Теория и опыт разработки месторождений природных газов - Вяхирев Р.И.
Скачать (прямая ссылка):
На Шебелинском месторождении, например, задача подсчета запасов осложнялась еще сильной тектонической и стратиграфической раздробленностью месторождения. В связи с этим все месторождение было разбито на ряд блоков (по основным тектоническим нарушениям) и метод падения давления был применен непосредственно на каждом блоке. Были предложены также другие приемы, которые рассмотрены ниже. Подсчет запасов газа по методу падения пластового давления весьма прост, когда месторождение представляет собой единый, хорошо проницаемый резервуар, в котором отбор газа происходит без наступления краевых или подошвенных вод. Для многопластовых месторождений и особенно при блоковом или линзовидном строении залежей необходимо учесть степень взаимодействия между отдельными блоками, линзами или горизонтами в процессе эксплуатации скважин.
Существенным недостатком метода при современной технике измерения давления и дебитов является, кроме того, необходимость отбора значительного количества газа из залежи для достижения заметного снижения давления, превышающего погрешности при измерениях. В связи с этим метод падения давления, как правило, при разведке не применяется и используется лишь в процессе опытно-промышленной эксплуатации месторождения для уточнения запасов. Это потребовало разработки специального метода подсчета запасов по данным эксплуатации одной скважины — так называемого метода подсчета запасов газа по удельным объемам дренажа.
2.3. ОБЪЕМНЫЙ МЕТОД ПОДСЧЕТА ГЕОЛОГИЧЕСКИХ И ИЗВЛЕКАЕМЫХ ЗАПАСОВ ГАЗА И КОНДЕНСАТА
2.3.1. ПОДСЧЕТ ПОТЕНЦИАЛЬНЫХ (ПЛАСТОВЫХ) ЗАПАСОВ ГАЗА
Запас газа в пласте, приведенный к стандартным условиям, подсчитывается исходя из геометрии порового пространства и характеристики газа.
Для элемента пласта dV согласно уравнению состояния реального газа имеем
dQ = РстГстШа dV (2.1)
РстТг
или
dQ = PIc^ dQ, (2.2)
рстТ2
где d Q = madV; dQ — запас газа в элементе газоносности пласта объемом dV, приведенный к рст = 0,103 МПа и Гст = = 293 К; р — пластовое давление, МПа; T — пластовая температура, К; z — коэффициент сверхсжимаемости при р и T для данного состава газа; m — пористость; a — коэффициент газонасыщенности; d Q — объем порового пространства в элементе пласта dV.
m, р, Т, z и a — величины переменные как по толщине, так и по площади залежи. Это особенно необходимо учитывать в неоднородных коллекторах и залежах с большим этажом газоносности.
Запасы газа, приведенные к стандартным условиям, определяем путем интегрирования уравнения (2.1) в пределах от 0 до Q и от 0 до V:
QV
J dQ = Тст J pma dV, (2.3)
0 Рст 0 Tz
где Q — запас газа при рст и Тст; V — объем пласта, занятый газом.
Из формулы (2.3) видно, что для определения запасов необходимо интегрирование по объему комплекса входящих величин. Интегрирование по объему можно заменить двойным интегрированием по площади газоносной части пласта F и эффективной толщине пласта h:
52
Fh
Q = Zk J J EEL dFdh, (2.4)
Рст 0 0 Tz
где dF, dh — соответственно площадь и эффективная толщина элемента газоносного пласта dV.
Подсчет запасов по формуле (2.4) даст наиболее достоверные значения запасов газа. При этом для применения формулы (2.4) могут быть использованы численные методы с учетом конкретных специфических условий каждого месторождения.
До настоящего времени вместо формулы (2.4) запасы газа на практике подсчитывают по формуле
Q = T?L _Pq^ а т h F, (2.5)
п TZ ср ср ср 1 '
Рст 1 срл ср
в которой рср, Z^1 Гср, аср принимаются постоянными и берутся исходя из средних значений, путем осреднения по толщине и площади каждого параметра в отдельности. Для каждой скважины h определяется по кернам и данным электрического, радиоактивного или термокаротажа, или опробования. Все продуктивные пропластки при большой общей толщине пласта суммируются.
Значение средневзвешенной по площади эффективной толщины находится обычно из карт равных эффективных мощностей (карт изопахит) по формуле
F
/ hdF
Кр = (2.6)
или
n
h = , (2.7)
F
где Ft — площадь участка пласта, ограниченная между двумя соседними изопахитами; К — средняя эффективная толщина, соответствующая площади F,-, определяемая как среднее арифметическое между двумя соседними изопахитами; i от 1 до R — число изопахит.
Для определения средневзвешенной эффективной пористости тср вначале находят ее значения по данным геофизики или кернам для каждого отдельного продуктивного пропласт-ка и далее ее осредняют по толщине для каждой скважины по формуле
53
nn
J mdh 2 mhi т' = 0- = -=1-, (2.8)
h h
где т{ и h{ — эффективные пористость и толщина для про-пластка в данной скважине; i от 1 до R — число продуктивных пропластков.
Полученные по каждой скважине значения средневзвешенной по толщине пласта пористости т' служат исходными данными для построения карт равной пористости, по которым определяется средневзвешенное значение пористости по объему тср по формуле
Fn
т = 0- = -=1-, (2.9)
ср F F
где F- — площадь участка пласта с пористостью т[.
Для трещиноватых коллекторов в формулы (2.8) и (2.9) вместо пористости входит трещиноватость. При одновременном наличии пористости гранулярной тгр и вследствие тре-щиноватости ттр вместо т{ в формуле (2.8) находится общая пустотность т согласно формуле
