33. Формула объемного метода подсчета запасов газа. Понятие о коэффициенте извлечения газа.

F – площадь, тыс.м²

h_эф.г – мощность эффективная газонасыщенная, м

m – открытая пористость, доли ед.

К_г – коэффициент газонасыщенности, доли ед.

К_Р – поправочный коэффициент за давление, барический коэффициент, доли ед.

К_Т – поправочный коэффициент за температуру, термический коэффициент, доли ед.

 

Количественной характеристикой полноты извлечения природного газа является отношение количества (массы) добытого к моменту завершения эксплуатации месторождения сухого (без С5+) газа к его начальным запасам в пласте, называемое коэффициентом конечной газоотдачи или коэффициентом извлечения газа:

η_г = Q_Гизвл / Qг

34. Метод подсчета запасов газа по падению давления. Формула подсчета и ее параметры. Отличие изменений давления при газовом и упруговодонапорном режиме (показать графически).

Применяют для пластов, в которых первоначальный объем пор, занятых газом, не изменяется по величине в процессе эксплуатации. т.о. для водонапорного режима метод не применим, хотя при неэффективном водонапорном режиме подсчет запасов по этому методу все же возможен.

Метод основан на предположении о постоянстве извлекаемого кол-ва газа в м³ на 1 кГ/см² падения давления во все периоды разр-ки газовой залежи.

Формула: V=((Q₂-Q₁)(p₂α₂- p_kα_k))/( p₁α₁- p₂α₂),

где Q₂, Q₁ – объем добытого газа из залежи на 1-ую и на 2-ую даты, 

p₁, p₂, p_k – давления на на 1-ую, на 2-ую даты, конечное давление, 

α₁, α₂ –поправки на на отклонение от законов идеальных газов для давлений p₁ и p₂.

При наличии напора воды в формулу следует ввести поправку на кол-во газа вытесненное за интервал времени напором воды – Q^/ :

V=((Q₂-Q₁- Q^/)(p₂α₂- p_kα_k))/( p₁α₁- p₂α₂).

Этот метод не требует знания площади, мощности и пористости газоносного пласта, все это приводит к большим погрешностям. Этот метод пригоден для единой залежи газа, не разбитой на отдельные самостоятельные участки.

35.  Подсчет запасов газа, растворенного в нефти. Понятие газовый фактор, как определяется, в каких единицах измеряется. Формула подсчета запасов растворенного газа для упруговодонапорного режима. Дать объяснение формулы М.А. Жданова для расчетов запаса растворенного газа при неводонапорном режиме работы залежи.

Подсчет запасов газа растворенного в нефти производится по насыщенности нефти газом на дату расчета

Начальные балансовые запасы газа Qг.ро, растворенного в неф­ти, при любом режиме залежи определяются по начальным балан­совым запасам нефти Q₀ и начальному газосодержанию r₀, опре­деленному по пластовым пробам при их дифференциальном разгазировании:

Qг.ро = Q₀ r₀

Если залежь работает на режиме растворенного газа, газона­порном (газовой шапки) или смешанном (при ро = Рнас) режимах,, то извлекаемые запасы газа, растворенного в нефти, подсчитыва­ют по формуле, выводимой из уравнения материального баланса. Они будут определяться разницей между начальными балансовы­ми запасами растворенного газа и неизвлекаемыми запасами это­го   газа   Qг.р.неизвл.:   Qг.р.извл. = Qг.ро - Qг.р.неизвл = Q₀ r₀- Qг.р.неизвл.

Неизвлекаемые запасы растворенного газа определяются сум­мой объемов свободного газа в объеме пор освобожденном за счет извлекаемой нефти, усадки неизвлекаемой нефти и объема неизвлекаемого растворенного газа в неизвлекаемой нефти:

Qг.р.неизвл.= Qн.извл. b₀(ркαк/рст) Кt + Qн.неизвл.(b₀-b)* (ркαк/рст) Кt + Qн.неизвл. r_k ., где Qн.неизвл. — неизвлекаемые запасы нефти, тыс. т; r_k — остаточ­ное газосодержание приконечном давлении рк, принимаемом рав­ным 1 МПа; αк— соответствующая давлению рк поправка на сжи­маемость реальных газов; Кt_:— термический коэффициент.

 Отсю­да Qг.р.извл. = Q₀ r₀- Qн.извл. b₀(ркαк/рст) Кt - Qн.неизвл.(b₀-b)* (ркαк/рст) Кt - Qн.неизвл. r_k

 

Формула Жданова:

 

Q ип- объем порового пр-ва, освобожденного за счет добычи извлекаемых запасов нефти,

Q ип= Q извл. –b₀, где b₀-объемный коэффициент пластовой нефти.

Газовый фактор - отношение количества выделившегося газа (в м3) к количеству нефти (в т или в м3). Величина его зависит от степени насыщенности нефти растворенным в ней газом и от глубины залежи. В залежах с газовой шапкой газовый фактор может резко возрастать при прорыве газа к забою скважин, эксплуатирующих нефтяную часть залежи.