МЕТОДЫ ПОДСЧЕТА ЗАПАСОВ ГАЗА

При подсчете запасов газа различают свободный газ, т. е. из газовых залежей и газовых шапок нефтегазовых (газонефтяных) залежей, и газ, растворенный в нефти (попутный газ).

Подсчет запасов свободного газа

Объемный метод подсчета запасов свободного газа основан на тех же принципах определения объема залежи, что и объемный метод подсчета запасов нефти:

где Qr — начальные запасы газа (в стандартных условиях, рст= 0,1 МПа, Тст=293 К); F — площадь в пределах контура газоносности, м2; h — эффективная газонасыщенная мощность, м; kn — коэффициент открытой пористости; ро — начальное пластовое давление в залежи, МПа; рст — среднее остаточное давление, МПа, в залежи после извлечения промышленных запасов газа и установления на устье скважины давления, равного 0,1 МПа; ао и аст — поправки на отклонение углеводородных газов от закона Бойля— Мариотта соответственно для давлений р0 и рст, равные 1/z, где z=pV/(RT) — коэффициент сжимаемости газа, определяемый по пластовым пробам; f — поправка на температуру для приведения объема газа к стандартной температуре: Тстпл=293К/(273К+ tnji); к. — коэффициент газонасыщенности с учетом содержания связанной воды; tn/i — пластовая температура.

Метод подсчета запасов газа по падению давления основан на связи количества извлекаемого газа с величиной падения давления в процессе разработки газовой залежи. Если на первую дату подсчета в начале разработки залежи добыто Q, объемов газа, при этом давление в залежи составило р,, а на вторую более позднюю дату отобрано Q2 объемов газа и давление равнялось р2, то добыча газа за этот период (от первого до второго подсчета) на единицу падения давления составит

Исходя из того, что и в дальнейшем при падении пластового давления в залежи до некоторой его конечной величины будут добываться одинаковые количества газа на единицу падения давления, получают следующую формулу для подсчета запасов газа:

где Qr— промышленные запасы газа на дату, когда уже было отобрано газа Q2, м3.

Для залежей с водонапорным режимом метод по падению давления неприменим, так как при подсчете запасов газа этим методом предполагается, что первоначальный объем пор пласта, занятый газом, не меняется в процессе эксплуатации. При газоводонапорном режиме в формулу необходимо вводить поправку на количество газа, вытесненного за определенный период времени напором воды (Q’). Тогда формула для подсчета запасов примет следующий вид:

Остаточное давление в этом случае учитывать нет необходимости.

Если количество газа, вытесненного напором воды, определить невозможно, запасы газа следует подсчитывать объемным методом.

Если месторождение газоконденсатное, то после определения запасов газа подсчитывают запасы газоконденсата:

где П — потенциальное содержание конденсата.

Объемный метод подсчета запасов газа можно применять на любой стадии разведанности залежи. Для использования метода по падению давления необходимо иметь данные эксплуатации скважин.

Объемный метод применяется при любом режиме работы пласта. Метод по падению давления эффективен лишь при газовом режиме, при водонапорном (газоводонапорном) режиме точность расчета этим методом резко снижается.

Для проверки возможности применения метода подсчета по падению давления рассчитывают количества добытого из залежи газа на единицу падения давления в разные периоды разработки. Если результаты этих расчетов совпадают, можно применить метод по падению давления. Увеличение количества добытого газа на единицу снижения давления в более поздние периоды разработки указывает на наличие напора вод и вытеснение ими части объема газа.

Подсчет запасов газа, растворенного в нефти

Балансовые запасы газа, растворенного в нефти, рассчитывают по формуле:

где Огбал, Онбал — балансовые запасы газа, м3, и нефти, т; г0— содержание газа в нефти при начальном пластовом давлении, м3/т. Величина извлекаемых запасов газа, растворенного в нефти, зависит от режима работы нефтегазоносных пластов.

При водонапорном режиме (при котором разрабатывается подавляющее большинство месторождений в России) газовый фактор в процессе эксплуатации залежи мало изменяется во времени и извлекаемые запасы газа, растворенного в нефти, подсчитывают по упрощенной формуле:

где г— газовый фактор, м3/т, замеренный на поверхности при давлении 0,1 МПа; 0низв — извлекаемые запасы нефти, т; 0гизв — извлекаемые запасы газа, растворенного в нефти, м3.

 
Посмотреть оригинал
< Пред   СОДЕРЖАНИЕ   ОРИГИНАЛ     След >