10.2 Основні теоретичні положення

Підрахунок запасів розчиненого в нафті газу робиться на підставі даних про запаси нафти, розчинності газу в нафті і уявлень про режим роботи покладу. У зв'язку з цим в запропонованому завданні об'єднано три задачі: 1) визначення режиму роботи покладу, 2) підрахунок запасів нафти і 3) підрахунок запасів газу, розчиненого в нафті. Рішення цих задач обов'язково проводиться у вказаній послідовності, оскільки третя задача не може бути вирішена раніше двох попередніх.

Зазвичай режим роботи покладу визначається на підставі аналізу чинників, серед яких велике значення надається гідрогеологічним умовам, літолого-фізичній характеристиці продуктивного горизонту, тектоніці площі, залежності пластового тиску від відбору нафти, поведінці пластового тиску і газового чинника в процесі розробки, наявності або відсутності просування контурних вод в процесі розробки і т д. Тільки шляхом співставлення комплексу даних можна вирішити питання про режим роботи продуктивного горизонту. Детально це було розглянуто в лабораторній роботі 8.

В рамках лабораторної роботи для такого дослідження неможливо надати всі необхідні відомості. У зв'язку з цим в завданні для спрощення питання і виділення найхарактерніших чинників, що визначають режим роботи покладу в процесі його розробки, розглядаються лише основні показники, що характеризують режим роботи. Ними, як відомо, є просування контурних вод або його відсутність, поведінка пластового тиску і газового чинника в часі і залежність пластового тиску від відбору рідини.

10.3 Порядок виконання роботи

При виконанні завдання для визначення режиму роботи покладу необхідно побудувати графік динаміки зміни пластового тиску від текучого і накопиченого відбору рідини (рис. 10.1), а також графік динаміки зміни пластового тиску і газового фактору в процесі розробки (рис. 10.2).

Рисунок 10.1 - Динаміка зміни пластового тиску від текучого і накопиченого відбору рідини

Рисунок 10.2 - Динаміка зміни пластового тиску і газового фактору в процесі розробки

На першому з цих графіків повинно бути показано дві криві. Для їх побудови по осі ординат відкладається пластовий тиск (середнє значення тиску на кінець даного кварталу), а по осі абсцис - два параметри: значення поточного відбору рідини (видобуток нафти і води протягом того ж кварталу) і накопичений видобуток рідини (видобуток нафти і води з початку розробки до кінця того ж кварталу) у відповідних масштабах. Побудовані криві покажуть зміну пластового тиску залежно від поточного сумарного відбору рідини з пласта.

На другому графіку по осі ординат відкладаються газовий фактор і пластовий тиск, а по осі абсцис - час (квартали). Лінії, які сполучають нанесені точки тиску або газових чинників, покажуть поведінку відповідних параметрів в часі.

На підставі зіставлення цих графіків, враховуючи просування води або його відсутність і виходячи з відомих характерних особливостей кожного режиму роблять висновок про режим роботи конкретного покладу.

Після визначення режиму роботи покладу розраховуються балансові запаси нафти Q_б На підставі наведених початкових даних, це можна зробити лише за допомогою методу матеріального балансу, формула якого вибирається також залежно від режиму роботи покладу:

а) Для режиму розчиненого газу

(10.1)

б) Для змішаного режиму (з напором води)

(10.2)

в) Для змішаного режиму (з початковою газовою шапкою)

(10.3)

Визначення майже всіх параметрів для розрахунку запасів нафти розглядалося детально в лабораторній роботі №8. Проте для визначення коефіцієнта зміни об'єму газу (v) і кількості води W, що увійшла де пласта в даній лабораторній роботі були передбачені деякі спрощення.

Так визначення коефіцієнта стисливості газу (z) для розрахунку параметра (v) може бути проведено на підставі даних про густину газу до повітря. Для цього спочатку за допомогою графічних залежностей (рис. 10.3 і 10.4) визначають значення псевдокритичного тиску і псевдокритичної температури Р_r і Т_r.

Рисунок 10.3 - Залежність псевдокритичного тиску (Р_r) від густини вуглеводневих газів до повітря (ρ_г) за Ф. І. Котяховим

Рисунок 10.4 - Залежність псевдокритичної температури (Т_r) від густини вуглеводневих газів до повітря (ρ_г) за Ф. І. Котяховим

Потім за формулами:

, (10.4)

(10.5)

знаходяться значення приведеного псевдокритичного тиску і приведеної псевдокритичної температури, на підставі яких по графіку (рис.10.5) визначається коефіцієнт стисливості даного вуглеводневого газу z.

Рисунок 10.5 - Залежність коефіцієнта стисненості (z) нафтового газу від приведених псевдокритичних тисків (РR) і температур (TR) (за Р. Брауном).

З метою спрощеного визначення коефіцієнта стисливості z, може бути також використаний графік, представлений на рис. 10.6.

Рисунок 10.6 - Визначення коефіцієнта стисливості газу за даними густини, тиску і температури

Визначення кількості води W, що увійшла до пласта, у разі потреби, проводиться умовно згідно примітці, приведеній в початкових даних кожного індивідуального завдання. Шляхом рішення того або іншого рівняння визначаються початкові балансові запаси нафти.

Для розрахунку запасів розчиненого в нафті газу необхідно знати не тільки початкові балансові, а також початкові і залишкові видобувні запаси нафти і невидобувні запаси. Початкові видобувні запаси нафти Q_вид визначаються, як добуток початкових балансових запасів О_б на коефіцієнт нафтовіддачі η_н значення, якого приймається умовно з урахуванням режиму роботи пласта, а саме:

для ефективного водонапірного режиму 0,6 — 0,8;

для режиму газової шапки 0,6 - 0,8;

для водонапірного режиму 0,4 - 0,6;

для режиму розчиненого газу 0,2 - 0,4.

Залишкові видобувні запаси нафти (Q_з.в.) визначаються, як різниця між початковими видобувними запасами нафти (Q_п.вид) і видобутою нафтою на дату розрахунку (Q_вид). Видобувні залишкові запаси нафти (Q_з.вид) визначаються, як різниця між початковими балансовими і початковими видобувними запасами нафти, тобто

Q_в.з.=Q_б –Q_п.вид. (10.6)

Розрахунок запасів розчиненого в нафті газу, як вже наголошувалося проводиться залежно від режиму роботи покладу. При водонапірному режимі розрахунок видобувних запасів газу проводиться за формулою:

V =Q_вид.·r, (10.7)

де V - видобувні запаси газу, м³ ;

Q_вид - видобувні запаси нафти на дату розрахунку, м³;

r - розчинність газу в нафті м³/м³ при тиску Р (на дату розрахунку).

При режимі розчиненого газу пластовий тиск в процесі розробки падає. У зв'язку з падінням пластового тиску з пласта видобуватися буде не тільки газ, розчинений в нафті, який входить в об'єм видобувних запасів, але і частково газ, що входить в об'єм невидобувної нафти. В цьому випадку формула для визначення видобувних запасів газу (V_вид) виражається таким чином:

V_вид =Q_б.·r₀ – Q_видb₀P_ka_kf - Q_вид(b₀-b)P_ka_kf-Q_невидr _k (10.8)

де V_вид - видобувні запаси розчиненого в нафті газу при стандартних умовах, м³;

Q_б - балансові запаси нафти при стандартних умовах, м³;

r₀ - середньозважений початковий газовий фактор, виміряний на трапі при 0,1 МПа, м³/м³;

Q_вид - видобувні запаси нафти при стандартних умовах, м³;

b₀ - об’ємний коефіцієнт пластової нафти до початку розробки при тиску Р₀;

P_k - залишковий тиск в пласті, МПа;

a_k - поправка на відхилення вуглеводневих газів від закону Бойля-Маріотта при тиску Р_к;

f - поправка на температуру;

Q_невид - невидобувні запаси нафти при стандартних умовах, м³;

b - об’ємний коефіцієнт пластової нафти на кінце-ву дату розробки при залишковому тиску Р_к;

r _k - залишкова кількість газу, розчиненого в нафті при залишковому тиску Р_к, м³/м³.

Для спрощення розрахунків зазвичай приймають Р_к=0,1 МПа.

Таким чином в пласті залишається невидобувний розчинений газ (залишковий) у невидобувній нафті і вільний газ в порому просторі, що звільнився за рахунок видобутку видобувної нафти і усадці невидобувної нафти. В подальшому слід враховувати величини залишкового тиску (Р_к) і залишкової розчиненості газу в нафті (r _k) при цьому тиску.

Видобувні запаси розчиненого в нафті газу родовищ з водонапірним режимом визначається тільки по видобувних запасах нафти, а родовищ з іншими режимами – по балансовим запасам нафти за формулою (10.8).

При підрахунку балансових запасів розчиненого в нафті газу (V) для нафтових покладів з іншими (не водонапірними) режимами користуються також трохи зміненою формулою М.А. Жданова, а саме:

, (10.9)

де Q_вид – видобувні запаси нафти, т;

Q_невид – не видобувні (залишкові) запаси нафти, т;

Q_п – об’єм порового простору, що звільнився за рахунок видобутку видобувних запасів нафти і усадці нафти, що залишилась в надрах, м³;

q – залишкова кількість розчиненого газу на 1т нафти (при залишковому пластовому тиску, рівному 0,1 МПа), м³;

Р_к – залишковий абсолютний пластовий на кінець розробки, який умовно приймається рівним 0,1 МПа;

r₀ - середньозважений початковий газовий фактор, виміряний на трапі при 0,1 МПа, м³/м³.

Таким чином, втрати газу в надрах (тобто невидобутий газ) складається з залишкової кількості газу в невидобутій нафті при залишковому пластовому тиску, рівному 0,1 МПа і вільного газу в поровому просторі, що звільнився в результаті видобутку видобувних запасів нафти.

Балансові запаси газу, які вміщують балансові запаси нафти (видобувні і невидобувні), визначаються за газовим фактором виміряним у відібраних пробах пластової нафти.