Определение запасов газа объемным методом и методом падения пластового давления в залежи.

Запасы, т. е. объем газа, находящегося в пласте, определяют, исходя из геометрии порового пространства и характеристики газа.

Для элемента объема пласта dV согласно уравнению состояния реального газа имеем

, (2.24)

где dQ — запас газа в элементе газоносного пластаобъемом dV, приведенный к стандартным условиям (рст=0, 103 МПа и Тст=293 К); р—пластовое давление, МПа; Т -пластоваятемпература, К; z—коэффициент сверхсжимаемости при р и Т для данного состава газа; m—пористость; a — коэффициентгазонасыщенности: dW= madV —объем порового пространства элемента пласта dV.

Для обычных газоносных пластов в общем случае параметры m, р, Т, z и a переменные как по мощности, так и по площади залежи.

Запасы газа определяют путем интегрирования уравнения (2.24) в пределах: запаса газа — 0-Q, и объема V:, представленного в виде произведения площади F газаноснойчасти пласта и эффективной мощности h пласта

, (2.25)

где i – число участков, соответствующих данному значению

Методика определения запасов газа по формуле (2.25) состоит в следующем. Для каждой скважины сначала определяем удельные запасы газа

, (2.26)

где j—число продуктивных пропластков в скважине.

Удельные запасы газа, приходящиеся на каждую скважину, наносим на карту и, соединяя линиями точки с одинаковыми их значениями, строим карту удельных запасов газа. По этой карте определяем площади, соответствующие каждому значению I. Запасы газа для пласта в целом

, (2.27)

где i — число участков, соответствующих данному значению Ii.

Часто потенциальные запасы газа определяют по формуле

, (2.28)

в которой Tcp, pcp. zcp, mcp, acp
принимают либо постоянными, либо как среднеарифметические значения или же принимают средневзвешенные значения по толщине и площади каждого параметра в отдельности из соответствующих карт.

Извлекаемые запасы газа при подсчете объемным методом составят

, (2.29)

Из сказанного видно, что применяемый на практике объемный метод подсчета запасов газа с помощью формулы (2.28) требует большого объема вычислений и построения значительного числа карт, необходимых для определения средних значений параметром пласта. Каждый параметропределяют раздельно вместо интегрирования комплекса величин, как это следует из формулы (2.25), и при этом можно получить как завышенные, так н заниженные запасы газа по сравнению с фактическими.

18. Коэффициент извлечения нефти, газа, конденсата. Исходя из физических условий содержания УВ в пустотном пространстве коллекторов (их физико-химических свойств, определяющих поверхностные взаимодействия флюидов и породы, молекулярных, капиллярных и др.), из технологических и технических возможностей (достигаемой степени полноты охвата объема пласта процессом вытеснения при реализуемой системе разработки) и из экономических ограничений плотности сетки скважин, пре­дельного дебита и обводненности продукции и других параметров, ясно, что на поверхность из продуктивных пластов можно извлечь только какую-то часть содержащихся в них запасов углеводородов.

Количественно доля запасов (нефти, газа, конденсата), которая может быть извлечена (при применении наиболее эффективных в данных геолого-физических условиях технологий и технических средств, при выполнении оптимальных экономических показателей и соблюдении требований охраны недр и окружающей среды) определяется: для нефти коэффициентом извлечения нефти (КИН). для газа и конденсата (КИК) соответственно коэффициентами извлечения газа и конденсата.

Исходя из физических особенностей этих УВ, наиболее сложным является определение коэффициента извлечения нефти (КИН). По каждому нефтяному эксплуатационному объекту, вводящемуся в разработку, расчет выполняется специализированной научной организацией и после согласования с заинтересованными сторонами утверждается ГКЗ Российской Федерации (ГКЗ РФ). Коэффициент извлечения газа по отдельным газовым объектам не рассчитывают, а принимают, исходя из имеющегося опыта в целом по газовой отрасли, равным 0, 8. Методы ОЦЕНКИ КИН: метод аналогии, многофакторного статистического моделирования, эмпирического (покоэффициентного) моделирования, экстраполяционные методы (характеристики вытеснения), гидродинамические методы.

Остановимся подробнее на физической сущностикоэффициента извлечения нефти (КИН) и методах его расчета.

В общем виде коэффициент извлечения нефти может быть выражен как отношение количества нефти, извлеченной на поверхность (Q извл ) - к геологическим запасам нефти залежи (Qбал) КИН=Qизвл/ Qбал

Коэффициент извлечения за все время разработки залежи называется конечным, за некоторый промежуток времени с начала разработки – текущим

 

8 2 6 17

⇐ Предыдущая12345678910Следующая ⇒

Поделиться: