Теория и опыт разработки месторождений природных газов - Вяхирев Р.И.
Скачать (прямая ссылка):
ттрх 1 + ттрх 100
где X1 и X2 — процентное содержание пород, соответственно характеризующихся гранулярной пористостью и трещинова-тостью в данном продуктивном пропластке.
Средневзвешенное значение по толщине коэффициента газонасыщенности находим по формуле
n
J adh 2 Lfhf
а' = 0- = -=1-. (2.10)
h h
Далее строим карту а' и определяем из нее аср:
Fn
J a'dF 2 a'F1
а = -5- = -=1-. (2.11)
ср F F
Значение газонасыщенности для каждого пропластка а i определяется по данным геофизики или анализа кернов в зависимости от проницаемости для различных коллекторов. Отметим, что газонасыщенность а — величина, обратная во-донасыщенности ав.
54
Средневзвешенное значение Тср находим аналогичным образом как тср и a ср, когда между продуктивными пропласт-ками имеются непродуктивные. При этом для установления изменения температуры по глубине используется формула геотермического градиента с линейной зависимостью изменения T(h). Когда продуктивный пласт единый и большой по толщине, то средневзвешенная температура по толщине для каждой скважины
h
J Tdh h
T' = 0- = Тк + Гh, (2.12)
h 2
где T = Тк + rh; Тк — температура у кровли пластов, К; Г — геотермический градиент, °С/м; h — эффективная толщина пласта.
Далее строим карту равных температур T', по которой находим
J T dF 2 T1F1
T = 0- = і=1-. (2.13)
ср F F
Вместо формул (2.12) и (2.13) для определения можно использовать структурную карту по кровле продуктивного пласта. Для этого вначале строим график изменения T(h) в абсолютных отметках глубины от высшей точки кровли пласта до контура газоносности, по которому определяем температуры, соответствующие каждой изогипсе, и наносим их значения на структурную карту.
Далее для пластовой залежи, когда толщина пласта меньше расстояния между изогипсами,
n
2 T1F1
T = ^-, (2.14)
ср F
где T1 — температура на 1-й изогипсе.
Для массивной залежи большой толщины средняя температура
Fi 2 Ti + F2 2 Ti + ... +FnTn
T = —^--. (2.15)
2 Fi + 2 Fi + ... +Fn і=1 1=1
Для пластовой залежи большой толщины при различных участках необходимо применять формулы (2.14) и (2.15).
55
Большое значение должно быть уделено правильному определению в формуле (2.5) средневзвешенного по объему порового пространства давления рср, которое можно найти по формуле
Q
J PdQ
р = SL-. (2.16)
ср Q
В последнее время рср при определении начальных запасов газа находят из карт начальных истинных пластовых давлений (изобар), приведенных к середине толщины пласта, когда величина mha/T постоянная, по формуле
J PdF 2 P1F1 р = S- и і=1-. (2.17)
ср F F
При построении карт изобар особое внимание следует обратить на то, чтобы исходные данные пластовых давлений были получены после практически полной стабилизации давления и температуры в пласте. При расчете пластовых давлений по устьевым, т.е. когда нет возможности получить их непосредственными глубинными измерениями, следует учитывать наличие столба жидкости на забое и изменение плотности по стволу скважины для газоконденсатных месторождений.
Поскольку начальная карта изобар для единой залежи соответствует структурной, это значительно облегчает методику расчетов с предварительным вычислением давлений, соответствующих каждой изогипсе, по барометрической формуле и температуры по геотермическому градиенту.
Вместо раздельного определения рср аналогично можно найти рср/Тсргср по площади путем построения карт (р/Tz)1, или объему порового пространства.
При большой толщине пласта и значительном числе продуктивных пропластков методика определения рср по формуле (2.16) состоит в следующем. Сначала находим средневзвешенное давление по удельному объему порового пространства для каждой скважины по формуле
2 I)1IR1 aA—
р' = —п-1т-. (2.18)
2 R1 ah, —
56
Далее строим карту значений р' и из нее находим средневзвешенное давление по объему порового пространства для всего пласта:
n
2
рср = ¦ (2.19)
Величина 2ср в формуле (2.5) определяется на основании состава газа (плотности газа), рср и Гср по известным графикам ркр
Приведенный анализ применяемой в настоящее время формулы (2.5) показывает, какой большой объем вычислительных и графических работ необходим для правильного определения параметров, который в то же время не исключает ошибок, обусловленных применением формулы (2.5), так как в ней предусматривается раздельное осреднение каждого параметра вместо интегрирования комплекса величин, как это следует из формулы (2.4). Поэтому для любых залежей и особенно для месторождений с большим этажом газоносности точное определение запасов возможно при пользовании формулой (2.4).
Методика определения запасов по формуле (2.4) состоит в следующем. Для каждой скважины сначала определяем удельные запасы газа:
= j _рша dh я 2 BEELh,, (2.20)
F о Tz i=1 TjZj
где i от 1 до R — число продуктивных пропластков в скважине.
Далее наносим полученные значения AF на карту и определяем площади, соответствующие каждому значению AF, и окончательно запасы газа для пласта в целом находим по формуле
