9. Классификация месторождений природных газов.

ГКЗ могут различаться по 11 признакам:

1.По типу залежи:

- пластовые; - массивные; - линзовидные

2. Характер ловушки:

- структурная; - стратиграфическая; - литологическая

3. Характер контакта (с водой)

- полностью контактирующие с краевой водой

- частично контактирующие с краевой водой - частично экранируемые непроницаемой поверхностью

- не имеющие контакта с краевой водой

4. Фазовое состояние.

- газовые залежи

- г/к залежи

I класс: однофазные УВ

II класс: 2-хфазные УВ

- газообразные УВ

- жидкие УВ

5. г/к залежи могут быть приурочены к складчатым или к платформенным областям. Основное отличие ГКМ на платформах состоит в меньших углах падения продуктивных пластов, меньшей их высоте и, как следствие, более равномерном содержании конденсата по высоте залежи.

6. При наличии н оторочки в залежах платформенного типа, оторочка как правило подстилает залежь и сама является водоплавающей. Н. оторочки в складчатых областях окаймляют складчатую зону.

-без Н оторочки

-с Н оторочкой непромышл-го знач-ия

-с Н оторочкой промышл-го знач-ия

7. По глубине залегания:

- сверхглубокие H>4570

- глубокозалегающие 3000<H<4570

- средней глубины 2000<H<3000

- малой глубины H<2000

По величине начального пласт давления

- сверхвысокого P>50; - высокого 35<P<50

- среднего 20 – 35; - невысокого P<20

8. По степени продуктивности скв-н

- уникально высокие Q>1000 тыс м³/сут

- высокодебитные 500-1000

- повышенные 300-500

- среднедебитные 100-300

- малодебитные 25-100

- низкодебитные <25

9. По количеству продуктивных горизонтов.

- однозалежные; - многозалежные

10. По содержанию конденсата

- уникально высокого содержания >500 г/м

- высокого 300-500; - повышенного 200-300

- среднего 100-200; - малого 25-100

11. По величине промышленных запасов

- уникально большие > 500 млрд м³

- крупные 100-500; - средние 30-100

- малые 5-30; - мелкие <5

10.Учет в уравнении материального баланса газовой залежи деформации коллекторов.

При снижении внутрипорового (пластового) Р уменьшаются коэф-нты пористости и прониц-ти. Прониц-ть карбонатных коллекторов в значительной мере трещинная. Она особенно чувствительна к изменениям Р в ПЗП или отдаленных областях пласта. Зав-ть коэф-нта пористости от Р обычно экспоненциальная:

m=m₀exp[-a_м(Р₀-Р)]

где a_м - коэф-нт сжимаемости пор, 1/МПа^-1

В этом случае предположение Ω_Н=const в трещ-ых коллекторах не действительно.

При Р₀=Р_Н: m=m₀exp[-a_м(Р_Н-)]

Ω_Н=m_HV_пл- объем начального порового пространства.

Ω()=m_HV_пл exp[-a_м(Р_Н-)]= Ω_Нexp[-a_м(Р_Н-)]

Ω()=Ω_Н exp[-a_м(Р_Н-)]

(t) exp[-a_м(Р_Н-)]/z()=

P_H/z_H-P_атТ_плQ^ст_доб(t)/( Ω_НТ_ст) (3)

(t)/ z()=f(Q^ст_доб(t))

11 Учет в уравнении материального баланса газовой залежи растворимости га­за в связанной ("рассеянной") нефти.

Уравнение мат. баланса

где Q^*_д–суммарное количество газа, дополнительно учитываемое в уравнении материального баланса, приведенное к Рат и Тпл,м3.

Природа Qд м.б. различной. во-первых, Qд появляется при наличии притока газа в рассматриваемую залежь из соседних залежей или продуктивного пласта. При наличии утечек газа перед Qд ставится знак плюс. Во-вторых, может сказываться дегазация остаточной нефти.

В зав-ти от условий формирования ГКЗ коэф-нт остаточной нефтенасыщенности может составлять десятки процентов.

Q_д^*(t)=_нн_н[(t)](Р_н-Р(t))

где _нн- средний для залежи коэф-нт нефтенасыщенности; [(t)] - коэф-нт растворимости газа в нефти при давлении P(t) ,м³/(м³МПа).

Третья причина появления Q_д связана с десорбцией газа. Десорбция газа происходит с поверхности скелета пористой среды. Протеканию процессов сорбции препятствует наличие в пласте остаточной воды и нефти.

Внутрипластовым источником газа служат также остаточная и пластовая воды. Вследствие небольшой растворимости природных газов в воде(2-4 м3/м3) данный фактор может увеличить извлекаемые запасы газа.

Некоторые залежи с увеличением глубины хар-ся повышения кол-ва тяжелых у/в и поевлением нефтяных оторочек. Начальная н/н может достигать 15-20 %.

В нефти растворимость газа выше чем в воде. При снижении Р из неподвижной нефти или из воды может выделяться газ, объем которого часто составляет несколько % от запасов всего газа.

Дополнительное кол-во газа можно оценить след формулой

Q_допл= Q_раств= К_раств_нα_н.нефт (Р_н-)

где α_н.нефт – начальная нефтенасыщенность; К_раств - коэф-нт растворимости

Ω_Н- объем порового нефтенасыщенного пространства.

Q_допл(=Р_кон)10 % и более.