Cтраница 2
Характеристики режима растворенного газа обычно рассчитывают из предположения, что в начальный момент пластовое давление равно давлению насыщения, газовая шапка и законтурная область отсутствуют ( а и W опускаются из уравнений материального баланса), насыщенности и давление одинаковы в пределах большей части месторождения в течение всего времени разработки его и средняя насыщенность определяет относительные проницаемости, а следовательно, и текущий газовый фактор. При использовании уравнения насыщенности ( 105) принимается постоянство общего норового объема. Если в начальный момент нефть в месторождении недонасыщена, то отбор ее вследствие падения давления до давления насыщения составит сн. Эф представляет собой эффективную сжимаемость нефти при пластовой температуре. [16]
С целью иллюстрации применим рассматриваемый метод для примера, ранее рассчитанного методом Тарнера. При расчетах этим методом используются обычные уравнения материального баланса, текущего газового фактора, нефте - и водонасыщенности, выраженные в удобной форме. Примем, что породы пласта не содержат связанной воды, в пласте нет газовой шапки, а контурная вода является неподвижной. [17]
Особенностью газонапорного режима с противотоком является непрерывное уменьшение пластового давления и текущего газового фактора ( который обычно меньше первоначального газового фактора), а также очень высокая нефтеотдача. Обычно предполагается, что все эксплуатационные скважины пробурены на нефтяную зону и текущий газовый фактор определяется существующей в ней насыщенностью. [18]
Промысловым газовым фактором Г называется количество добытого газа в мЗ, приходящееся на 1 мЗ ( т) дегазированной нефти. Он определяется по данным о добыче нефти и попутного газа за определенный отрезок времени. Различают начальный газовый фактор, обычно определяемый по данным за первый месяц работы скважины, текущий газовый фактор, определяемый по данным за любой промежуточный отрезок времени, и средний газовый фактор, определяемый за период с начала разработки до какой-либо даты. Величина промыслового газового фактора зависит как от газосодержания нефти, так и от условий разработки залежи. [19]
Трудности, возникающие при проектировании процесса разработки пласта на режиме растворенного газа, хорошо освещены в литературе. Он изображал при этом изменение добычи нефти в виде ступенчатой кривой, затем брал несколько значений газового фактора и методом подбора с использованием уравнения материального баланса и формулы для текущего газового фактора вычислял пластовое давление и средний газовый фактор, соответствующие данной ступени изменения добычи нефти. Этот порядок вычисления повторяется для каждой новой ступени изменения добычи нефти до тех пор, пока пластовое давление не достигнет атмосферного. [20]