Коэффициент - газонасыщенность

Коэффициент газонасыщенности находят из разности между всем объемом пор, принимаемым за единицу, и суммой объемов пор, занимаемых связанной водой.
Коэффициент газонасыщенности для песчано-алевритовых коллекторов определялся обычно по зависимостям между параметром насыщения ( Рн) и коэффициентом водо - или газонасыщенности, при этом необходимо знание удельного электрического сопротивления газоносного коллектора для случая его полного водонасыщения при определенной пористости, что, как уже отмечалось, представляет значительные трудности.
Изменение насыщенности флюидами ячейки отбора нефти - ( 1 1 4 в зависимости от изменения давления в этой ячейке при одновременном отборе нефти, газа ( 1 1 3 и воды ( 1 1 5. Коэффициент газонасыщенности в зависимости от отбора газа оказывается меньше в тех случаях, когда отбор газа выше. При снижении давления от начального до р 0 85 газонасыщенность в зоне отбора нефти возрастает. При этом темп роста уменьшается от первого варианта к четвертому. При дальнейшем снижении давления начинает сказываться отбор воды из нижележащей зоны, что приводит к дальнейшему увеличению газонасыщенности для второго, третьего и четвертого вариантов.
Коэффициент газонасыщенности определяют по результатам кернового анализа и геофизическим исследованиям. Точность подсчета запасов газа зависит в основном от точности определения входящих в формулу ( III.
Коэффициентом газонасыщенности называется содержание газа при пластовых условиях ( давлении и пластовой температуре) в единице объема пор.
Находим коэффициент газонасыщенности заводненной зоны, соответствующий равновесной водонасыщенности.
Оценка коэффициента газонасыщенности осуществляется в следующей последовательности.
При этом коэффициент газонасыщенности определяется разностью 1 - SB H, где SB, H - суммарное содержание связанной воды и нефти.
Аналогично определяется коэффициент газонасыщенности - отношение объема пор, занятых газом, ко всему объему пор пласта. Нефте - и газонасыщенность могут быть также выражены в процентах.
Данные по испытанию скважин Речицкого месторождения. Достоверно определить коэффициент газонасыщенности продуктивных пластов, являющийся одним из основных при подсчете запасов нефти и газа.
Однако определение коэффициента газонасыщенности требует точной оценки содержания связанной воды и учета других важных особенностей продуктивного пласта, в частности наличия остаточной ( после формирования) связанной нефти ( см. гл.
При определении коэффициента газонасыщенности ( sr) возможны ошибки, существенно изменяющие общую цифру запасов. Коэффициент газонасыщенности, за редким исключением, определяется косвенным путем. В начале на основании данных промысловой геофизики и исследования кернов определяется содержание в порах связанной воды. Затем, полагая, что в порах газовых и га-зоконденсатных пластов содержится только газ и связанная вода, вычитанием ( 1 - SB) определяется коэффициент газонасыщенности.
При деформации пласта - коллектора коэффициент газонасыщенности изменяется, во-первых, вследствие уменьшения порового объема залежи и, во-вторых, вследствие расширения остаточной воды.

Определить раздельно коэффициент нефтенасыщенности и коэффициент газонасыщенности по данным каротажа не представляется возможным; с помощью-комплекса промысловых геофизических исследований, включающих нейтронный гамма-каротаж, можно лишь отделить газонасыщенную часть от нефте-и водонасыщенной частей пласта.
При деформации пласта - коллектора коэффициент газонасыщенности изменяется, во-первых, вследствие уменьшения перового объема залежи и, во-вторых, по причине расширения остаточной воды.
В таком случае при подсчете коэффициента газонасыщенности может быть ошибочно учтена и связанная нефть, что приведет к завышению коэффициента газонасыщенности и запасов газа. Наличие остаточной нефтенасыщенности следует определять при подсчете запасов газа объемным методом.
Известно, что при подсчете запасов коэффициент газонасыщенности, как правило, определяется косвенным путем. Вначале, на основании данных промысловой геофизики и исследования кернов определяется содержание в порах связанной воды. Затем, полагая, что в порах газовой зоны содержатся только газ и связанная вода, по разности 1 - - 5В определяется коэффициент газонасыщенности. После того, как было установлено, что в газовой зоне газовых, газонефтяных и газоконденсатных пластов содержится заметное количество связанной нефти, значение которой в ряде случаев достигает 20 - 30 % от объема пор, стало ясно, что существующая методика определения коэффициента газонасыщенности ошибочна, поскольку в значение газонасыщенности включается и остаточная нефть, что приводит к значительному завышению коэффициента газонасыщенности, а следовательно, и запасов газа и конденсата.
Кроме того, принято, что коэффициент газонасыщенности не изменяется в процессе разработки залежи.
При значениях относительного давления менее 0 2 значения коэффициентов газонасыщенности почти стабилизируются.
Результаты промыслово-геофизических исследований обводненных скважин свидетельствуют о высоком значении коэффициента текущей газонасыщенности, при котором происходит отключение продуктивных пластов. Пласты со значением газонасыщенности 0 49 - 0 52 практически не работают.
Результаты промыслово-геофизических исследований обводненных скважин свидетельствуют о высоком значении коэффициента текущей газонасыщенности, при котором происходит отключение продуктивных пластов. Пласты со значением газонасыщенности 0 49 - 0 52 практически не работают.
Начальное пластовое давление равняется 26 5 МПа, средний по залежи коэффициент газонасыщенности - 0 66, ГВК находится на отметке - 2448 м, диапазоны изменения коэффициентов проницаемости - от 0 1 до 1 5 мкм2, состав газа следующий ( %): СН4 - 96 3; С2Н6 - 1 58; СзН8 - 0 14; i - C - tHio - 0 02; п - СдНю - 0 03; СО.
В результате газогидродинамических расчетов находят зависимости изменения во времени давлений и коэффициентов газонасыщенности ( водонасыщенности) в узловых точках области газоносности, время обводнения добывающих скважин, зависимость изменения во времени среднего пластового давления, конечный коэффициент газоотдачи.
МПа; ги - коэффициент сверхсжимаемости при давлении рн; аг - коэффициент газонасыщенности перового пространства, равный 1 - 5В ( 5В - водо-насыщенность), доли единицы.
Площадь газоносности F, эффективная газонасыщенная толщина h, коэффициент открытой пористости / г. и коэффициент газонасыщенности kr вычисляются так же, как в объемном - методе подсчета запасов нефти.
Когда газонасыщенный пласт кроме связанной воды содержит некоторое количество связанной нефти, то при подсчете коэффициента газонасыщенности ошибочно учитывается и эта нефть, что приводит к существенному завышению коэффициента газонасыщенности и запасов газа, подсчитанных объемным методом.
Поэтому одной из важных предпосылок обеспечения точности подсчета запасов газа объемным методом является уточнение методики определения коэффициента газонасыщенности. Это обстоятельство еще раз подтверждает необходимость получения данных о водонефтенасыщенности кернов, отбираемых на газовых и газоконденсатных месторождениях.
Чтобы рассчитать объем закачиваемой воды, требуемый для заполнения пространства, занятого свободным газом, нужно знать коэффициент газонасыщенности пласта. Формулы его расчета (3.27) - (3.30) представлены ниже.

Когда газонасыщенный пласт, кроме связанной воды, содержит некоторое количество связанной нефти, то при подсчете коэффициента газонасыщенности ошибочно учитывается и эта нефть, что приводит к существенному завышению коэффициента газонасыщенности и запасов газа, подсчитанных объемным методом.
В таком случае при подсчете коэффициента газонасыщенности может быть ошибочно учтена и связанная нефть, что приведет к завышению коэффициента газонасыщенности и запасов газа. Наличие остаточной нефтенасыщенности следует определять при подсчете запасов газа объемным методом.
Следовательно можно считать установленным, что при подсчете запасов газа объемным методом возможны существенные ошибки, связанные с неправильным определением коэффициентов газонасыщенности и пористости.
В проекте создания и эксплуатации газохранилища в ряжском горизонте рекомендуется закачки в нагнетательные скважины концентрированного раствора пенообразующих ПАВ с целью увеличения коэффициента газонасыщенности и газонасыщенной мощности.
В проекте создания и эксплуатации газохранилища в ряжском горизонте рекомендуется закачка в нагнетательные скважины концентрированного раствора пенообразующих ПАВ с целью увеличения коэффициента газонасыщенности и газонасыщенной мощности. С учетом закачки газа в нагнетательные скважины, вскрывающие нижний пропласток, приобщение к эксплуатации последнего и увеличение общего объема хранилища до 0 84 вполне реально.
Для пластовой системы необходимо знать следующие параметры: размеры и форму залежей ( площадь газоносности 5Г), мощность, пористость, коэффициент газонасыщенности, проницаемость пласта по площади - в пределах и за пределами залежей - ( h, m, рг, k) f ( x, у) давление и температуру залежи ( / 7ПЛ, Тцл), область гидродинамической связи пластовой водонапорной системы, состав и свойства пород, которыми представлен продуктивный объект, характеристику газа, нефти и воды.
Изменение с глубиной концентрации сероводорода в газе Оренбургского месторождения ( по данным Ю. А. Журова.| Схема к расчету средневзвешенной концентрации сероводорода. Тс, т - - пористость пород в выделенном объеме; hi - эффективная толщина в пределах площади S; а, - коэффициент газонасыщенности; S - - площадь, ограниченная двумя соседними линиями равных эффективных толщин; рст 0 1 МПа; Гст 293 К.
Необходимо обратить внимание на то, что при подсчете запасов газа объемным методом возникают дополнительные по сравнению с подсчетом запасов нефти трудности, связанные с определением коэффициента газонасыщенности.
К геолого-геофизическим исследованиям относятся: определение мощности продуктивных объектов, физических свойств коллекторов - пористости, проницаемости, наличие связанной воды и связанной нефти в газовой зоне, коэффициента газонасыщенности и др. Важным является определение закономерностей изменения указанных параметров по площади и разрезу месторождения. Для выполнения указанных определений, наряду с отбором и исследованием керна, необходимо проведение во всех скважинах полного комплекса промысловых геофизических исследований.
Когда газонасыщенный пласт кроме связанной воды содержит некоторое количество связанной нефти, то при подсчете коэффициента газонасыщенности ошибочно учитывается и эта нефть, что приводит к существенному завышению коэффициента газонасыщенности и запасов газа, подсчитанных объемным методом.
Когда газонасыщенный пласт, кроме связанной воды, содержит некоторое количество связанной нефти, то при подсчете коэффициента газонасыщенности ошибочно учитывается и эта нефть, что приводит к существенному завышению коэффициента газонасыщенности и запасов газа, подсчитанных объемным методом.
УПЛ - соответственно стандартная ( 293 К) и пластовая температуры, К; / гэф - эффективная газонасыщенная мощность, м; т - пористость пласта, доли единицы; рг - коэффициент газонасыщенности, доли единицы.
Точность подсчета запасов газа объемным методом зависит от выполнения требований к изученности месторождения и обоснованности исходных параметров подсчета: пористости, эффективной мощности, площади продуктивной части пласта, пластового давления и др. Особо важное значение приобретает точность определения коэффициента газонасыщенности пластов, что возможно при учете наличия в порах газонасыщенного пласта связанной нефти.
Для НАГ свойственна следующая геолого-промысловая характеристика: высота залежи 100 - 150 м, средняя глубина залегания продуктивного пласта 1400 м, средняя эффективная мощность 18 4 м, средняя пористость 8 %, проницаемость ( 0 5 - 6) Ю-12 м2, коэффициент газонасыщенности 70 %, средняя температура пласта 45 - 50 С, начальное пластовое давление 22 5 - 23 5 МПа, начальное положение ГВК.

Здесь рпл ( t) и рв ( I) - средневзвешенные приведенные текущие давления в газоносной и водоносной областях, МПа; рн - начальное приведенное давление в залежи, МПа; йн и и ( t) - начальный и текущий газонасыщенные объемы залежи, м3; ан и аост - начальный в залежи и остаточный в водонасыщенной зоне коэффициенты газонасыщенности; QB ( t) - количество воды, внедрившейся в залежь, ко времени t, м3; ра ( t) следует рассчитывать с учетом роста гидростатического давления в обводненной области пласта.
Здесь рпл ( t) и рв ( 0 - средневзвешенные приведенные текущие давления в газоносной и водоносной областях, МПа; р - начальное приведенное давление в залежи, МПа; йн и Q ( t) - начальный и текущий г азо насыщенные объемы залежи, м3; ан и аост - начальный в залежи и остаточный в водонасыщенной зоне коэффициенты газонасыщенности; QB ( t) - количество воды, внедрившейся в залежь, ко времени t, м3; рв ( t) следует рассчитывать с учетом роста гидростатического давления в обводненной области пла-сга.
При определении коэффициента газонасыщенности ( sr) возможны ошибки, существенно изменяющие общую цифру запасов. Коэффициент газонасыщенности, за редким исключением, определяется косвенным путем. В начале на основании данных промысловой геофизики и исследования кернов определяется содержание в порах связанной воды. Затем, полагая, что в порах газовых и га-зоконденсатных пластов содержится только газ и связанная вода, вычитанием ( 1 - SB) определяется коэффициент газонасыщенности.
При отсутствии необходимых данных pf следует принять равным ( 8 - т - 10) - 10 Па. Коэффициент газонасыщенности а оценивается с помощью геофизических или гидродинамических исследований скважин, а также объемным методом.
В зонах взаимодействия залежей с подземными водами значения его могут достигать единицы. Поэтому рост коэффициента газонасыщенности в водонапорной системе указывает на направление поисков залежей газа.
Если газоконденсатное месторождение разрабатывается на истощение, то выпадение конденсата в пласте происходит повсеместно. Однако выпадающий конденсат мало изменяет коэффициент газонасыщенности всего пласта. Следовательно, и при разработке газоконденсатного месторождения на истощение фильтрационные течения могут рассматриваться в рамках однофазных течений, так как выпадающий конденсат неподвижен. Малая конденсатонасыщенность пласта не приводит к изменениям его емкостных и фильтрационных параметров. Двухфазная фильтрация имеет место в призабойной зоне пласта.
Если газоконденсатное месторождение разрабатывается на истощение, то конденсат в пласте выпадает повсеместно. Однако выпадающий конденсат зачастую мало изменяет коэффициент газонасыщенности всего пласта.
Если газоконденсатное месторождение разрабатывается на истощение, то конденсат в пласте выпадает повсеместно. Однако выпадающий конденсат зачастую мало изменяет коэффициент газонасыщенности всего пласта. Следовательно, при разработке га-зоконденсатного месторождения на истощение ( при малом удельном содержании конденсата в газе) фильтрационные течения могут рассматриваться в рамках однофазных течений, так как выпадающий конденсат неподвижен. Малая конденсатонасыщенность пласта приводит к небольшим изменениям его емкостных и фильтрационных параметров. Двухфазная фильтрация имеет место в призабойной зоне пласта.

http://www.ai08.org