Масса растворенного газа в нефти определяется по закону Генри:

L₁=α N₃ р. (3.4)

где α – коэффициент растворимости газа; р – среднее давление.

Уравнение состояния реального газа применительно к рассматриваемой залежи имеет вид:

(1-s_н) V_пл= (G₁+ G₂ )р_ат φ/( ρ_гат р). (3.5)

Для замыкания системы необходимо записать соотношение для определения массы конденсата в газе в зависимости от давления.

Отношение массы конденсата к массе газа ψ зависит при изотермическом процессе от давления. Такая зависимость называется изотермой конденсации, с использованием которой составляют зависимость:

G₂/ G₁= f (p₀- p). (3.6)

Величины N_1, N_2, N₃ известны по промысловому учету добываемой продукции.

Для определения 6 неизвестных G₁, G₂, L₁, L₂, s_н, р используют систему уравнений (3.2)-(3.6).

На режиме истощения из газовых и нефтегазовых залежей можно извлечь до 92-95 % запасов газа. Однако извлечение запасов жирных газов составляет всего 45-80 %, остальная часть выпадает в пористой среде в конденсат и остается в пласте в виде связанной неподвижной фазы.

При закачке воды в газоконденсатную часть пласта происходит незначительный прирост добычи конденсата.

32. Разработка глубокозалегающих пластов с аномально высоким пластовым давлением и месторождений неньютоновских нефтей

Если близко к горному, то такое давление считают аномально-высоким. Такое давление обычно встречается в замкнутых пластах, залегающих на глубине более 3,5–4 км.

Горные породы в земной коре находятся в напряженном состоянии, которое характеризуются средним нормальным напряжением .

Между вертикальным горным давлением Р_г , средним нормальным напряжением и внутрипоровым пластовым давлением Р_пл существует связь(см. гл. 4):

. (2.8)

Согласно (2.10) при аномально высоком Р_пл напряжение сравнительно низкое, поэтому породы мало нагружены и слабо уплотнены.

Если такой пласт разрабатывать без воздействия, то Р_пл быстро падает. Нагрузка на породы со стороны вышележащих горных пород возрастает, порода уплотняется, при этом пористость пласта изменяется нелинейно. Зависимость пористости m от можно выразить следующим соотношением:

. (2.11)

С учетом (8.10) соотношение (8.11) запишем в виде;

. (2.12)

Масса нефти в пласте равна:

, (2.13)

где V_n – поровый объем, ρ_н – плотность нефти в пластовых условиях,

S_св – насыщенность связанной водой.

Отсюда определим текущую добычу нефти:

. (2.14)

Зависимость плотности нефти от давления будем считать линейной:

, . (2.15)

Учитывая, что объем пор равен:

(2.16)

из предыдущих формул для текущей добычи получим:

, (2.17)

где .

Интегрируя (2.17), найдем накопленную добычу нефти

. (2.18)

Уравнение (2.18) устанавливает связь между накопленным отбором нефти и текущим пластовым давлением. По этой зависимости при известном Q_н(t) можно найти изменение во времени средневзвешенного пластового давления.

Рассмотрим сильно деформируемый пласт. Для терригенных коллекторов изменение проницаемости можно определить по зависимости

, (2.19)

где β_к – коэффициент изменения проницаемости за счет сжимаемости.

Запишем закон Дарси для радиального притока нефти:

. (2.20)

Отсюда можно получить аналог формулы Дюпюи:

(2.21)

При разработке замкнутых пластов с трещинной пористостью и проницаемостью в случае значительного изменения Р_пл, т.е. при сильной деформации пород происходит резкое изменение продуктивности скважин из-за смыкания трещин.

Зависимость трещинной пористости от изменения давления и проницаемости от давления запишем в виде:

Тогда при разработке пласта с трещинной пористостью связь накопленного отбора нефти с текущим пластовым давлением выразится формулой

. (2.25)

Аналог формулы Дюпюи в этом случае буде иметь вид