5.3 Порядок виконання роботи

Площа газового покладу (F) підраховується по структурній карті покрівлі продуктивного пласта (згідно індивідуального завдання). Середня ефективна потужність продуктивного пласта визначається аналогічно, як і при об’ємному методі підрахунку запасів нафти. При підрахунку запасів по газовим покладам можна зразу визначити коефіцієнт пористості з врахуванням зв’язаної води, якщо відома газопроникність вміщаючих порід. Для цього необхідно використати графік О.О Ханіна (рис. 5.1) залежності газопроникності піщаних порід від їх пористості з врахуванням зв’язаної води, ефективної пористості і газопроникності.

1- алевритові породи; 2 - мілкозернисті породи; 3 - крупно- і середньозернисті породи

Рисунок 5.1 - Залежність ефективної пористості від газопроникності для теригенних порід (за О.О. Ханіним).

Поправка на температуру (f) розраховується по формулі:

, (5.3)

де Т – абсолютна температура, рівна 273ºС;

t_ст, t_пл – відповідно стандартна і пластова температура, С; t_ст=20С;

Пластову температуру t_пл. можна визначити безпосередньо в свердловині за допомогою термометра , або за формулою:

, (5.4)

де H – середня глибина залягання продуктивного пласта, м;

h_пл – глибина залягання прошарку з постійною температурою, м;

G – геотермічна ступінь, м/ºС;

t_сер – середня річна температура повітря на поверхні, ºС.

Для визначення середнього пластового тиску на дату підрахунку запасів попередньо розраховують величини пластових тисків по свердловинах за даними манометричних тисків виміряних на їх гирлах (вихідні дані) за формулою:

(5.5)

де Р_м – манометричний тиск, заміряний на гирлах свердловин, (при тимчасовому її закритті) МПа;

е – основа натуральних лагорифмів, яка дорівнює 2,71;

Н – глибина залягання продуктивного пласта, м;

ρ_г – густина газу по повітрю.

З метою скорочення розрахункової частини, при виконанні даної роботи можна скористатись формулою (5.5) для визначення середнього пластового тиску (Р_пл) на дату підрахунку. Для цього, маючи заміри тисків на гирлах свердловин, розраховують середнє значення манометричного тиску в покладі на кінець останнього кварталу Р_м.ср , а по структурній карті визначають середню абсолютну глибину продуктивного горизонту в межах контуру газоносності Н_ср .

Підставивши у формулу (5.5) замість Р_м і Н отримані значення Р_м.ср і Н_ср, можна розрахувати величину середнього пластового тиску Р_пл. Кінцевий залишковий пластовий тиск Р_к розраховується по тій ж самій формулі, що і середній пластовий тиск на дату підрахунку, тільки в цьому випадку Р_м.ср =0,1 і формула (5.5) буде мати вигляд:

; (5.6)

Для розрахунку величин поправок а і а_к на відхилення вуглеводневих газів від закону Бойля – Марріота необхідно попередньо визначити коефіцієнт стисливості газу (z) за графіком, на якому він представлений у вигляді функції від приведеного псевдокритичного тиску і приведеної псевдокритичної температури (рис. 5.2).

При визначенні коефіцієнта стисливості для нафтових газів, що складаються з суміші компонентів, які мають різні критичні температури, необхідно попередньо порахувати їх псевдокритичні температури і тиски за фракційним складом. Дані про фракційний склад газу наведені в кожному індивідуальному завданні, а дані про критичні тиски і критичні температури кожного з компонентів газу наведені в додатку А.

Псевдокритичний тиск і псевдокритична температура визначаються за наступними формулами:

, (5.7) , (5.8)

де Р_г і Т_г – сума середньозважених значень критичних тисків і температур окремих вуглеводнів, що відповідно називаються псевдокритичним тиском і псевдокритичною температурою;

у – об’ємний або мольний вміст даного компоненту в газі,%;

Р_с і Т_с –критичні тиски і температури окремих складових газу.

Відношення тиску, під яким знаходиться суміш газів до псевдо- критичного тиску, називається приведеним псевдокритичним тиском (P_R) і визначається за формулою:

. (5.9)

Відношення температури суміші газів до псевдокритичної температури називається приведеною псевдокритичною температурою, яка визначається за формулою:

, (5.10)

За розрахованими даними приведених псевдокритичних тисків і температур можна знайти значення коефіцієнтів стисливості реального газу, скориставшись графіком приведеним на рис. 5.2. Знаючи коефіцієнт стисливості газу (z), легко визначити поправку на відхилення даного газу від закону Бойля - Марріота за співвідношенням:

, (5.11)

Рисунок 5.2 - Залежність коефіцієнта стисненості (z) нафтового газу від приведених псевдо критичних значень тиску (Р_R) і температури (T_R) (за Р. Брауном).

Розглянемо цифровий приклад визначення поправки на відхилення вуглеводневих газів від закону Бойля - Марріота для ідеальних газів за відомим фракційним складом газу.

Припустимо, що газ є суміш метану 90% (відсоток від об'єму), етану 5%, пропану 3%, бутану + вищі 1%, азоту 1%. Знаючи критичний тиск і критичні температури для кожної складової, можна визначити псевдокритичні тиск і температуру даного газу:

Р_r = (0,9 х 4,72) + (0,05 х 5,0) + (0,03 х 4,33) + (0,01 х 3,87)+

+ (0,01 х 3,46) = 4,70;

Т_r = (0,9 х 191,0) + (0,05 х 306,0) + (0,03 х 370,0) + (0,01 х 425,0) + (0,01 х 126,0) = 203,81.

Визначимо приведені псевдокритичні тиск і температару для випадку, коли газ знаходиться в пласті при тиску 10 МПа і температурі

50 ⁰С:

За допомогою графіку (рис.5.2) одержуємо коефіцієнт стисненості z = 0,86 і визначаємо поправку а:

У разі, коли фракційний склад газу невідомий, визначення коефіцієнту стисненості (z) може бути проведено за допомогою графіку, який зображено на рис. 5.3.

Рисунок 5.3 - Визначення коефіцієнта стисненості газу за даними густини, тиску і температури

Для користування цим графіком необхідно мати дані про густину газу до повітря, пластову температуру і тиск.

Величини Р_r і Т_r можна також визначити за допомогою графічних залежностей цих величин від відносної густини (по повітрю) даного газу рис. 5.4. і рис. 5.5. Слід відзначити, що даними графіками можна користуватись в тому випадку, коли сумарний вміст невуглеводневих газів (H₂S, N₂, CO₂) не перевищує 15%.

Рисунок 5.4 - Залежність псевдокритичного тиску (Р_r) від густини вуглеводневих газів до повітря (ρ_г) за Ф. І. Котяховим

Рисунок 5.5 - Залежність псевдокритичної температури (Т_r) від густини вуглеводневих газів до повітря (ρ_г) за Ф. І. Котяховим

Коефіцієнт газонасиченості ( ) визначається за вмістом в колекторі зв’язаної води із співвідношення:

, (5.12)

де β_в – вміст зв'язаної води.

Кількість зв'язаної води в газонасичених породах може бути визначена по графіку, зображеному на рис. 5.6.

В тих випадках, коли для визначення коефіцієнту пористості використовується графік О.О. Ханіна ( див. рис.5.1), нема необхідності окремо враховувати коефіцієнт газонасиченості, так як на цьому графіку значення коефіцієнтів пористості приведені з врахуванням зв’язаної води.

Коефіцієнт газовіддачі умовно можна прийняти рівним 0,95 ( = 0,95).

Рисунок 5.6 - Залежність між водонасиченістю породи і проникністю для колекторів різного типу (за П. Джонсоном)