43. Обработка данных исследований газовой скважины при установившихся режимах.

И ндикаторная диаграмма газовой скважины в координатах является параболой и обработке не подлежит. По этой причине индикаторные диаграммы принято строить в координатах с получением линейной зависимости.

П ри больших дебитах газовых скважин, и, следовательно, при больших скоростях фильтрации, может происходить отклонение от линейного закона фильтрации. При решении подобной задачи используют так называемую двухчленную формулу притока , где А – коэффициент фильтрационного сопротивления, учитывающий потери давления на трение; В – коэффициент, учитывающий инерционную составляющую фильтрационного сопротивления: ;. В формуле β – экспериментальная константа пористой среды. Индикаторная диаграмма газовой скважины, в случае фильтрации по нелинейному закону, строится в координатах и имеет вид прямой линии с угловым коэффициентом В и отрезком А, отсекаемым на оси ординат. По этому отрезку можно определить фильтрационные параметры пласта. На последн. рис. Обработка индикаторной диаграммы по двухчленной формуле притока

44. Геологические запасы нефти и газа, методы их определения (оценки).

Г еологические запасы - запасы нефти и газа, обусловленные геологическим строением залежи, полученные на основании геофизических и геологических данных. Геологические запасы делятся на 2 группы: 1) балансовые запасы – те запасы, разработка которых экономически целесообразна в настоящее время; 2) забалансовые – запасы, разработка которых в настоящее время нерентабельна, но они м.б. рассмотрены в качестве объекта разработки в дальнейшем. Для подсчета запасов нефти применяются следующие методы: 1)Объемный метод –основан на том, что нефть залегает в порах пласта, объем которых можно определить, зная геометрические параметры нефтеносного пласта и пористость слагающих пород. ; Числовые значения коэффициентов определяются на основе геолого-промыслового изучения пласта и данных лабораторных исследований. Для определения объема пласта (F*h) в пределах установленных границ нефтеносности планиметром (на плане) определяют площадь, а по пробуренным скважинам среднюю вертикальную эффективную мощность. 2) Статистический метод –основан на статистических связях между предыдущим и последующим дебитами скважины, позволяющие путем построения кривых производительности определить темп падения дебита от начала до конца «жизни» скважины. 3) Метод материального баланса – основан на изучении изменения физических параметров жидкости и газа, содержащихся в пласте в зависимости от динамики давления в процессе разработки в связи с отбором жидкости. Вывод уравнения материального баланса основан либо на изучении баланса между первоначально содержащимися углеводородами в недрах и количеством углеводородов, добытых и оставшихся в недрах, или на определении освобожденного объема в пласте в процессе разработки залежи. Запасы газа: 1) объемный метод: ; f=(t+tпри20)/(t+tпласт) это поправка на темературу. , F- площадь газоносности залежи в м²; h- средневзвешенная эффективная мощность пласта в м; m- средневзвешенная по объему газовой залежи пористость; Р_н- первоначальное пластовое давление в кгс/см²; Z_н- коэффициент сверхсжимаемости при давлении Р_н; α_г-коэффициент газонасыщенности порового пространства. 2) метод падения пластового давления: Qизвл=((Q2-Q1)*(Рнач*анач-Ркон*акон))/(Р1*а1-Р2*а2)