А Б В Г Д Е Є Ж З І Ї Й К Л М Н О П Р С Т У Ф Х Ц Ч Ш Щ Ю Я
Коефіцієнт - газонасиченість
Коефіцієнт газонасищенности знаходять з різниці між всім обсягом пір, прийнятою за одиницю, і сумою обсягів пір, займаних пов'язаної водою.
Коефіцієнт газонасищенности для піщано-алеврітових колекторів визначався зазвичай по залежностям між параметром насичення (Рн) і коефіцієнтом водо - або газонасиченості при цьому необхідно знання питомої електричного опору газоносного колектора для випадку його повного водонасичення при певній пористості що, як уже зазначалося, представляє значні труднощі.
Зміна насиченості флюїдами осередку відбору нафти - (114 в залежності від зміни тиску в цьому осередку при одночасному відборі нафти, газу (1 + 1 3 та води (1 + 1 5. Коефіцієнт газонасищенности в залежності від відбору газу виявляється менше в тих випадках, коли відбір газу вище. При зниженні тиску від початкового до р 085 газонасиченість в зоні відбору нафти зростає. При цьому темп зростання зменшується від першого варіанту до четвертого. При подальшому зниженні тиску починає позначатися відбір води з нижчих зони, що призводить до подальшого збільшення газонасиченості для другого, третього і четвертого варіантів.
Коефіцієнт газонасищенности визначають за результатами кернового аналізу і геофізичним дослідженням. Точність підрахунку запасів газу залежить в основному від точності визначення вхідних у формулу (III. . Коефіцієнтом газонасиченості називається зміст газу при пластових умовах (тиску і пластової температурі) в одиниці об'єму пір.
Знаходимо коефіцієнт газонасиченості заводненной зони, відповідний рівноважної водонасиченому.
Оцінка коефіцієнта газонасищенности здійснюється в наступній послідовності.
При цьому коефіцієнт газонасиченості визначається різницею 1 - SB H, де SB, H - сумарний вміст зв'язаної води і нафти.
Аналогічно визначається коефіцієнт газонасиченості - відношення об'єму пор, зайнятих газом, до всього обсягу пір пласта. Нафто - і газонасиченості можуть бути також виражені в процентах.
Дані по випробуванню свердловин Речицького родовища. Достовірно визначити коефіцієнт газонасиченості продуктивних пластів, що є одним з основних при підрахунку запасів нафти і газу.
Однак визначення коефіцієнта газонасищенности вимагає точної оцінки вмісту зв'язаної води і обліку інших важливих особливостей продуктивного пласта, зокрема наявності залишкової (після формування) пов'язаної нафти (див. гл.
При визначенні коефіцієнта газонасищенности (sr) можливі помилки, що істотно змінюють загальну цифру запасів. Коефіцієнт газонасищенности, за рідкісним винятком, визначається непрямим шляхом . на початку на підставі даних промислової геофізики і дослідження кернів визначається зміст в порах зв'язаної води. Потім, вважаючи, що в порах газових і га-зоконденсатних пластів міститься тільки газ і зв'язана вода, відніманням (1 - SB) визначається коефіцієнт газонасиченості.
При деформації пласта - колектора коефіцієнт газонасиченості змінюється, по-перше, внаслідок зменшення порового об'єму поклади і по-друге, внаслідок розширення залишкової води.
Визначити окремо коефіцієнт нефтенасищенності і коефіцієнт газонасиченості за даними каротажу не представляється можливим; за допомогою-комплексу промислових геофізичних досліджень, що включають нейтронний гамма-каротаж, можна лише відокремити газонасичених частина від нафто-і водонасиченому частин пласта.
При деформації пласта - колектора коефіцієнт газонасиченості змінюється, по-перше, внаслідок зменшення перового обсягу поклади і по-друге, через розширення залишкової води.
У такому випадку при підрахунку коефіцієнта газонасищенности може бути помилково врахована і пов'язана нафту, що призведе до завищення коефіцієнта газонасищенности і запасів газу. Наявність залишкової нефтенасищенності слід визначати при підрахунку запасів газу об'ємним методом.
Відомо, що під час підрахунку запасів коефіцієнт газонасиченості як правило, визначається непрямим шляхом. Спочатку, на підставі даних промислової геофізики і дослідження кернів визначається зміст в порах зв'язаної води. Потім, вважаючи, що в порах газової зони містяться тільки газ і зв'язана вода, по різниці 1 - - 5В визначається коефіцієнт газонасиченості. Після того, як було встановлено, що в газовій зоні газових, газонафтових і газоконденсатних пластів міститься помітне кількість зв'язаної нафти, значення якої в ряді випадків досягає 20 - 30% від обсягу пір, стало ясно, що існуюча методика визначення коефіцієнта газонасищенности помилкова, оскільки в значення газонасиченості включається і залишкова нафта, що призводить до значного завищення коефіцієнта газонасищенности, а отже, і запасів газу і конденсату.
Крім того, прийнято, що коефіцієнт газонасиченості не змінюється в процесі розробки покладу.
При значеннях відносного тиску менш 0 2 значення коефіцієнтів газонасиченості майже стабілізуються.
Результати промислово-геофізичних досліджень обводнених свердловин свідчать про високе значення коефіцієнта поточної газонасищенности, при якому відбувається відключення продуктивних пластів. пласти з значенням газонасищенности 049 - 052 практично не працюють.
Результати промислово-геофізичних досліджень обводнених свердловин свідчать про високе значення коефіцієнта поточної газонасищенности, при якому відбувається відключення продуктивних пластів. Пласти зі значенням газонасищенности 049 - 052 практично не працюють.
Початковий пластовий тиск дорівнює 26 5 МПа, середній по поклади коефіцієнт газонасиченості - 066 ГВК знаходиться на позначці - 2448 м, діапазони зміни коефіцієнтів проникності - від 0 1 до 1 5 мкм2 склад газу наступного (%): СН4 - 96 3; С2Н6 - 158; СзН8 - 014; i - C - tHio - 002; п - СдНю - 003; СО.
В результаті газогідродінаміческіх розрахунків знаходять залежності зміни в часі тисків і коефіцієнтів газонасиченості (водонасиченому) в вузлових точках області газоносності час обводнення видобувних свердловин, залежність зміни в часі середнього пластового тиску, кінцевий коефіцієнт газоотдачи.
МПа; ги - коефіцієнт сверхсжімаемості при тиску рн; аг - коефіцієнт газонасиченості перового простору, рівний 1 - 5В (5В - водо-насиченість), частки одиниці.
Площа газоносності F, ефективна газонасичених товщина h, коефіцієнт відкритої пористості /м і коефіцієнт газонасиченості kr обчислюються так само, як в об'ємному - методі підрахунку запасів нафти.
Коли газонасичених пласт крім зв'язаної води містить деяку кількість пов'язаної нафти, то при підрахунку коефіцієнта газонасищенности помилково враховується і ця нафта, що призводить до суттєвого завищення коефіцієнта газонасищенности і запасів газу, підрахованих об'ємним методом.
Тому однією з важливих передумов забезпечення точності підрахунку запасів газу об'ємним методом є уточнення методики визначення коефіцієнта газонасищенности. Ця обставина ще раз підтверджує необхідність отримання даних про водонефтенасищенності кернів, відбираються на газових і газоконденсатних родовищах.
Щоб розрахувати обсяг закачиваемой води, необхідний для заповнення простору, зайнятого вільним газом, потрібно знати коефіцієнт газонасиченості пласта. Формули його розрахунку (327) - (330) представлені нижче.
Коли газонасичених пласт, крім пов'язаної води, містить певну кількість зв'язаної нафти, то при підрахунку коефіцієнта газонасищенности помилково враховується і ця нафта, що призводить до істотного завищення коефіцієнта газонасищенности і запасів газу, підрахованих об'ємним методом.
У такому випадку при підрахунку коефіцієнта газонасищенности може бути помилково врахована і пов'язана нафту, що призведе до завищення коефіцієнта газонасищенности і запасів газу. Наявність залишкової нефтенасищенності слід визначати при підрахунку запасів газу об'ємним методом.
Отже можна вважати встановленим, що при підрахунку запасів газу об'ємним методом можливі істотні помилки, пов'язані з неправильним визначенням коефіцієнтів газонасиченості і пористості.
У проекті створення та експлуатації газосховища в Ряжськ горизонті рекомендується закачування в нагнітальні свердловини концентрованого розчину пенообразующих ПАР з метою збільшення коефіцієнта газонасищенности і газонасиченої потужності.
У проекті створення та експлуатації газосховища в Ряжськ горизонті рекомендується закачування в нагнітальні свердловини концентрованого розчину пенообразующих ПАР з метою збільшення коефіцієнта газонасищенности і газонасиченої потужності. З урахуванням закачування газу в нагнітальні свердловини, що розкривають нижній пропласток, прилучення до експлуатації останнього і збільшення загального обсягу сховища до 084 цілком реально.
Для пластової системи необхідно знати наступні параметри: розміри і форму покладів (площа газоносності 5Г), потужність, пористість, коефіцієнт газонасиченості проникність пласта по площі - в межах і за межами покладів - (h, m, рг, k) f (x, у) тиск і температуру поклади (/7ПЛ, Тцл), область гідродинамічної зв'язку пластової водонапірної системи, склад і властивості порід, якими представлений продуктивний об'єкт, характеристику газу, нафти і води.
Зміна з глибиною концентрації сірководню в газі Оренбурзького родовища (за даними Ю. А. Журова. | Схема до розрахунку середньозваженої концентрації сірководню. Тс, т - - пористість порід в виділеному обсязі; hi - ефективна товщина в межах площі S; а, - коефіцієнт газонасиченості; S - - площа, обмежена двома сусідніми лініями рівних ефективних товщин; рст 0 1 МПа; ГСТ 293 К.
Необхідно звернути увагу на те, що при підрахунку запасів газу об'ємним методом виникають додаткові в порівнянні з підрахунком запасів нафти труднощі пов'язані з визначенням коефіцієнта газонасищенности.
До геолого-геофізичних досліджень відносяться: визначення потужності продуктивних об'єктів, фізичних властивостей колекторів - пористості проникності наявність зв'язаної води і пов'язаної нафти в газовій зоні коефіцієнта газонасищенности і ін. Важливим є визначення закономірностей зміни зазначених параметрів по площі і розрізу родовища. Для виконання зазначених визначень, поряд з відбором і дослідженням керна, необхідне проведення у всіх свердловинах повного комплексу промислових геофізичних досліджень.
Коли газонасичених пласт крім зв'язаної води містить деяку кількість пов'язаної нафти, то при підрахунку коефіцієнта газонасищенности помилково враховується і ця нафта, що призводить до суттєвого завищення коефіцієнта газонасищенности і запасів газу, підрахованих об'ємним методом.
Коли газонасичених пласт, крім пов'язаної води, містить певну кількість зв'язаної нафти, то при підрахунку коефіцієнта газонасищенности помилково враховується і ця нафта, що призводить до істотного завищення коефіцієнта газонасищенности і запасів газу, підрахованих об'ємним методом.
УПЛ - відповідно стандартна (293 К) і пластова температури, К; /ГЕФ - ефективна газонасичених потужність, м; т - пористість пласта, частки одиниці; рг - коефіцієнт газонасиченості частки одиниці.
Точність підрахунку запасів газу об'ємним методом залежить від виконання вимог до вивченості родовища і обґрунтованості вихідних параметрів підрахунку: пористості ефективної потужності площі продуктивної частини пласта, пластового тиску і ін. Особливо важливе значення набуває точність визначення коефіцієнта газонасищенности пластів, що можливо при обліку наявності в порах газонасиченого пласта пов'язаної нафти.
Для НАГ властива наступна геолого-промислова характеристика: висота поклади 100 - 150 м, середня глибина залягання продуктивного пласта 1400 м, середня ефективна потужність 18 4 м, середня пористість 8%, проникність (0 5 - 6) Ю-12 м2 коефіцієнт газонасиченості70%, середня температура пласта 45 - 50 С, початковий пластовий тиск 22 5 - 23 5 МПа, початкове положення ГВК.
Тут рпл (t) і рв (I) - середньозважені наведені поточні тиску в газоносної і водоносної областях, МПа; рн - початкова наведене тиск в поклади, МПа; йн і і (t) - початковий і поточний газонасичені обсяги поклади, м3; ан і Аоста - початковий в поклади і залишковий в водонасиченому зоні коефіцієнти газонасиченості; QB (t) - кількість води, упровадився в поклад, до часу t, м3; ра (t) слід розраховувати з урахуванням зростання гідростатичного тиску в обводненной області пласта.
Тут рпл (t) і рв (0 - середньозважені наведені поточні тиску в газоносної і водоносної областях, МПа; р - початкова наведене тиск в поклади, МПа; йн і Q (t) - початковий і поточний г азо насичені обсяги поклади, м3; ан і Аоста - початковий в поклади і залишковий в водонасиченому зоні коефіцієнти газонасиченості; QB (t) - кількість води, упровадився в поклад, до часу t, м3; рв (t) слід розраховувати з урахуванням зростання гідростатичного тиску в обводненной області пла-СГА .
При визначенні коефіцієнта газонасищенности (sr) можливі помилки, що істотно змінюють загальну цифру запасів. Коефіцієнт газонасищенности, за рідкісним винятком, визначається непрямим шляхом. на початку на підставі даних промислової геофізики і дослідження кернів визначається зміст в порах зв'язаної води. Потім, вважаючи , що в порах газових і га-зоконденсатних пластів міститься тільки газ і зв'язана вода, відніманням (1 - SB) визначається коефіцієнт газонасиченості.
При відсутності необхідних даних pf слід прийняти рівним (8 - т - 10) - 10 Па. Коефіцієнт газонасищенности а оцінюється за допомогою геофізичних або гідродинамічних досліджень свердловин, а також об'ємним методом.
У зонах взаємодії покладів з підземними водами значення його можуть досягати одиниці. Тому зростання коефіцієнта газонасищенности в водонапірної системі вказує на напрямок пошуків покладів газу.
Якщо газоконденсатне родовище розробляється на виснаження, то випадання конденсату в пласті відбувається повсюдно. Однак випадає конденсат мало змінює коефіцієнт газонасиченості всього пласта. Отже, і при розробці газоконденсатного родовища на виснаження фільтраційні течії можуть розглядатися в рамках однофазних течій, так як випадає конденсат нерухомий. Мала конденсатонасищенность пласта не призводить до змін його ємнісних і фільтраційних параметрів. Двофазна фільтрація має місце в привибійній зоні пласта.
Якщо газоконденсатне родовище розробляється на виснаження, то конденсат в пласті випадає повсюдно. Однак випадає конденсат часто мало змінює коефіцієнт газонасиченості всього пласта.
Якщо газоконденсатне родовище розробляється на виснаження, то конденсат в пласті випадає повсюдно. Однак випадає конденсат часто мало змінює коефіцієнт газонасиченості всього пласта. Отже, при розробці га-зоконденсатного родовища на виснаження (при малій питомій змісті конденсату в газі) фільтраційні течії можуть розглядатися в рамках однофазних течій, так як випадає конденсат нерухомий. Мала конденсатонасищенность пласта призводить до невеликих змін його ємнісних і фільтраційних параметрів. Двофазна фільтрація має місце в привибійній зоні пласта.
Коефіцієнт газонасищенности для піщано-алеврітових колекторів визначався зазвичай по залежностям між параметром насичення (Рн) і коефіцієнтом водо - або газонасиченості при цьому необхідно знання питомої електричного опору газоносного колектора для випадку його повного водонасичення при певній пористості що, як уже зазначалося, представляє значні труднощі.
Зміна насиченості флюїдами осередку відбору нафти - (114 в залежності від зміни тиску в цьому осередку при одночасному відборі нафти, газу (1 + 1 3 та води (1 + 1 5. Коефіцієнт газонасищенности в залежності від відбору газу виявляється менше в тих випадках, коли відбір газу вище. При зниженні тиску від початкового до р 085 газонасиченість в зоні відбору нафти зростає. При цьому темп зростання зменшується від першого варіанту до четвертого. При подальшому зниженні тиску починає позначатися відбір води з нижчих зони, що призводить до подальшого збільшення газонасиченості для другого, третього і четвертого варіантів.
Коефіцієнт газонасищенности визначають за результатами кернового аналізу і геофізичним дослідженням. Точність підрахунку запасів газу залежить в основному від точності визначення вхідних у формулу (III. . Коефіцієнтом газонасиченості називається зміст газу при пластових умовах (тиску і пластової температурі) в одиниці об'єму пір.
Знаходимо коефіцієнт газонасиченості заводненной зони, відповідний рівноважної водонасиченому.
Оцінка коефіцієнта газонасищенности здійснюється в наступній послідовності.
При цьому коефіцієнт газонасиченості визначається різницею 1 - SB H, де SB, H - сумарний вміст зв'язаної води і нафти.
Аналогічно визначається коефіцієнт газонасиченості - відношення об'єму пор, зайнятих газом, до всього обсягу пір пласта. Нафто - і газонасиченості можуть бути також виражені в процентах.
Дані по випробуванню свердловин Речицького родовища. Достовірно визначити коефіцієнт газонасиченості продуктивних пластів, що є одним з основних при підрахунку запасів нафти і газу.
Однак визначення коефіцієнта газонасищенности вимагає точної оцінки вмісту зв'язаної води і обліку інших важливих особливостей продуктивного пласта, зокрема наявності залишкової (після формування) пов'язаної нафти (див. гл.
При визначенні коефіцієнта газонасищенности (sr) можливі помилки, що істотно змінюють загальну цифру запасів. Коефіцієнт газонасищенности, за рідкісним винятком, визначається непрямим шляхом . на початку на підставі даних промислової геофізики і дослідження кернів визначається зміст в порах зв'язаної води. Потім, вважаючи, що в порах газових і га-зоконденсатних пластів міститься тільки газ і зв'язана вода, відніманням (1 - SB) визначається коефіцієнт газонасиченості.
При деформації пласта - колектора коефіцієнт газонасиченості змінюється, по-перше, внаслідок зменшення порового об'єму поклади і по-друге, внаслідок розширення залишкової води.
Визначити окремо коефіцієнт нефтенасищенності і коефіцієнт газонасиченості за даними каротажу не представляється можливим; за допомогою-комплексу промислових геофізичних досліджень, що включають нейтронний гамма-каротаж, можна лише відокремити газонасичених частина від нафто-і водонасиченому частин пласта.
При деформації пласта - колектора коефіцієнт газонасиченості змінюється, по-перше, внаслідок зменшення перового обсягу поклади і по-друге, через розширення залишкової води.
У такому випадку при підрахунку коефіцієнта газонасищенности може бути помилково врахована і пов'язана нафту, що призведе до завищення коефіцієнта газонасищенности і запасів газу. Наявність залишкової нефтенасищенності слід визначати при підрахунку запасів газу об'ємним методом.
Відомо, що під час підрахунку запасів коефіцієнт газонасиченості як правило, визначається непрямим шляхом. Спочатку, на підставі даних промислової геофізики і дослідження кернів визначається зміст в порах зв'язаної води. Потім, вважаючи, що в порах газової зони містяться тільки газ і зв'язана вода, по різниці 1 - - 5В визначається коефіцієнт газонасиченості. Після того, як було встановлено, що в газовій зоні газових, газонафтових і газоконденсатних пластів міститься помітне кількість зв'язаної нафти, значення якої в ряді випадків досягає 20 - 30% від обсягу пір, стало ясно, що існуюча методика визначення коефіцієнта газонасищенности помилкова, оскільки в значення газонасиченості включається і залишкова нафта, що призводить до значного завищення коефіцієнта газонасищенности, а отже, і запасів газу і конденсату.
Крім того, прийнято, що коефіцієнт газонасиченості не змінюється в процесі розробки покладу.
При значеннях відносного тиску менш 0 2 значення коефіцієнтів газонасиченості майже стабілізуються.
Результати промислово-геофізичних досліджень обводнених свердловин свідчать про високе значення коефіцієнта поточної газонасищенности, при якому відбувається відключення продуктивних пластів. пласти з значенням газонасищенности 049 - 052 практично не працюють.
Результати промислово-геофізичних досліджень обводнених свердловин свідчать про високе значення коефіцієнта поточної газонасищенности, при якому відбувається відключення продуктивних пластів. Пласти зі значенням газонасищенности 049 - 052 практично не працюють.
Початковий пластовий тиск дорівнює 26 5 МПа, середній по поклади коефіцієнт газонасиченості - 066 ГВК знаходиться на позначці - 2448 м, діапазони зміни коефіцієнтів проникності - від 0 1 до 1 5 мкм2 склад газу наступного (%): СН4 - 96 3; С2Н6 - 158; СзН8 - 014; i - C - tHio - 002; п - СдНю - 003; СО.
В результаті газогідродінаміческіх розрахунків знаходять залежності зміни в часі тисків і коефіцієнтів газонасиченості (водонасиченому) в вузлових точках області газоносності час обводнення видобувних свердловин, залежність зміни в часі середнього пластового тиску, кінцевий коефіцієнт газоотдачи.
МПа; ги - коефіцієнт сверхсжімаемості при тиску рн; аг - коефіцієнт газонасиченості перового простору, рівний 1 - 5В (5В - водо-насиченість), частки одиниці.
Площа газоносності F, ефективна газонасичених товщина h, коефіцієнт відкритої пористості /м і коефіцієнт газонасиченості kr обчислюються так само, як в об'ємному - методі підрахунку запасів нафти.
Коли газонасичених пласт крім зв'язаної води містить деяку кількість пов'язаної нафти, то при підрахунку коефіцієнта газонасищенности помилково враховується і ця нафта, що призводить до суттєвого завищення коефіцієнта газонасищенности і запасів газу, підрахованих об'ємним методом.
Тому однією з важливих передумов забезпечення точності підрахунку запасів газу об'ємним методом є уточнення методики визначення коефіцієнта газонасищенности. Ця обставина ще раз підтверджує необхідність отримання даних про водонефтенасищенності кернів, відбираються на газових і газоконденсатних родовищах.
Щоб розрахувати обсяг закачиваемой води, необхідний для заповнення простору, зайнятого вільним газом, потрібно знати коефіцієнт газонасиченості пласта. Формули його розрахунку (327) - (330) представлені нижче.
Коли газонасичених пласт, крім пов'язаної води, містить певну кількість зв'язаної нафти, то при підрахунку коефіцієнта газонасищенности помилково враховується і ця нафта, що призводить до істотного завищення коефіцієнта газонасищенности і запасів газу, підрахованих об'ємним методом.
У такому випадку при підрахунку коефіцієнта газонасищенности може бути помилково врахована і пов'язана нафту, що призведе до завищення коефіцієнта газонасищенности і запасів газу. Наявність залишкової нефтенасищенності слід визначати при підрахунку запасів газу об'ємним методом.
Отже можна вважати встановленим, що при підрахунку запасів газу об'ємним методом можливі істотні помилки, пов'язані з неправильним визначенням коефіцієнтів газонасиченості і пористості.
У проекті створення та експлуатації газосховища в Ряжськ горизонті рекомендується закачування в нагнітальні свердловини концентрованого розчину пенообразующих ПАР з метою збільшення коефіцієнта газонасищенности і газонасиченої потужності.
У проекті створення та експлуатації газосховища в Ряжськ горизонті рекомендується закачування в нагнітальні свердловини концентрованого розчину пенообразующих ПАР з метою збільшення коефіцієнта газонасищенности і газонасиченої потужності. З урахуванням закачування газу в нагнітальні свердловини, що розкривають нижній пропласток, прилучення до експлуатації останнього і збільшення загального обсягу сховища до 084 цілком реально.
Для пластової системи необхідно знати наступні параметри: розміри і форму покладів (площа газоносності 5Г), потужність, пористість, коефіцієнт газонасиченості проникність пласта по площі - в межах і за межами покладів - (h, m, рг, k) f (x, у) тиск і температуру поклади (/7ПЛ, Тцл), область гідродинамічної зв'язку пластової водонапірної системи, склад і властивості порід, якими представлений продуктивний об'єкт, характеристику газу, нафти і води.
Зміна з глибиною концентрації сірководню в газі Оренбурзького родовища (за даними Ю. А. Журова. | Схема до розрахунку середньозваженої концентрації сірководню. Тс, т - - пористість порід в виділеному обсязі; hi - ефективна товщина в межах площі S; а, - коефіцієнт газонасиченості; S - - площа, обмежена двома сусідніми лініями рівних ефективних товщин; рст 0 1 МПа; ГСТ 293 К.
Необхідно звернути увагу на те, що при підрахунку запасів газу об'ємним методом виникають додаткові в порівнянні з підрахунком запасів нафти труднощі пов'язані з визначенням коефіцієнта газонасищенности.
До геолого-геофізичних досліджень відносяться: визначення потужності продуктивних об'єктів, фізичних властивостей колекторів - пористості проникності наявність зв'язаної води і пов'язаної нафти в газовій зоні коефіцієнта газонасищенности і ін. Важливим є визначення закономірностей зміни зазначених параметрів по площі і розрізу родовища. Для виконання зазначених визначень, поряд з відбором і дослідженням керна, необхідне проведення у всіх свердловинах повного комплексу промислових геофізичних досліджень.
Коли газонасичених пласт крім зв'язаної води містить деяку кількість пов'язаної нафти, то при підрахунку коефіцієнта газонасищенности помилково враховується і ця нафта, що призводить до суттєвого завищення коефіцієнта газонасищенности і запасів газу, підрахованих об'ємним методом.
Коли газонасичених пласт, крім пов'язаної води, містить певну кількість зв'язаної нафти, то при підрахунку коефіцієнта газонасищенности помилково враховується і ця нафта, що призводить до істотного завищення коефіцієнта газонасищенности і запасів газу, підрахованих об'ємним методом.
УПЛ - відповідно стандартна (293 К) і пластова температури, К; /ГЕФ - ефективна газонасичених потужність, м; т - пористість пласта, частки одиниці; рг - коефіцієнт газонасиченості частки одиниці.
Точність підрахунку запасів газу об'ємним методом залежить від виконання вимог до вивченості родовища і обґрунтованості вихідних параметрів підрахунку: пористості ефективної потужності площі продуктивної частини пласта, пластового тиску і ін. Особливо важливе значення набуває точність визначення коефіцієнта газонасищенности пластів, що можливо при обліку наявності в порах газонасиченого пласта пов'язаної нафти.
Для НАГ властива наступна геолого-промислова характеристика: висота поклади 100 - 150 м, середня глибина залягання продуктивного пласта 1400 м, середня ефективна потужність 18 4 м, середня пористість 8%, проникність (0 5 - 6) Ю-12 м2 коефіцієнт газонасиченості70%, середня температура пласта 45 - 50 С, початковий пластовий тиск 22 5 - 23 5 МПа, початкове положення ГВК.
Тут рпл (t) і рв (I) - середньозважені наведені поточні тиску в газоносної і водоносної областях, МПа; рн - початкова наведене тиск в поклади, МПа; йн і і (t) - початковий і поточний газонасичені обсяги поклади, м3; ан і Аоста - початковий в поклади і залишковий в водонасиченому зоні коефіцієнти газонасиченості; QB (t) - кількість води, упровадився в поклад, до часу t, м3; ра (t) слід розраховувати з урахуванням зростання гідростатичного тиску в обводненной області пласта.
Тут рпл (t) і рв (0 - середньозважені наведені поточні тиску в газоносної і водоносної областях, МПа; р - початкова наведене тиск в поклади, МПа; йн і Q (t) - початковий і поточний г азо насичені обсяги поклади, м3; ан і Аоста - початковий в поклади і залишковий в водонасиченому зоні коефіцієнти газонасиченості; QB (t) - кількість води, упровадився в поклад, до часу t, м3; рв (t) слід розраховувати з урахуванням зростання гідростатичного тиску в обводненной області пла-СГА .
При визначенні коефіцієнта газонасищенности (sr) можливі помилки, що істотно змінюють загальну цифру запасів. Коефіцієнт газонасищенности, за рідкісним винятком, визначається непрямим шляхом. на початку на підставі даних промислової геофізики і дослідження кернів визначається зміст в порах зв'язаної води. Потім, вважаючи , що в порах газових і га-зоконденсатних пластів міститься тільки газ і зв'язана вода, відніманням (1 - SB) визначається коефіцієнт газонасиченості.
При відсутності необхідних даних pf слід прийняти рівним (8 - т - 10) - 10 Па. Коефіцієнт газонасищенности а оцінюється за допомогою геофізичних або гідродинамічних досліджень свердловин, а також об'ємним методом.
У зонах взаємодії покладів з підземними водами значення його можуть досягати одиниці. Тому зростання коефіцієнта газонасищенности в водонапірної системі вказує на напрямок пошуків покладів газу.
Якщо газоконденсатне родовище розробляється на виснаження, то випадання конденсату в пласті відбувається повсюдно. Однак випадає конденсат мало змінює коефіцієнт газонасиченості всього пласта. Отже, і при розробці газоконденсатного родовища на виснаження фільтраційні течії можуть розглядатися в рамках однофазних течій, так як випадає конденсат нерухомий. Мала конденсатонасищенность пласта не призводить до змін його ємнісних і фільтраційних параметрів. Двофазна фільтрація має місце в привибійній зоні пласта.
Якщо газоконденсатне родовище розробляється на виснаження, то конденсат в пласті випадає повсюдно. Однак випадає конденсат часто мало змінює коефіцієнт газонасиченості всього пласта.
Якщо газоконденсатне родовище розробляється на виснаження, то конденсат в пласті випадає повсюдно. Однак випадає конденсат часто мало змінює коефіцієнт газонасиченості всього пласта. Отже, при розробці га-зоконденсатного родовища на виснаження (при малій питомій змісті конденсату в газі) фільтраційні течії можуть розглядатися в рамках однофазних течій, так як випадає конденсат нерухомий. Мала конденсатонасищенность пласта призводить до невеликих змін його ємнісних і фільтраційних параметрів. Двофазна фільтрація має місце в привибійній зоні пласта.