 |
Метод подсчёта запасов свободного газа по падению давления
|
|
|
|
Лекция 18 Методы подсчёта запасов газа
В недрах, в условиях залежей, газ может находиться в свободном виде либо в растворённом виде в нефти и воде, а также в виде газогидратов.
В практике подсчёта запасов применяют 2 основных методов:
1. Объёмный метод (ОМ);
2. Метод падения пластового давления (МППД).
В соответствии с Классификацией запасов для свободного газа подсчитываются только геологические запасы.
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, hэфг коэффициентов открытой пористости k по и 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.
Объемный метод можно считать практически универсальным для подсчета запасов любой залежи или ее части при любой степени изученности.
Метод подсчёта запасов свободного газа по падению давления
|
|
|
Метод является динамическим, применяется для подсчёта извлекаемых запасов газа, работающих в условиях газового режима.
Метод основан на использовании зависимости между количеством газа, отбираемого в определенные периоды времени, и падением пластового давления в залежи.
Считается, что для газовых залежей эта зависимость постоянна во времени, т.е. количество газа, добываемого при снижении пластового давления на 0,1 МПа, постоянно в процессе всего срока эксплуатации залежи:
 ,
| () |
где 
V2 и V1 – добытое количество газа соответственно на вторую и первую даты; Рг1 и Рг2 – соответствующие на эти даты пластовые давления в залежи; α1 и α 2 – поправки на сжимаемость газа при давлениях соответственно Р1 и Р2.
Если в дальнейшем подобное условие будет соблюдаться, то общие запасы извлекаемого газа будут определяться по следующей формуле:
 .
| () |
Если замеры давления и отборов газа велись с начала разработки, то формула примет вид:
 .
| () |
Остаточные извлекаемые запасы
 .
| () |
Общие запасы определяются по формуле
 .
| () |
где Рк – остаточное давление в залежи при давлении на устье 0,1 МПа; α к – соответствующая давлению Р к поправка на сжимаемость газа, доли ед. α кт = 1 / Z к.
Значения Рк получают по зависимости:
 ,
| () |
где Нкп – глубина кровли пласта в скважине, см; ρ г – относительная плотность газа по воздуху.
Основные ошибки в точности определения запасов данным методом связаны с точностью замера Pпл и с точностью определения Рпл ср по залежи.
Pпл систематически должно замеряться на устье остановленных скважин на устье высокоточными манометрами.
Если в скважине на забое накопилась жидкость, то необходимо использовать манометры. Для определения среднего значения Pпл по замерам необходимо рассчитывать его, как средневзвешенную по площади либо по объёму пустотного пространства насыщенного свободным газом.
|
|
|
