Теория и опыт разработки месторождений природных газов - Вяхирев Р.И.
Скачать (прямая ссылка):
Коэффициент п зависит от остаточного давления в пласте, режима работы месторождения, сжимаемости пласта в процессе разработки, выпадения жидкости в пласте, поступления дополнительного количества ее, утечек газа и других факторов.
Остаточное давление в пласте при существующих методах эксплуатации соответствует устьевому давлению, равному 0, 1 01 3 МПа. Тогда остаточное пластовое давление
ро = 0,1013 es,
60
где
s = 0,03415—.
ср ср
Если коэффициент п зависит только от остаточного давления в пласте, то
П = 1—p°Z, (2.25)
z о р
где zо — коэффициент сверхсжимаемости при ро и Г, обычно равен единице. Из формулы (2.25) видно, что чем выше р, тем больше величина п. Например, при начальном пластовом давлении р = 1,0 МПа п = 0,9 и при р = 10,0 МПа п =
= 0,99.
Формула для подсчета извлекаемых запасов газа имеет окончательный вид:
Fh Fh
Q11 = J Jma р- El)dF dh = 1ст- J S!l^dFdh. (2.26)
рст 0 0 T , zz о / рст 0 0 Tz
Методика подсчета запасов по формуле (2.26) та же, что и по формулам (2.20) и (2.21 ).
Вместо формулы (2.26) на практике в настоящее времяя применяют формулу
a = ^ |*+р - f} hсрF, (2.27)
недостатки которой по сравнению с (2.26) те же, что и формулы (2.5) по сравнению с (2.4).
Приведенные формулы справедливы для неизменного объема порового пространства и состава газа в процессе всего периода эксплуатации при газовом режиме для несжимаемого пласта.
Для водонапорного режима коэффициент газоотдачи будет также зависеть и от количества защемленного газа, которое в свою очередь зависит от характеристики пласта, темпа разработки, расположения скважин на структуре, дебитов и других факторов (гл. 4, 7).
В трещиноватых и неоднородных коллекторах количество защемленного газа может быть значительным. Количество защемленного газа увеличивается также за счет сжимаемости пласта и выпадения конденсата в газоконденсатных месторождениях в процессе разработки. Обычно коэффициент газоотдачи колеблется в широких пределах от 0,1 5 до 0,99.
61
Поэтому принимать ц = 1 недопустимо, так как это может привести к значительному завышению извлекаемых запасов газа.
Изменение объема порового пространства за счет сжимаемости пласта можно оценить по формуле
? о Ро
J dQ = J dp или H-Ll = Цр - ро),
где Q — начальный объем порового пространства; т — начальная пористость пласта; вс = 10—5 — коэффициент объемной упругости пласта.
Так как величина вс мала, то практически для большинства месторождений, представленных гранулярными коллекторами, сжимаемость пласта незначительно отразится на объеме порового пространства. Например, примем т = 0,2, р—ро = = 20,0 МПа, вс = 10—5, тогда (Q — QJ/Q = 0,01, т.е. изменение составляет всего 1 %. Для трещиноватых коллекторов, обладающих значительно меньшей пористостью (пустотностью), сжимаемость пласта может достигнуть большого значения, например при т = 0,02 для приведенных данных (Q — QJ/Q = 0,1, т.е. 10 %. Строгой зависимости между изменением объема порового пространства и коэффициентом ц не выявлено.
В общем виде формула извлекаемых запасов газа имеет
вид
ди = J JTЦца IR - Bl) dFdh.. (2.28)
рст 0 0 Tz ^ z zо 0
Для практического использования формулу (2.28) приводим
к виду
Ои = ^ / APdF - ^ 2 Ap1F1,
із- / AFdF - T где AFi каждой скважины определяется по формуле
z н z о / 1 = 1 Тні Iz н zо /,
0
2.3.4. ПОДСЧЕТ ПОТЕНЦИАЛЬНЫХ И ИЗВЛЕКАЕМЫХ ЗАПАСОВ ГАЗА И КОНДЕНСАТА НА ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЯХ
В приведенных формулах не учитываются изменение состава газоконденсатной смеси и выпадение конденсата при снижении давления от р до ро.
Количество конденсата в газоконденсатной залежи вычисляется на основании лабораторных исследований на газокон-денсатность и запасов газа, определенных по формуле (2.5). Для этого определяют содержание конденсата в 1 м3 газа при начальных и конечных пластовых условиях. Зная количество конденсата в 1 м3 газа, можно определить запасы конденсата при данных условиях. С уменьшением пластового давления извлекаемый запас конденсата уменьшается, так как определенное количество конденсата выпадает в порах пласта и является практически неизвлекаемым. Объем ю, или масса конденсата в 1 м3 газа, определяемый путем перевода в газообразное состояние, определен для ряда месторождений.
При наличии конденсата в газе и известном коэффициенте ю можно объемным методом подсчитать и запасы конденсата для газоконденсатных месторождений.
Коэффициент ю определяется по формуле
ю = -^22,41^93,
Мк 273
где рк — плотность конденсата, кг/м3; Мк — молекулярная масса конденсата, кг/моль.
При подсчете извлекаемых запасов газа в газоконденсат-ных месторождениях для эксплуатации без поддержания давления наряду с учетом защемления газа вследствие выпаденияя конденсата необходимо также учитывать изменение состава газа, поступающего к потребителю, по сравнению с пластовым газом. Для этого воспользуемся уравнением баланса, которое запишем в единицах массы в виде
G + ё = G _ G _ G
иг ' ик иг ог ок'
где индексы "и", "н", "о" соответственно относятся к извлекаемым, начальным и остаточным запасам, а индексы "г" и "к" — к газу и конденсату.
