29. Определение запасов газа и конденсата газоконденсатной залежи.

ОБЪЕМНЫЙ МЕТОД ПОДСЧЕТА ЗАПАСОВ ГАЗА

Сущность объемного метода подсчета запасов газа заключается в определении объема порового пространства пласта-коллектора в пределах залежи газа в газовых шапках.

В отличие от нефти объем газа, содержащегося в залежи, кроме объема порового пространства, зависит от размеров пластового давления, от пластовой температуры, от физических свойств и химического состава самого газа.

При расчете используют сведения, полученные при разведке и пробной эксплуатации.

Для подсчета запасов свободного газа применяют формулу:

Q г бал = F. h г. k п о. k г. К p. К t ;

К p = (Р о. a о - Р о с т. a о с т) / Р с т ;

К t = (Т о + t с т) / (Т о + t п л) ;

a = 1 / Z

где Q г бал - балансовые запасы газа, тыс. т;

F – площадь нефтеносности, тыс. м2;

h г - средневзвешенная нефтенасыщенная толщина, м;

k п о – коэффициент открытой пористости, доли ед.;

k г – коэффициент газонасыщенности, доли ед.;

К p – коэффициент барический, доли ед.;

К t – коэффициент термический, доли ед.;

Р о – начальное пластовое давление в залежи, МПа;

a о – соответствующая давлению Р о поправка на сжимаемость газа,

доли ед.; a о = 1 / Z о;

Р о с т – остаточное давление в залежи при давлении на устье 0,1 МПа;

a о с т – соответствующая давлению Р о с т поправка на сжимаемость газа,

доли ед. a о с т = 1 / Z о с т;

Р с т – стандартное давление, равное 0,1 МПа;

Z – коэффициент сжимаемости газа, доли ед.;

Т о – абсолютная температура, равная 273 К;

t с т – стандартная температура, равная 20ОС;

t п л – температура пласта, ОС.

Значения параметров F, h г коэффициентов открытой пористости k п о и газонасыщенности k г в этой формуле определяются таким же образом, как и при подсчете запасов нефти объемным методом.

Произведение F. h г. k п о. k г равно объему пустого пространства пород-коллекторов, насыщенных свободным газом.

Для приведения объема свободного газа, содержащегося в залежи (её части), к стандартным условиям используется произведение барического К p и термического К t коэффициентов:

К p = (Р о. a о - Р о с т. a о с т) / Р с т ;

К t = (Т о + t с т) / (Т о + t п л)

Значения коэффициента Z устанавливаются по кривым (график Брауна).

Значения Р о получают интерполяцией к уровню центра тяжести залежей данных замеров глубинным манометром или манометрического давления на устьях скважин, приведенных к глубине кровли пласта с учетом веса столба газа:

где: Р м – манометрическое давление на устье закрытой скважины, МПа;

е – основание натуральных логарифмов, равное 2,718;

Н к п – глубина кровли пласта в скважине, см;

r г – относительная плотность газа по воздуху.

В зависимости от степени разведанности залежи запасы газа, подсчитанные объемным методом, можно отнести к различным категориям.

Объемный метод можно считать практически универсальным для подсчета запасов любой залежи или ее части при любой степени изученности.

МЕТОД ПОДСЧЕТА ЗАПАСОВ СВОБОДНОГО ГАЗА ПО ПАДЕНИЮ ДАВЛЕНИЯ

Метод применим при газовом режиме и основан на использовании зависимости между количеством газа, отбираемого в определенные периоды времени, и падением пластового давления в залежи.

Считается, что для газовых залежей эта зависимость постоянна во времени, т.е. количество газа, добываемого при снижении пластового давления на 0,1 МПа, постоянно в процессе всего срока эксплуатации залежи:

(Q2 –Q1)/(Р1. a1 – Р2. a2 ) = const,

где: Q2 и Q1 – добытое количество газа соответственно на вторую и первую

даты;

Р1 и Р2 – соответствующие на эти даты пластовые давления в залежи;

a1 и a2 – поправки на сжимаемость газа при давлениях соответственно Р1 и Р2.

Полагая, что в дальнейшем при падении давления до конечной величины Р к будет добываться то же количество газа на 1 атм снижения давления, получаем формулу для подсчета запасов газа по методу падения давления:

Vг = [(Q2 –Q1)/(Р2. a2 – Р к. aк)] /(Р1. a1 – Р2. a2 )