Газогидратные залежи

было зарегистрировано открытие: "Свойство природных газов в определенных термодинамических условиях находиться в земной коре в твердом состоянии и образовывать газогидратные залежи" Васильев В.Г., Ю.Ф. Макагон, Ф.А. Требин и др.
В 1970г в опытно - промышленную эксплуатацию было введено Мессояхское газогидратное месторождение. Геолого-геофизическими и промысловыми исследованиями было установлено, что в верхней части месторождения газ находится в гидратном состоянии, в нижней части в газовой фазе. На границах этих двух зон Тпл - равна равновесной температуре гидратообразования. Отбор газа начали осуществлять из нижней части Мессояхского месторождения.
При снижении пластового давления в газоносной зоне пласта осуществлялись фазовые превращения на границе газогидратной и газоносной зон и в газогидратной части залежи.
Было исследовано три модели процессов, протекающих в залежи подобного типа:

(объемный процесс). При этом коэффициент гидратонасыщения уменьшается во времени.
Образовавшаяся газовая фаза частично поступает к эксплуатационным скважинам, перетекая в нижнюю часть благодаря разности давлений в верхней и нижней зонах продуктивного пласта.
II модель. Гидраты разлагаются только на границе раздела газогидратной и газоносной частей залежи. Предполагается контактный механизм разложения гидратов.
Принимается (в соответствии с фактом), что отбор газа осуществляется из газоносной зоны залежи.
При этом в газогидратной части сохраняются первоначальные пластовые давление и температура, а так же коэффициенты газо - и гидратонасыщенности пласта. Гидрато-содержащий поровый объем уменьшается за счет объема, в котором разложились гидраты. Соответственно на такой же объем возрастает поровой объем газоносной части залежи.

их на контакте газогидратной и газоносной зон пласта. Предполагается, что газ отбирается из обеих частей залежи, изменяются поровые объемы, снижаются пластовые давление и температура, изменяются коэффициенты газо – и гидратонасыщенности в верхней части залежи, при этом газ перетекает из газогидратной в газоносную часть пласта.
Рассмотрим балансовые состояния для газогидратной залежи применительно ко 2 модели.
Уравнение материального баланса для газоносной зоны пласта в интервале времени t - Δt, t; имеет вид:
(1)

с индексом 1 относятся к газоносной,
с индексом 2 – к гидратонасыщенным зонам пласта,
Т1(t) – температура в газоносной части в момент t,
Т2P(t) – равновесная температура гидратообразования (на границе газоносной и гидратонасыщенных зон пласта),
α1, α2 – коэффициенты газонасыщенности газоносной и гидратной частей залежи,
Ω1(t) – поровый объём газонасыщенной части залежи в момент времени t,
- часть порового объёма, в котором произошло разложение гидратов за интервал времени [t – Δt,t],
- добытое количество газа за интервал времени [t – Δt,t].
Для 3-х этих моделей были получены уравнения материального баланса и уравнения теплового баланса. Необходимость уравнений теплового баланса связана с тем, что при разработке газогидратных месторождений фильтрационные процессы в пласте не изотермичны.

прогноз процесса разработки Мессояхского газогидратного месторождения.

в газонасыщенной части пласта
- факт
Фактические показатели разработки газогидратные залежи показали, что модель контактного разложения гидратов (2 модель) позволяет наилучшим образом достичь совпадения расчетных и фактических показателей, которые приведены к средним пластовым, давлениям.
Для расчетов прогнозных показателей была принята 2-я модель.
Газонасыщенный объем залежи на момент прекращения закачки воды Т будет равен , а обводненная толщина – hв(t).
После прекращения закачки разработка залежи продолжается в режиме истощения пластовой энергии. Давление падает как в газоносной так и в обводненной зонах пласта. Защемленный газ начинает расширяться. Газоносная часть залежи уменьшается. В момент t (t>Т) толщина обводненной зоны пласта будет равна hв(t).

том же давлении и коэффициенте остаточной газонасыщенности αост.
К концу заводнения защемленный газ в обводненной зоне будет находится при среднем давлении , а в момент t (t>Т) при давлении
Согласно лабораторным экспериментам защемленный газ приобретает подвижность после снижения давления до 0,65 - 0,75 по сравнению с давлением при котором газ защемился. Или можно принять, что защемленный газ начинает двигаться после того, как коэффициент остаточной газонасыщенности достигает соответствующей величины, которая называется критической
Можно принять, что при αост≈ 0,2 , αост.кр. ≈ 0,3. Пока αост < αост.кр масса защемленного газа в обводненной зоне пласта остается неизменной. Справедливо равенство:
(4)

зависимости hв=f(αΩ) определяют hв i .
Вычисляется соответствующее среднее пластовое давление в залежи .
Уравнение материального баланса для газоносной части пласта будет иметь вид:
(5)
Для рассматриваемого периода, когда αост < αост.кр и задан отбор газа из месторождения во времени Qq=Q(t) легко установить временные зависимости для искомых параметров и используя уравнения (4) и (5).
Подстановка в уравнение (4) вместо αост (t) величины αост.кр и использование уравнения (5) позволяет получить время ТП , после которого защемлённый газ начинает поступать из обводнённой зоны в газоносную зону пласта.

давление при котором защемлённый газ приобретает подвижность.
По формуле (6) вычисляется Ω(ТП) – этот поровый объём должен быть несколько больше порового объёма, отсекаемого плоскостью, проведённой через нижние отверстия интервалов перфорации в эксплуатационных скважинах.
После достижения условия αост = αост.кр уравнеие материального баланса для газоносной части пласта залежи записывается в виде:
(7)
где: Qзащ.(t) – количество защемлённого газа, перетекшего из обводнённой зоны в газоносную зону пласта на момент времени t .
Для вычисления Qзащ.(t) используют следующее соотношение:

давления в залежи после времени ТП, т.е. после приобретения защемленным газом подвижности.
В изложенном алгоритме деформирование пласта коллектора учтено в изменении продуктивных характеристик эксплуатационных скважин (А и В) при снижении пластового давления. Однако изменением порового объема залежи при снижении пластового давления пренебрегли.
Суммарные потери газа к концу разработки определяются по формуле:
(9)