3.1.7. Начальное и конечное пластовое давление
На уровне ГВК пластовое давление в залежи соответствует гидростатическому. Величина начального Рпл. в каждой исследованой скважине определялась на середину интервала перфорации расчетным путем по статическому давлению на устье остановленной скважины. Учитывая значительную высоту залежи в сеномане (210 м), среднее начальное пластовое давление в каждой скважине было пересчитано на условную поверхность, отстоящую от уровня ГВК на 1/3 высоты. Эта поверхность находится на гипсометрическом уровне - 1100 м.
При подсчете запасов в качестве среднего начального давления принято среднеарифметическое из значений в каждой скважине, приведенных к отметке - 1100 м. Оно равно 117,4 кгс/см2 или 113,9 физ.ед.
Для подуктивной толщи сеномана по данным исследования проб газа приняты соответственно псевдокритичекое давление, псевдокритическая температура и плотность газа. Устьевая температура принята 0 оС, пластовая - взята по замерам на отметке середины интервала перфорации.
Конечное пластовое давление рассчитывается на момент, когда давление на устье скважины после извлечения промышленных запасов газа составит 1 кгс/см2. Величина конечного пластового давления рассчитана по формуле:
,
где:
е - основание натуральных логарифмов, равное 2.71828;
y - плотность газа по воздуху, равная 0.56;
Н - средняя глубина скважины до уровня продуктивного горизонта в см, равная 113500см.
Отсюда: Рк=2.71828 1293 х 10 (-9) х 0.56 х 113500= 1.082 кгс/см2 или 1.06 физ.ат.
3.1.8 Поправка на температуру
Вводится в подсчетную формулу для приведения объема газа к стандартной температуре (t ст) и равна:
F= T+t ст./ Т+t пл.,
где:
Т - абсолютная температура (273 оК);
t ст. - стационарная температура (20 оС);
t пл. - средняя пластовая температура в залежи.
Средняя пластовая температура определена по геотермограмме на уровне а.о. -1100м. Отсюда:
F=273+20/273+27=0.98
Поправки (àн и àк) на отклонение свойств углеводородных газов от закона Бойля-Мариотта учитывают величину сверхсжимаемости газа при начальных и конечных пластовых условиях à=1/Z и рассчитаны, исходя из среднего состава газа, принятого среднего начального пластового давления в залежи (117.4 кгс/см2) и средней пластовой температуры на отметке 1100 м (27 оС или 300 К).
Приведенные значения давления и температуры (Рпр. и Тпр.) определены с учетом средних по залежи значений псевдокритического давления и температуры (Рс. и Тс.), рассчитанных по имеющимся анализам газа и равным Рс=45.72 кгс/см2 и Тс=190.49 оК.
Отсюда: Рпр.=117.4/45.72=2.57 Тпр.=300/190.49=1.57
В соответствии с полученными Тпр. и Рпр. величина Z по графику Брауна составила 0.838; ан=1/0.838=1.19. Величину поправки а к принимаем равной 1, т.к. при Ркр.=1ата, Z практически равен 1.
3.1.9. Суть расчета начальных запасов газа объемным методом на
сеточной модели ЭВМ
Сущность объемного метода заключается в определении объема сво-бодного газа, приведенного к стандартным условиям, в насыщенных им объемах пустотного пространства пород коллекторов залежи.
Основой метода является построение сеточных функций (массивов) следующих параметров: отметок кровли, начального положения ГВК, коэффициентов пористости, песчанистости и газонасыщенности. Основные данные по скважинам Ямбургского месторождения, используемые при подсчете запасов газа, определяются по методике, принятой в ТюменНИИГипрогазе. Сеточная модель позволяет охватить и учесть все факторы, влияющие на разработку, и является ключом решения проблемы оптимизации, регулирования и управления разработкой месторождения; она дает надежные результаты по определению показателей разработки на перспективу в условиях интенсивного тобора газа, что особенно важно на крупных месторождениях, так как дает возможность точно определить сроки ввода ДКС, объем дополнительного бурения и своевременно принять меры для повышения газоотдачи залежи.
Для оценки точности подсчета запасов газа объемным методом необходимо знать ошибки определения контура газоносности, начального положения ГВК, пористости и газонасыщенности. Информация, представляемая ТюменНИИГипрогазом для моделирования, оценивается по точности. Среднеквадратичные ошибки в определении параметров подсчета запасов газа не превышают допустимых на стадии опытно-промышленной эксплуатации месторождения
Задача построения поверхностей параметров пласта делится на два этапа: построение триангуляционной сетки и аппроксимация ее равномерной прямоугольной сеткой.
Примененный при моделировании пластов алгоритм триангуляции заключается в следующем. Все точки (скважины) в области соединяются между собой отрезками. Затем отрезки попарно проверяются на пересечение. Если отрезки пересекаются, то выбирается тот из них, который обеспечивает деление четырехугольника, образованного двумя парами вершин на более равносторонние по указанному выше критерию, другой отрезок становится запрещенным и в дальнейшем сравнении не участвует. Такая выбраковка отрезков позволяет свести зависимость затрат времени (Т) на триангуляцию от числа точек (K)\"5\"24 2 к квадратичной форме (Т К ), а не факториальной (T К!). Программа отдельно обрабатывает более сложные случаи выбраковки таких, как, например, при соосности отрезков или их паралельности осям прямоугольной области. Итогом триангуляции является полученный набор разрешенных отрезков, образующих оптимальную по выбранному критерию треугольную сетку, ячейками которой являются произвольные треугольники. Далее на прямоугольной области рассматриваемого пласта строится прямоугольная сетка с числом узлов по вертикали и горизонтали соответственно -93 и 27. Те узлы, которые попадают в одну треугольную ячейку, соответствующую проекции наклонного треугольника в трехмерном пространстве на плоскость прямоугольной области, интерполируются этим треугольником.
После определения во всех узлах прямоугольной сетки значений параметра пласта соответствующая сеточная функция считается построенной и записывается в базу данных. Таким образом строились все поверхности пластовых параметров.