- •Министерство образования и науки российской федерации
- •1. Краткие сведения о геологии и нефтегазоносности территории западной сибири
- •Краткое геологическое строение Западно-Сибирской
- •Стратиграфия мезозойско-кайнозойских отложений.
- •1.2 Тектоническое строение платформенного мезозойско-кайнозойского чехла Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции
- •1.3 Геолого – физические характеристики продуктивных пластов
- •1.4 Состав и физические свойства нефтей
- •1.5 Состав и свойства углеводородных газов
- •1.6 Пластовые воды нефтяных и газовых месторождений
- •1.6.3 Молекулярно - поверхностные свойства системы "нефть - газ - вода"
- •1.7 Строение залежей углеводородов месторождений Западной Сибири
- •1.8 Классификация ресурсов и запасов нефти и газа
- •2. Разработка нефтяных и газовых месторождений
- •2.1 Геолого - геофизические проблемы разработки нефтяных и
- •2.2 Изучение залежей в процессе геологоразведочных работ
- •2.3 Методы изучения залежей нефти и газа
- •2.4 Интегрированный анализ геолого-геофизической информации
- •2.5 Обработка и интерпретация геолого-геофизической информации
- •2.6 Изучение газожидкостных контактов
- •2.7 Гидродинамические характеристики залежей (текста нет!)
- •2.8 Подсчет запасов нефти и газа
- •2.9 Проектирование разработки нефтяных иесторождений
- •2..9.1 Силы, действующие в продуктивном пласте
- •2.9.2 Режимы работы залежей
- •2.10 Размещение нагнетательных скважин
- •2.11 Геолого - геофизические основы выделения эксплуатационных объектов на многопластовых нефтяных месторождениях
- •2.12 Принципиальные особенности проектирования
- •2.13 Системы разработки и принципы выбора метода
- •2.14 Системы разработки нефтяных месторождений
- •2.15 Физические основы вытеснения нефти водой
- •2.15.2 Анализ выработки запасов нефти
- •2.16 Построение геолого - технических моделей
- •2.16.7 Рекомендации по созданию и использованию постоянно действующих геолого-технических моделей
- •2.17 Повышение продуктивности скважин и нефтеотдача пластов
- •2.18 Методы повышения нефтеотдачи пластов
- •Уплотнение сеток скважин в процессе разработки месторождений. Плотность сетки скважин (пcc) - это отношение площади залежи f к числу скважин n.
- •2.18.2 Физико-химические методы увеличения нефтеотдачи пластов
- •Неионогенными пав
- •2.21.5 Техногенные факторы, влияющие на доизвлечение
- •3.1 Условия залегания углеводородов и типы газовых залежей
- •Фазовые состояния и превращения углеводородных систем
- •3.3 Расчет фазовых равновесий углеводородных смесей
- •3.4 Компонентоотдача газовых и газоконденсатных месторождений
- •3.5 Основные принципы проектирования разработки
- •3.5.1 Анализ разработки газовых и газоконденсатных месторождений на основе эволюционного моделирования
- •3.6 Особенности разработки газовых и газоконденсатных месторождений
- •3.6.1 Прогнозирование добычи газа и конденсата
- •3.7 Методы изучения газоконденсатной характеристики месторождения
- •3.7.1 Применение различных методов классификации
- •3.8 Повышение конденсатоотдачи нефтеконденсатных залежей
- •3.9 Оценка начальных и текущих запасов газа
- •3.9.1 Учет объемных и динамических характеристик залежи
- •3.10 Методы геолого - гидродинамического моделирования
- •3.10.1 Системный подход к стратегии эффективной разработки
- •3.10.3 Критерии оптимизации размещения кустов эксплуатационных скважин
- •3.11 Совершенствование методов газогидродинамического моделирования режимов работы газовых скважин
- •3.11.1 Теоретические аспекты моделирования газогидродинамических систем
- •3.12 Принципы построения и инициализации газогидродинамически
- •V. Промыслово-геофизический системный
- •5.1 Понятие системного контроля
- •5.2 Этапность и периодичность исследований и их комплексирование
- •5.3 Решение задач системного контроля
- •5.4 Обеспечение оценок выработки запасов и их подтверждаемость
- •5.5 Планирование и организация системы мониторинга
- •Vι. Системообразующая интерпретация и динамический анализ при геомониторинге и геомоделировании залежей углеводородов
- •6.1 Принципы интерпретации и динамического анализа
- •6.2 Задачи системообразующей интерпретации и динамического
- •Литература
3.9 Оценка начальных и текущих запасов газа
по материалам анализа разработки
3.9.1 Учет объемных и динамических характеристик залежи
при уточнении запасов газа
Сопоставление различных методов подсчета начальных запасов газа показывает, то часто их результаты не совпадают. Очевидно, это связано с наличием систематических ошибок при применении того или иного метода. Например, результаты пересчета начальных запасов газа сеноманскои залежи Вынгапуровского месторождения, проведенного объемным методом и методом материального баланса, представленные ГКЗ СССР в 1987 г., различались на 25—30 %. При правильном применении различных методов и полном учете факторов, определяющих величину запасов газа, оценки, проведенные различными способами, должны совпадать.
В условиях разрабатываемых газовых залежей на севере Тюменской области особое значение приобретает вопрос о количестве воды, внедрившейся в продуктивные отложения. При этом объем обводнения может быть рассчитан двумя способами — объемным методом и методом материального баланса. Но для того и другого способа необходимо достаточно достоверно знать емкостные параметры залежи.
Первым способом объем внедрившейся воды вычисляется следующим образом:
|
|
(3.25) |
где объем внедрившейся воды, подсчитанный объемным методом;
F—площадь залежи;
Кпес — коэффициент песчанистости в обводненной зоне;
Кп — коэффициент пористости;
Кгн, Кго — коэффициенты начальной и конечной газонасыщенности соответственно.
Вторым способом:
(3.24)
где объем внедрившейся воды, подсчитанный методом материального баланса;
QД (t) — накопленная добыча газа к моменту времени;
ΩH — начальный эффективный поровый объем залежи;
PН ,P(t) —начальное и текущее приведенные пластовые давления соответственно.
Из анализа приведенных формул следует, что чем большая величина запасов газа получена объемным методом, тем больше (при прочих равных условиях) рассчитанный объем внедрившейся в залежь воды. В случае применения метода материального баланса эта зависимость имеет обратный вид. Иными словами, увеличение запасов газа (завышение емкостных параметров) объемным методом ведет к увеличению объема внедрившейся воды, что, в свою очередь, снижает рассчитанную величину начальных запасов газа по методу материального баланса. В такой постановке задача подсчета начальных запасов свободного газа должна решаться как оптимизационная.
Решая систему уравнений 3.25 и 3.26, получим величины начальных запасов газа и объемов внедрившейся воды, удовлетворяющие одновременно условиям объемного метода и метода материального баланса:
|
|
(3.27) |
Полученная формула справедлива в случае, если объем залежи в процессе разработки дренируется полностью. В результате расчетов получена величина начальных запасов свободного газа на 13—17 % ниже утвержденных ГКЗ в 1987 г. Такой величине запасов газа соответствует объем обводнения на дату подсчета около 10 % залежи.
Как следует из расчетов, метод материального баланса менее чувствителен к обводнению залежи, чем объемный метод. Так, изменение объема обводнения на 20 усл. ед. ведет к изменению запасов на 0,25 % при расчете по материальному балансу и почти на 1 % — объемным.
Рассмотренная методика достаточно эффективна и проста в использовании, но требует знания таких параметров обводненной зоны, как средняя высота подъема ГВК и величина остаточной газонасыщенности. Но в условиях сеноманских газовых месторождений определение именно этих параметров вызывает затруднения, поскольку система контроля за обводнением залежей обладает рядом недостатков: малое количество «глухих» наблюдательных скважин, низкая разрешающая способность геофизических методов определения текущей газонасыщенности и др.