По теме «Определение дренируемых запасов газа газовой залежи по методу падения пластового давления»

 

Цель: изучить метод определения дренируемых запасов газа по падению пластового давления, определить по данным эксплуатации залежи начальные дренируемые запасы газа, начальное пластовое давление, балансовые и извлекаемые запасы, коэффициент газоотдачи и начальный газонасыщенный поровый объём.

 

Основные понятия и определения

 

В соответствии с классификацией запасов месторождений нефти и газов они подразделяются на две группы.

К I группе относятся месторождения простого геологического строения, продуктивные пласты которых характеризуются выдержанностью толщин и коллекторских свойств по площади и разрезу.

Ко II группе относятся месторождения сложного геологического строения, характеризующиеся невыдержанностью толщины и коллекторских свойств продуктивных пластов (горизонтов).

Все разведанные запасы нефти, горючих газов, конденсата, а также содержащихся в них сопутствующих компонентов, которые служат или могут служить сырьевой базой для действующих, реконструируемых и проектируемых предприятий, подлежат обязательной проверке и утверждению Государственной комиссией по запасам полезных ископаемых.

Запасы нефти, горючих газов и сопутствующих компонентов по их народнохозяйственному значению разделяются на две группы, подлежащие отдельному подсчету и учету:

Балансовые запасы – это запасы, разработка которых в настоящее время экономически целесообразна. В балансовых запасах нефти, растворенного в ней газа, а также конденсата в свободном газе выделяются и учитываются извлекаемые запасы, то есть запасы, которые можно извлечь при наиболее полном и рациональном использовании современной техники и технологии.

Забалансовые запасы – это запасы, разработка которых в настоящее время нерентабельна, но которые могут рассматриваться в качестве объекта для промышленного освоения в дальнейшем.

В балансовых запасах газа, а также конденсата в свободном газе выделяются и учитываются извлекаемые запасы, т. е. запасы, которые можно извлечь при наиболее полном и рациональном использовании современной техники и технологии добычи.

Запасы газа и газового конденсата подсчитываются на структурных планах, составленных в зависимости от размера месторождения, в масштабе, обеспечивающем необходимую точность замера площадей (1:5000 – 1:50000). Границы подсчета запасов по месторождению, отдельным залежам и тектоническим блокам принимаются по данным разведки и должны быть увязаны с геологическими особенностями месторождения.

Подсчет и учет запасов газа, газового конденсата и содержащихся в них сопутствующих компонентов должны производиться раздельно для каждой изолированной залежи. Запасы конденсата подсчитываются в тысячах тонн. Запасы природных газов подсчитываются в миллионах, а гелия – в тысячах кубических метров, приведенных к стандартным условиям (760 мм. рт. ст. или 0,101325 МПа и 20°С).

Подсчет запасов газа и конденсата месторождений (залежей) природных газов можно производить объемным методом и методами, основанными на принципе материального баланса (по методу падения давления). При этом метод падения пластового давления является дополнительным, используемым для оперативной оценки дренируемых запасов в ходе анализа разработки залежи. Комплексное применение объемного метода и метода падения давления позволяет повысить точность определения запасов залежи (месторождения).

Подсчет запасов газа газовых залежей производится объемным методом, а при наличии фактических полноценных геолого - промысловых данных - и по методу падения давления. По методу падения давления подсчет запасов производится по залежам, в которых доказано отсутствие запасов нефти промышленного значения и резко выраженного водонапорного режима, определено изменение приведенного пластового давления от суммарного отбора газа из залежи во времени, установлено снижение средневзвешенного пластового давления и оценено количество пластовой воды, поступившей в залежь за период эксплуатации.

Забалансовые запасы газа, конденсата подсчитываются по степени их изученности с объяснением причин отнесения их к забалансовым [2, 6].

При подсчете запасов газа методом падения давления должны быть установлены:

а) размеры и форма залежи;

б) тектонические особенности и литологический состав продуктивного пласта, и изолированность отдельных частей (блоков) залежи;

в) начальное и текущие высотные положения газоводяного контакта;

г) характеристика газогидродинамической связи залежей месторождения;

д) начальное статическое и пластовое давление, и пластовая температура, а также изменение приведенного пластового давления по скважинам и средневзвешенного по залежи во времени;

е) отбор газа и конденсата по скважинам и по залежи в целом;

ж) графическая зависимость средневзвешенного приведенного пластового давления газа от отбора его по залежи;

з) степень дренируемости скважинами объема газовой залежи;

и) при наличии конденсата – содержание его в газе, состав и коэффициент извлечения его при текущем пластовом давлении;

к) газогидродинамические условия и режим работы залежи и отдельных ее частей;

л) дата начала вторжения пластовой воды и количество ее, поступившее в пласт за период эксплуатации, рассчитанное различными методами;

м) перетоки и потери газа.

Методика определения дренируемых запасов газа газовой залежи по методу падения пластового давления

 

Краткая теория вопроса

 

Предложенная ниже методика подсчета запасов газа по методу падения пластового давления применима для залежей, относящихся к I группе месторождений простого геологического строения, продуктивные пласты которых характеризуются выдержанностью толщины и коллекторских свойств по площади и разрезу.

При подсчете запасов газа по методу падения пластового давления для залежей, относящихся ко II группе, можно предложить некоторые модификации метода падения давления (метод удельных объёмов дренажа, метод средневесовой плоскости и т.п.) [2, 7].

Обработка промысловых данных (средние пластовые давления и соответствующие добытые количества газа на различные моменты при уверенности, что режим залежи газовый) по уравнению материального баланса с использованием метода наименьших квадратов позволяет вычислить газонасыщенный объем порового пространства , а затем и запасы газа. Однако для более обоснованного определения запасов газа по падению среднего пластового давления промысловые данные подвергают графической обработке. Это позволяет исключить из рассмотрения (после соответствующего анализа) дефектные точки или установить причины различных аномалий, отклонений. Графический метод обработки промысловых данных позволяет с большей наглядностью определить режим залежи, момент начала активного продвижения воды.

Для промышленной оценки запасов месторождений или отдельных залежей газов определяющее значение имеют: форма и площадь, а также толщина, коллекторские свойства, газонасыщенность и эксплуатационная характеристика продуктивных пластов (горизонтов) [2, 6, 7].

Толщины продуктивных горизонтов или отдельных пластов-коллекторов весьма разнообразны и колеблются от нескольких сантиметров до десятков, а иногда и сотен метров.

Различают общую толщину продуктивного пласта, включающую от кровли до подошвы все прослои проницаемых и непроницаемых пород; эффективную (полезную), состоящую из суммы толщин проницаемых пластов-коллекторов, и газонасыщенную толщину пластов-коллекторов, включающую только те прослои пород, которые содержат нефть или газ.

Пористость в зависимости от сообщаемости пор и их насыщенности нефтью или газом разделяется на общую, открытую и эффективную. При подсчете запасов принимается открытая пористость.

Пластовое давление – это давление пластового флюида, насыщающего поровое пространство горной породы.

Приведенное пластовое давление – это пластовое давление, приведенное к единой плоскости (начальное положение ГВК, середина этажа газоносности) [6].

Средневзвешенное пластовое давление – это среднее пластовое давление, взвешенное по газонасыщенному поровому объему и определяемое по формуле

 

. (1)

 

Представим уравнение материального баланса для залежи в случае газового режима в виде

 

, (2)

 

где Р_н, , – начальное, текущее средневзвешенное по объему порового пространства пластовое давление и давление стандартных условий (0,101325 МПа), МПа;

, – пластовая температура и температура стандартных условий (293,15 К), К;

, , – коэффициент сверхсжимаемости для текущего, начального давления и давления стандартных условий;

– объем добытого газа на момент времени t, приведенный к стандартным условиям, млн. м³;

– газонасыщенный объем порового пространства, млн. м³.

Будем откладывать по оси абсцисс отобранные объемы газа , по оси ординат - на разные моменты времени. Из уравнения (2) следует, что зависимость представляет собой линейную вида

 

, (3)

 

где b = , (4)

 

а = . (5)

 

Коэффициенты а и b найдем методом наименьших квадратов:

 

(6)

 

, (7)

 

где (8)

Q (t _i) (9)

 

. (10)

 

, (10*)

 

, (11)

 

где Н – глубина залежи, км;

H = – при соответствии начального пластового давления гидростатическому закону;

– коэффициент конечной газоотдачи;

Q_извл – извлекаемые запасы пластового газа, млн. м³;

– балансовые запасы пластового газа, млн. м³;

– пластовое давление к концу разработки – давление «забрасывания», МПа;

– плотность воды (10³ кг/м³);

g – ускорение свободного падения (9,81 Н/кг, или м/с²);

– пластовое давление на i-й момент времени, МПа;

– накопленная добыча газа на i-й момент времени, млн. м³;

N – количество интервалов времени;

i – номер момента времени.

Расчет коэффициента сверхсжимаемости производится либо аналитически (формула В.В. Латонова – Г.Р. Гуревича (12) [1], по уравнению состояния реального газа и т.п.), либо графически (по графикам Стендинга и Катца), по данному составу газа и определенным давлению и температуре.

 

(12)

 

(13)

 

(14)

 

(15)

 

, (16)

 

где , – критические температура и давление i- го компонента смеси газов;

, – псевдокритические температура и давление смеси газов;

, – приведенные температура и давление смеси газов;

М – количество компонентов в смеси;

i – номер компонента;

– мольная доля компонента смеси.

По полученным значениям коэффициентов с использованием уравнения (2) определяем балансовые ( ) и извлекаемые запасы ( ), а затем коэффициент конечной газоотдачи [8].

Необходимо отметить, что пластовое давление не равно устьевому давлению и вышеуказанное равенство принято нами с целью упрощения расчетов. При проведении точных расчетов балансовых запасов необходимо рассчитать пластовое давление, соответствующее устьевому давлению в 1 атм. Расчеты производятся по нижеприведенным формулам [5]:

 

, (17)

 

, (18)

 

, (19)

 

, (20)

 

где Т_ср – средняя по стволу скважины температура, К;

Т_у, Т_пл – устьевая и пластовая температура соответственно, К;

– плотность газа в стандартных условиях, кг/м³;

– относительная плотность газа по воздуху;

z_ср – коэффициент сверхсжимаемости, рассчитанный для средних по стволу скважины давления и температуры;

L – глубина скважины, м.

Расчет пластового давления осуществляется с помощью последовательного приближения (итерационно).

Кроме того, по полученным коэффициентам определяют начальное пластовое давление и газонасыщенный поровый объем. При подсчете запасов газа по методу падению пластового давления необходимо учитывать, что значение пластового давления и точность его определения очень сильно

Рисунок 1 – Графики зависимости коэффициента сверхсжимаемости z от приведенных температуры и давления по данным Стендинга и Катца

сказывается на достоверности запасов. Следует помнить, что применяемые на практике манометры градуированы на технические (1ат=0,0980665 МПа) атмосферы и показывают избыточное давление. Необходимо также учитывать класс точности манометра и способ определения средневзвешенного по объему порового пространства пластового давления (измерение статического устьевого или забойного давления, расчет давления в газовой залежи по напору законтурных вод, вычисление пластового давления по данным испытания скважин по методу противодавления).

 

Задача 1. Определить по данным эксплуатации газовой залежи начальные дренируемые запасы газа, начальное пластовое давление, балансовые и извлекаемые запасы, коэффициент газоотдачи и начальный газонасыщенный поровый объём. Исходные данные приведены в приложении Б таблицах Б.1 - Б.3.

 

Порядок расчета.

1 Рассчитываем псевдокритические параметры смеси по формулам (15) – (16). Результаты расчета заносим в таблицу 1.

 

Таблица 1 – Результаты расчета псевдокритических параметров смеси

Компонент	Мольная доля, ηi	Ркр	Ткр	ηi·Ркр	ηi·Ткр
СН4
С2Н6
С3Н8
nС4Н10
iС4Н10
n C5 H12
Сумма

 

2 Рассчитываем приведенное пластовое давление , используя рисунок 1 или формулы (12) - (14). Результаты расчета заносят в нижеприведенную таблицу. Строим графическую зависимость от . Проводим аппроксимирующую прямую, определяем приведенное пластовое давление на начало разработки , балансовые и извлекаемые запасы.

 

Таблица 2 – Результаты расчета приведенного пластового давления

№ замера	P	Рпр	Тпр	z	P/z	Qстдоб
N

 

3 Рассчитываем коэффициенты a и b линейной зависимости (3) по формулам (4) – (9). Результаты расчета заносим в таблицу 3.

 

Таблица 3 – Результаты промежуточных расчетов произведений и сумм

№ замера
N
Сумма

 

4 Строим графические зависимости z от , от .

5 Определяем начальное пластовое давление , используя графическую зависимость от или по методике, изложенной в приложении А.

6 Рассчитываем газонасыщенный поровый объем из формулы (5)

7 Рассчитываем пластовое давление к концу разработки по формуле (11).

8 Определяем коэффициент конечной газоотдачи по формулам (10) .