидесятых годах, когда еще не была развита теория трехмерного водонапорного режима. Поэтому конечные стадии разработки этих месторождений в условиях прогрессирующего поступления подошвенной воды в то время не были изучены. Кроме того, соответствующие проектные документы были составлены на единственный возможный в те годы тип скважин - вертикальный, что внесет немало осложнений в последующие годы разработки. [16]
В начале разработки залежи при увеличении числа скважин, вводимых в эксплуатацию, наблюдается рост добычи нефти. При поддержании добычи на достигнутом уровне стабилизируется пластовое давление, по мере поступления подошвенной воды количество воды в жидкости увеличивается, а нефти соответственно уменьшается. Пластовое давление зависит от текущего отбора жидкости. Газовые факторы остаются низкими и постоянными до падения пластового давления ниже давления насыщения нефти газом. [17]
Для решения прямой задачи ( прогнозирования показателей разработки) использована следующая система из четырех уравнений. Первое уравнение представляет собой уравнение материального баланса газа ( в дифференциальной форме) для верхнего, слабо дренируемого интервала, которое учитывает неизотермичность процесса разложения гидратов и приток тепла из окружающих пород. Второе уравнение - дифференциальное уравнение истощения газонасыщен: ной зоны пласта с учетом перетока газа из слабо дренируемой области и поступления подошвенной воды. Третье уравнение определяет кинетику изменения коэффициента газонасыщенности в слабо дренируемой области, а четвертое - темпы перетока газа из слабо дренируемой в дренируемую, газонасыщенную часть пласта. [18]