Вопрос №7 Определение запасов газа объемным методом и методом падения пластового давления в залежи
Объемный метод основан на определении геометрии газонасыщенного объема Wн, термодинамической характеристики залежи и характеристики самого газа. Используется как правило при подготовке месторождения к освоению.
Метод подсчета запасов по падению давления применяют только в процессе эксплуатации залежи на газовом режиме (Wн=Wt=const).
Метод не требует знания геометрии залежи, пористости и газонасыщенности пластов в такой мере, как это требуется для объемного метода. Но точность метода зависит от точности определения средневзвешенного пластового давления. Оформляется подсчет в виде построения графика зависимости Р(t)/z(t)÷Qдоб(t).
Подсчет может производиться при извлечении из залежи 10-15% начальных запасов и затем ежеквартально уточняться.
Объёмный метод подсчёта запасов газа
Сущность объемного метода подсчета запасов газа заключается в определении объема порового пространства пласта-коллектора в пределах залежи газа и в газовых шапках.
В отличие от нефти объем газа, содержащегося в залежи, кроме объема порового пространства, зависит от размеров пластового давления, от пластовой температуры, от физических свойств и химического состава самого газа.
При расчете используют сведения, полученные при разведке и пробной эксплуатации.
Для подсчета запасов свободного газа применяют формулу:
 ;
|
где V гo –начальные геологические запасы свободного газа, тыс. м3;
|
|
|
Fзал– площадь газоносности, тыс. м2;
h эфг – средневзвешенная газонасыщенная толщина, м;
k п о – коэффициент открытой пористости, доли ед.;
k г – коэффициент газонасыщенности, доли ед.;
К p – коэффициент барический (поправка на давление), доли ед.;
К t – коэффициент термический, доли ед.;
К p вводится с целью учёта изменения объёма газа, находящегося в пластовых условиях к его объёму в стандартных условиях:
 ;
| (6.5) |
| (6.6) |
| |
 ,
| (6.7) |
Р о – начальное пластовое давление в залежи, МПа;
α о– соответствующая давлению Р о поправка на сжимаемость газа, доли ед.; α о = 1 / Z о;
Рк – остаточное давление в залежи при давлении на устье 0,1 МПа;
αк –соответствующая давлению Рк поправка на сжимаемость газа, доли ед. αк = 1 / Zк;
Р с т– стандартное давление, равное 0,1 МПа;
Z – коэффициент сжимаемости газа, доли ед.;
Т о – абсолютная температура, равная 273 К;
t с т – стандартная температура, равная 20ОС;
t п л – температура пласта, ОС.
Значения параметров Fзал, hэфгкоэффициентов открытой пористостиk пои газонасыщенности k г в этой формуле определяются таким же образом, как и при подсчете запасов нефти объемным методом.
Произведение F. h г. k п о. k г равно объему пустотного пространства пород–коллекторов, насыщенных свободным газом.
|
|
|
Для приведения объема свободного газа, содержащегося в залежи (её части), к стандартным условиям используется произведение барического К p и термического К t коэффициентов по зависимостям (6.5 и 6.6):
Значения коэффициента Z устанавливаются по кривым (график Брауна).
Значения Ро получают интерполяцией к уровню центра тяжести залежей максимальных значений данных замеров глубинным манометром или манометрического давления на устьях скважин, приведенных к глубине кровли пласта с учетом веса столба газа:
 ,
| (6.8) |
где Р зам max – манометрическое давление на устье закрытой скважины, МПа; е – основание натуральных логарифмов, равное 2,718; Н к п– глубина кровли пласта в скважине, см; ρ г –относительная плотность газа по воздуху.
Величина начальных извлекаемых запасов рассчитывается по зависимости
где η – коэффициент извлечения газа, близок к единице.
В зависимости от степени разведанности залежи запасы газа, подсчитанные объемным методом, можно отнести к различным категориям.
Дата добавления: 2018-02-28; просмотров: 840; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!