9.8. Объемный метод пз н/г. Обоснование подсчетных параметров
Объемный метод основан на данных о геолого-физической характеристике объектов подсчета и условия залегания нефти в них. Сущность метода: определение массы нефтей, приведенных к стандартным условиям, в насыщенных ими объемах пустотного пространства ГП-коллекторов залежей нефти.
При подсчете запасов нефти используется следующая формула:
F – площадь, тыс.м2
hэф.г – мощность эффективная нефтенасыщенная, м
m – открытая пор., доли ед.
КН – коэффициент нефтенасыщенности, доли ед.
Θ - пересчетный коэффициент в стандартные условия, доли ед.
ρН - плотность нефти, т/м3
Qизвл=Qгеол *ŋн ŋн – коэффициент извлечения нефти, доли ед
Пересчетный коэф-т (Θ) или величину обратную объемному коэф-ту пластовой нефти b, вводят для приведение подсчитанных запасов нефти в недрах к стандартным условиям на пов. Объемный коэф-т пластовой нефти определяют по результатам лабораторного анализа глубинной пробы пластовой нефти, либо по спец. графикам.
F – определяется на основании данных об а. о. ВНК и о положении контуров нефтеносности. Для установления контуров нефтегазоносности необходимо тщательное определение положение ВНК (по результатам опробования скважин и данным исследования керна). При значительной геолого-физической неоднородности продуктивного горизонта и наличии переходных зон условное положение ВНК принимается на уровне а. о. нижних дыр перфорации скважины, давшей при опробовании чистую нефть с самыми низкими гипсометрическими отметками.
h – определяется по данным промыслово-геофизических методов с учетом опробования и анализа кернов. Для определения h необходимо оценить эффективную мощность (мощность части разреза представленного коллекторами промышленного значения – те ГПы-коллектора, способные при существующих технических и технологических условиях эксплуатации отдавать нефть или газ в промышленных количествах).
kп – определяется на основании анализа кернов, отобранных при бурении скважин из продуктивного разреза. Однако вынос керна не всегда производится, поэтому используют результаты промыслово-геофизических методов (электрометрия, радиометрия, акустика).
kн – степень насыщения порового пространства ГП нефтью. Определяется лабораторными методами (метод центрифуги, полупроницаемых мембран и т.д.) и методами промысловой геофизики. kн = 1 – kв (kв – коэффициент водонасыщенности).
Для посчета зап нефти примен-т:
V=F*h*m*Кг*Кр*Кт
V-извлекаемые запасы газа на дату расчета, м3
F-S залежи в пределах продукт контура газоносности, м2
h- мощность пористой части газоносного пласта,м
m-коэф пористости
Т – абсолютная Т равная 273°С
tст – стандартная Т на пов. 20°С
tпл – пластовая Т
9.9. Особенности разработки газовых месторождений.
При проектировании разработки газовых месторождений за основу берут заданную суточную добычу газа на каждом месторождении, которая устанавливается в зависимости от возможности в данное время использовать добытый газ. Плановую цифру темпов добычи газа из данного месторождения можно определить исходя из планового строительства газопроводов и заводов. Для обеспечения равномерного продвижения контура газоносности регулируют отбор газа в скважинах, расположенных в приконтурной зоне. С этой же целью соответствующим образом размещают эксплуатационные скважины и устанавливают режим работы и порядок ввода скважин в эксплуатацию. Сетка скв.> редкая, чем при разработке Н залежей, его легче извлечь т.к. он < вязкий, разработка осуществляется без воздействия на пласт. Три режима : газо-упруго-водонапорный, газо-водонапорный, газовый.
При газовом р.: разбурка по равномерной сетке скважин, дебиты примерно одинаковые, чтобы в первую очередь разрабатывать выскопрониц.участки и эфф.использовать пластовую энергию.
При газо-упруго-водонапорном р. источником пласт давления являются слаб напор пластовых вод, упругие силы газа воды, ГПы и энергия расширяющегося газа. Это режим проявляется когда продуктивные пласты хар-ся высокой неоднород по проницаемости, затруднена гидродин связь залежей с законтур зонами, а размеры водонапор системы незначительны. В начале разработки добыча газа производится на газ режиме, т.е. газ расширяется и движется по пласту к добыв. скважинам. Когда пласт Р снизится до 30 атм , начинает работать газовый режим и начинает внедряться вода .
Газоводонапорный .Основной режим в.ЗС. Он проявляется когда высокая пр.продуктив. отложений - она достигает до 3-5 Дарси. Хорошая гидродин. связь залежи с пласт водой и большие размеры водонапорной системы.. Источником пласт давления является актив. напор пласт. вод и энергия расширяющегося газа. В начале разработки площадь месторождения была ограничена нулевым контуром. Если по добывающим скв установить оптимальный режим, при котором добыча газа будет компенсироваться объемом внедряющейся в залежь воды, т.е. будет соблюдаться баланс. При соблюдении баланса залежь будет уменьшаться равномерно, т.е. в начале будут обводняться и выводиться из эксплуатации доб. скв. первого внешнего ряда, затем второго, третьего и т.д. Это обеспечит равномерный подъем ГВК.
В начале разработки скв будет работать на газ. режиме, при незначительном снижении пласт. давления в залежь начнет внедряться вода и при соблюдении баланса коэф. газоотдачи будет близок к 1. В З. С. баланс не соблюдается, а доб. скв. располагают преимущественно кустами в свод. частях структуры, где макс газонасыщ толщина. Это приводит к опережающей выработки и обводнению высокопродуктив участков в сводах структур и защемлению остаточ. запасов газа в низкопрониц коллекторах на переклиналях структур. Поэтому фактические коэф. газоотдачи не превышает 0.5-0.7. Последние годы для выработки остаточ. запасов применяют бурение горизонт. скв., которыми увеличивается площадь охвата разработкой. Опрежающая выработка высокопрониц коллекторов также обусловлена недостаточ учетом фильтрац-емкостных моделей залежей на основании к. можно обосновать оптимал дебиты скв при к. отбор газа из высокопрониц коллекторов будет восполняться подпиткой из низкопрониц коллекторов, т.е. не будет нарушаться гидродин система залежи и выработка запасов будет осуществляться по латерали, т.е. по горизонтали. Будут вырабатываться все типы коллекторов. Этим исключается раздельная выработка запасов.
Газовые месторождения разрабатываются без системы ПпД