9. Подсчет запасов газовой залежи
Для новых месторождений (залежей) или для залежей, из которых отобрано значительное количество газа , рекомендуется объемный метод подсчета запасов газа.
Балансовые запасы газа в залежи, приведенные к стандартным условиям, рассчитывают по следующей формуле:
=Fhm
, (83)
где
–
балансовые запасы газа, приведенные к
стандартным условиям, м3
;
–
средняя газонасыщенность пласта;
–
соответственно пластовое и нормальное
давление, МПа;
–
соответственно пластовая и стандартная
температура, К; z –
коэффициент сверхсжимаемости реального
газа.
Иногда
вместо газонасыщенности пласта задают
содержание в порах связанной воды
. В этом случае газонасыщенность
=1 – .
Задача 14. Определить балансовые запасы газа в залежи, имеющей следующую характеристику:
площадь продуктивной части пласта 7,15 108 м2; средняя газонасыщенная толщина пласта 9,72 м; средний коэффициент открытой пористости 0,28; содержание в порах связанной воды 0,33; пластовое давление 31,6 МПа; пластовая температура 76 0С; коэффициент сверхсжимаемости газа, вычисленный по его компонентному составу 0,913.
Решение. Рассчитываем газонасыщенность по формуле (84)
=
1 – 0,33 = 0,67.
Подставляем исходные и вычисленные параметры в (83):
= 7,15 108 9,72 0,28 0,67 (36,6 293/0,1 349 0,913) = 3788,4678 108 м3 = 378,85 млрд. м3.
Таким образом, балансовые запасы залежи составляют 378,85 млрд. м3 газа.
10. Расчет времени разработки нефтяной залежи
В настоящее время заводнение - один из основных методов, применяемых при разработке нефтяных месторождений. Существуют различные системы заводнения , но каждая из них имеет как преимущества, так и недостатки. Выбор системы заводнения на стадии проектирования всецело определяется строением залежи.
Рассмотрим способ расчета времени разработки залежи на площадном заводнении по пятиточечной системе.
Для
этой системы соотношение добывающих и
нагнетательных скважин составляет 1:1;
коэффициент заводнения (коэффициент
охвата по площади процессом заводнения
однородного пласта) - 0,723 ; расстояния
между нагнетательными и расстояния
между добывающими скважинами одинаковы
и равны
(здесь F - площадь элемента системы,
).
При
данной системе дебит добывающей скважины
равен дебиту нагнетательной скважины
и определяется так:
=
=
, (85)
где
соответственно забойные давления в
нагнетальной и добывающих скважинах,
МПа;
объемный коэффициент нефти;
радиус контура питания
расстояние
от добывающей до нагнетательной скважины,
м;
вязкость пластовой нефти, Па
с.
Период безводной добычи
=
(86)
а период прогрессирующего обводнения
=
(87)
где
средняя насыщенность породы связанной
водой; A
коэффициент
заводнения (для пятиточечной системы
A=0,723);
коэффициент нефтеотдачи к моменту
прорыва воды в добывающие скважины
(коэффициент нефтеотдачи за безводный
период);
коэффициент конечной нефтеотдачи к
моменту прекращения процесса;
средний удельный расход воды в период
прогрессирующего обводнения,
/м.
, (88)
B конечная обводненность продукции добывающих скважин.
Зависимости
приведены
на рис. 4 (здесь a
расстояние от линии нагнетательных
скважин до линии добывающих скважин).
Зависимости
представлены
на рис. 5. Для данных зависимостей параметр
M=
/(
), (89)
где
вязкость воды, МПа с;
объемный
коэффициент воды.
рис.4
Зависимости коэффициента конечной нефтеотдачи от расстояния линии добывающих скважин до линии нагнетательных скважин при различных значениях параметра М
рис.
5
Зависимости коэффициента конечной нефтеотдачи от обводненности и параметра М
Задача 15. Рассчитать время разработки залежи при пятиточечной системе заводнения для следующих условий:
конечная
обводненность продукции B=
0,99; площадь элемента системы F
= 6.25
104
м2;
радиус скважины
=
0,14 м; проницаемость пласта
= 0,125 мкм2;
толщина пласта; толщина пласта
= 5,5 м; вязкость нефти
= 5,5мПа
с;
объемный коэффициент нефти
=
1,16, вязкость воды μв
=
1МПа*с; объемный коэффициент воды
=
1; средний коэффициент пористости
= 0,18; средняя насыщенность породы,
связанной водой,
= 0,1; средняя насыщенность породы нефтью
к моменту начала заводнения
= 0,8; соответственно, забойные давления
в добывающих и нагнетательных скважинах
=
15МПа и
= 35МПа.
Решение. Для пятиточечной системы заводнения F = 4σ, где σ – расстояние между добывающими и нагнетательными скважинами; находим 2σ:
2σ = √6,25 104 = 250 м.
Вычисляем расстояние от линии нагнетательных скважин до линии добывающих:
=2σ/2
= 250/2=125 м.
Рассчитываем
радиус контура питания
(расстояние
от добывающей до нагнетательной
скважины):
= σ/cos45 = 125/0,707= 176,8 м.
По формуле (2.85) определяем = :
= = (3,14 0,125 10-12 5,5 106(35–15))/(1,16 5,5 10-3(ln(176,8/0,14) –ln2))=1,05 10-3 м3/с
или
= = 90,7 м3/сут.
Прежде, чем рассчитать период безводной добычи t1 , вычисляем по формуле (89) М:
М= 1 1/(5,5 1,16) = 0,157,
а
по рис. 9 для
=125
и М=0,157
находим коэффициент нефтеотдачи
=0,42
(используется линейная интерполяция)
По формуле (86) рассчитываем
=(6.25 104 5.5 0.18(1–0.1–0.8+0.723 0.8 0.42))/ 90,7= 84,8 сут.
По формуле (88) определяем
=
(2 – 0,99)/(2 – 2
0,99)=
1,01/0,02 = 50,5 м3/м3.
По
известным
и
,
используя рис.10
=0,68.
Вычисляем по (87) период обводнения
= (6,25 104 5,5 0,18 0,8(0,68–0,42))/90,7 = 7165,8 сут.
Таким образом, общий срок разработки залежи
= + = 84,8+7165,8 = 7250,6 сут = 20 лет.