Расчет запасов газа в залежи по методу снижения пластового давления при газовом режиме

Сущность метода состоит в следующем. По данным кратковременного периода эксплуатации месторождения строят график зависимости средневзвешенного по объёму газовой залежи пластового давления от суммарного количества отобранного газа для определённого периода времени.

Имеется пластовая газовая залежь. Режим пласта – газовый, движение газа в пласте – изотермическое; расположение скважин – равномерное; темп отбора газа из залежи – постоянный. Разработка залежи проводится до снижения пластового давления - 0, 1 МПа. Необходимо определить извлекаемые и балансовые запасы природного газа, среднегодовой темп отбора газа и продолжительность разработки месторождения.

Путем экстраполяции графика до оси абсцисс определяют извлекаемые запасы газа или используя соотношение:

 

 

(15)

где Q _зап – начальные извлекаемые запасы газа, млн. м³;

Q_{доб (t)} – добыча газа с начала разработки за определённый период времени (например за 5 лет) приведён в приложении 4, млн. м³;

P_нач – давление в залежи начальное, МПа;

P_ср(t) – средневзвешеное давление в залежи на период времени извлечения объёма газа (например за 5 лет), P_ср(t) =0, 9 Р_нач., МПа;

a_нач и a_ср(t) - поправки на отклонение свойств реального газа по закону Бойля-Мариотта от свойств идеальных газов (соответственно для давлений P_нач и P_ср(t)).Поправка равняется , где - коэффициент сверхсжимаемости газа, определяется по экспериментальным кривым Брауна-Катца. Для упрощения расчетов условно принимаем z_нач = 0, 65, z_ср(t)= 0, 66, величина которого соответствует давлению P_ср(t); Для расчета принимаем К_го= 0, 8. Отбор газа за 5 лет и начальное пластовое давление приведены в приложении 5.

Пример расчета показателей разработки

Нефтяного месторождения

 

1.5.1. Исходные геологические данные для решения задач

Перечень исходных геологических данных по каждому варианту приведён в приложении 5. Для нашего примера (вариант 72, в данном приложении не показан) приняты следующие данные:

Тип коллектора – карбонатный (К).

Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина (h_н), 12 м.

Среднее значение коэффициента пористости (m), 0, 14 доли единицы.

Среднее значение коэффициента проницаемости (k), 0, 432 мкм².

Начальное значение нефтенасыщенности пор (s_н), 0, 68 доли единицы.

Коэффициент песчанистости (k_п), 0, 2 доли единицы.

Коэффициент расчлененностости (k_р), 26, 6 доли единицы.

Начальная пластовая температура (t ₀), 24 ^оС.

Начальное пластовое давление (Р₀), 18, 4 МПа.

Давление насыщения пластовой нефти газом (Р_нас), 10, 47 МПа.

Размер водонефтяной зоны (Н), 1, 0 доли единицы.

Плотность нефти в пластовых условиях (r_пл), 870 кг/м³

Плотность дегазированной нефти (r_дег), 899 кг/м³

Динамическая вязкость пластовой нефти (μ _пл), 13, 75 мПа·с.

Динамическая вязкость дегазированной нефти (μ _дег), 44, 33 мПа·с.

Газовый фактор (Г_ф), 37 м³/т.

Объёмный коэффициент пластовой нефти (b), 1, 088 доли единицы.

Начальные извлекаемые запасы нефти (Q_изв.), 3035 тыс. т.

Балансовые (геологические) запасы нефти (Q_бал), 10117 тыс. т.

Коэффициент вытеснения (k_выт), 0, 59 доли единицы.

Годовая добыча нефти за первый год (Q_н), 46, 5 тыс/год.

Годовая добыча жидкости за первый год (Q_ж), 56, 0 тыс/год.

Годовая закачка агента (воды) за первый год (Q_зак), 120 тыс/год.

Количество добывающих скважин на конец года N_доб 8

Количество нагнетательных скважин на конец года N_нагн 2

Среднее пластовое давление на конец года, (Р_пл), 18, 4 МПа.

Плотность сетки скважин (Ş ), 36 га/скв.

Добыча (отбор) газа за 5 лет, 775, 2 млн. м³.

Для расчета дебита одной добывающей скважины по нефти, по жидкости и приёмистости нагнетательной скважины принимать число работы скважины в году – 350 дней.

 

1.5.2. Расчет (оценка) коэффициента извлечения нефти

Для карбонатных коллекторов при водонапорном режиме

КИН = 0, 405 - 0, 0028µ_н + 0, 052ℓ gK · 10³ + 0, 139К_п – 0, 15ℓ gК_р – 0, 00022S

Здесь, µ_н – вязкость нефти в пластовых условиях, мПа с; K – средняя проницаемость пласта в мкм², К_п – коэффициент песчанистости в долях единицы, К_р – коэффициент расчлененности в долях единицы, S – плотность сетки скважин, выражена через отношение общей площади залежи к числу всех пребывших в эксплуатации скважин, га/скв.

Пример расчета.

КИН = 0, 405 - 0, 0028*13, 75 + 0, 052ℓ g 0, 432 · 10³ + 0, 139*0, 2 – 0, 15*ℓ g26, 6 – 0, 00022* 36 = 0, 405-0, 0385+0, 052*2, 63548+ 0, 0278-0, 15*1, 42488-0, 00792=0, 405-0, 0385+0, 13704+0, 0278-0, 21373-0, 00792 = =0, 30964.

Принимаем расчетный КИН - 0, 31, что близко к утвержденному значению.

1.5.3. Расчет запасов природного газа по формуле и расчет извлекаемых запасов графическим методом

Путем экстраполяции графика Q _зап= f (P_ср(t)) до оси абсцисс определяют извлекаемые запасы газа или используя соотношение:

где Q _зап – начальные извлекаемые запасы газа, млн. м³;

Q_{доб (t)} – добыча газа с начала разработки за определённый период времени (например за 5 лет) приведён в приложении 4, млн. м³;

P_нач – давление в залежи начальное, МПа;

P_ср(t) – средневзвешеное давление в залежи на период времени извлечения объёма газа (например за 5 лет), P_ср(t) =0, 9 Р_нач., МПа;

a_нач и a_ср(t) - поправки на отклонение свойств реального газа по закону Бойля-Мариотта от свойств идеальных газов (соответственно для давлений P_нач и P_ср(t)).Поправка равняется , где - коэффициент сверхсжимаемости газа, определяется по экспериментальным кривым Брауна-Катца. Для упрощения расчетов условно принимаем z_нач =0, 65, z_ср(t)=0, 66, величина которого соответствует давлению P_ср(t); Для расчета принимаем К_го= 0, 8. Отбор газа за 5 лет и начальное пластовое давление приведены в прил. 4.

Примеры определения показателей по запасам газа представлены в нижеследующей таблице.

№ п.п.	Наименование показателя	Обозначение	Величина.	Единицы измерения
	Начальное пластовое давление	Р пл	18, 4	МПа
	Отбор газа за 5 лет	Σ Qгаза	775, 2	млн.м3
	Принятый коэффициент газоотдачи	К го	0, 8	дол.ед
	Извлекаемые запасы газа	V извлек газа	6832, 8	млн.м3
	Балансовые запасы газа	Qбал газа		млн.м3
	Среднегодовой темп отбора газа	Тгаз	2, 3	%
	Продолжительность разработки	t		год

 

2. Выводы по результатам расчётов

Максимальная годовая добыча нефти достигнута на третий год разработки и равна 419, 2 тыс.т (см. приложение 6). Накопленная добыча нефти на последний расчётный год разработки равна 2685, 6 тыс. т, что составляет 88, 5% от начальных извлекаемых запасов; КИН на последний расчетный год – 0, 265 дол.ед; максимальный годовой темп отбора нефти от начальных извлекаемых запасов – 13, 8 %, на последний расчетный год 1, 2 %; обводнённость добываемой продукции – 91, 7 %; годовая закачка воды- 570 тыс.м³; компенсация отбора жидкости закачкой воды текущая и накопленная составляют соответственно 130 и 119 %; средние дебиты добывающих скважин по нефти и жидкости равны соответственно – 2, 8 и 34, 1 т/сут; средняя приёмистость одной нагнетательной скважины – 159, 2 м³/сут; текущее пластовое давление – 18, 3 МПа, что ниже начального на 0, 1 МПа. Рассматриваемый объект находится на четвертой стадии разработки. Характеристика стадий разработки нефтяных месторождений приведена в таблице ниже. Балансовые (геологические) запасы газа равны 8541 млн.м³, извлекаемые запасы газа 6832, 8 млн.м³. Среднегодовой темп отбора газа 2, 3 %. Продолжительность разработки газовой залежи - 44 года.

 

Характеристика стадии разработки нефтяных месторождений

 

Характеристика стадий	Единицы измерения	Краткая формула	Стадии разработки
I	II	III	IV
Годовой темп отбора нефти для мелких месторождений с извлекаемыми запасами менее 10 млн.т.________ Для крупных месторождений с извлекаемыми запасами более 10 млн.т.	%	Т = Qн.г./Qнач.извл.	1-10	5-12	6-1	1-0, 05
%	Т = Qн.г./Qнач.извл.	0, 5-3	3-5	3-1	1-0, 05
Отбор от извлекаемых запасов на конец стадии	%	Q=Σ Qдоб.н.с нач.разр /Qнач.извл.зап.	5-7		70-80
Обводнённость продукции	%	W =Vводы/Vжидк.	0-1	1-5	70-80
Нефтеотдача (КИН) в терригенных коллекторах	Дол. ед	КИН=Σ Qдоб.н.с нач. разр./Q бал	0, 05	0, 07-0, 1	0, 3-0, 4	0, 5-0, 6
Нефтеотдача (КИН) в карбонатных коллекторах	Дол. ед	КИН=Σ Qдоб.н.с нач. разр./Q бал	0, 03	0, 05	0, 25	0, 3-0, 4
Компенсация отбора жидкости закачкой воды, текущая	%	K=Qзак год/Qотб ж год	-	10-15	120-150	50-100
Компенсация отбора жидкости закачкой воды, накопленная	%	Σ K=Σ Qзак воды/Σ Q отб жидк	-		100-120
Число добывающих скважин	Доля от макс числа, %	n = nгод/nmax.
Число нагнетательных скважин	Доля от макс числа, %	n = nгод/nmax.	-	1-5
Пластовое давление	Доля от начального, %	Рпл= Рi/Рнач.		70-80	90-100	90-120
Продолжительность стадии для мелких - для крупных месторождений	Лет			1-2	15-20	50-100
Лет		3-10	3-6		100-150
Годовой темп отбора жидкости	%	Т = Qж.г./Qнач.извл	1-10	10-15	10-30	5-10
Годовая закачка воды	Доля от макс числа, %	Qзак год /Qзак макс	-
Темп закачки воды	%	Т = Qзак.вод г. / Qнач.извл.зап нефти	-	1-5	10-15	1-5

 

Приложение 1

 

Министерство образования и науки РФ

Федеральное Государственное бюджетное образовательное учреждение

высшего профессионального образования

 

Пермский национальный исследовательский политехнический университет

 

⇐ Предыдущая9101112131415161718

Поделиться:

Популярное:

1. A.16.15.3. Экран принудительной изоляции для использования в депо
2. Cинтетический учет поступления основных средств, в зависимости от направления приобретения
3. Cмыкание с декоративно-прикладным искусством
4. E) Ценность, приносящая доход, депозит.
5. F) объема производства при отсутствии циклической безработицы
6. F) показывает, во сколько раз увеличивается денежная масса при прохождении через банковскую систему
7. F)по критерию максимизации прироста чистой рентабельности собственного капитала
8. G) осуществляется за счет привлечения дополнительных ресурсов
9. H) Такая фаза круговорота, где устанавливаются количественные соотношения, прежде всего при производстве разных благ в соответствии с видами человеческих потребностей.
10. H)результатов неэффективной финансовой политики по привлечению капитала и заемных средств
11. I HAVE A STRANGE VISITOR (я принимаю странного посетителя)
12. I MAKE A LONG JOURNEY (я предпринимаю длинное путешествие)