Теория и опыт разработки месторождений природных газов - Вяхирев Р.И.
Скачать (прямая ссылка):
Рассмотрим оценочную методику подсчета извлекаемых запасов газа и конденсата при газовом режиме, пренебрегаяя сжимаемостью пласта.
Выражая G через объем и плотность для газа и заменяяя
63
плотность газа через уравнение состояния с учетом коэффициента сверхсжимаемости, получаем
—— + СЛ,крик = — - -R-J - (2.29)
где Qиг — извлекаемые запасы газа, приведенные к условиям рст и Гст; Кст — газовая постоянная, соответствующая составу газа после выделения из него конденсата; Q111;, рик — соответственно извлекаемые запасы и средняя плотность конденсата при условиях выделения из газа на поверхности; z — коэффициент сверхсжимаемости газа, соответствующий начальным р, Г и составу газа, для которого газовая постоянная равна R; zcl — аналогично для ро, Г и Ао; Q^, рок — соответственно остаточные запасы и плотность р конденсата.
Величину Q111; выразим через средний поверхностный газоконденсатний фактор ди, под которым понимается количество выделяющегося конденсата на поверхности, приходящеесяя на 1 м3 газа, приведенного к рст и Гст или другим условиям, например условиям низкотемпературной сепарации:
Qик = Ч^Аг. (2.30)
На практике ди определяется экспериментальным путем по изотермам конденсации.
Остаточные запасы конденсата также выразим через остаточный (неизвлекаемый) газоконденсатний фактор до, который соответствует количеству остаточного конденсата, приходящемуся на 1 м3 начального запаса газа:
Qок = до^р = ^ок. (2.31)
Величина до представляет собой количество конденсата, выделяющегося из газа при снижении давления от р до ро при пластовой температуре Г и неспособного двигаться по пласту из-за недостаточной насыщенности порового пространства конденсатом. Она определяется исходя из соотношений фазовой проницаемости для газа и жидкости с учетом испарения конденсата при снижении давления ниже давленияя максимальной конденсации. Остаточный газоконденсатный фактор до принимается обычно как определенный процент (от 1 0 до 50 %) от ди или определяется по изотермам конденсации.
Значение до и по сравнению с Q обычно невелико.
Отметим, что в процессе разработки и до достигнут максимума при снижении давления до давления максимальной конденсации, в последующем они уменьшатся вследствие ис-
64
парения части конденсата, который, по-видимому, останется защемленным. Выпадение конденсата в пласте происходит сначала вокруг скважин, а затем во всем пласте. Поэтому вокруг каждой скважины на конечном этапе разработки образуется своеобразный барьер из конденсата, который необходимо преодолеть газу при его движении. Поэтому количество защемленного газа будет несколько больше, чем если бы весь конденсат распределился по пласту. При расчете защемленного газа следует учитывать капиллярные давления, которые обусловливают НФС.
При этом количество защемленного газа будет увеличиваться при ухудшении коллекторских свойств и низких деби-тах газа. Остаточный объем порового пространства
?о = Q — Q ок = Q (1 — q о), (2.32)
где q о = qоP.
Заменяя (2.29) согласно (2.30), (2.31) и (2.32), получаем
Оиг
Q
7^Z- + q и Рик
(2.33)
Принимая осреднения, заменяя Q и вводя коэффициент газоотдачи, получаем в окончательном виде следующую формулу для подсчета извлекаемых запасов газа на газоконден-сатных месторождениях:
і Fh [ ро (1 - q о) 8 гл 1 с с р (
рст + q Р 0 0 I RTz о
+ q ирик I
¦ q оро
dFdh. (2.34)
Коэффициент газоотдачи ц, входящий в формулу (2.34), устанавливается исходя из характеристики коллекторов залежи и защемления газа выпавшим конденсатом. В то же время, как правило, он выше, чем при водонапорном режиме. При условиях водонапорного режима значение ц должно быть уменьшено вследствие защемления газа водой и избирательного продвижения ее.
Методика расчета запасов по формуле (2.34) аналогична методике расчета по формулам (2.4) и (2.26).
Определив запасы газа по формуле (2.34), извлекаемые запасы конденсата находим из (2.30).
Таким образом, при подсчете извлекаемых запасов газа в газоконденсатных месторождениях необходимо учитывать не
65
только извлекаемый и оставшийся в пласте конденсат, но и изменение состава газа.
Состав газа в пластовых условиях и поступающего потребителю при эксплуатации газоконденсатных месторождений будет различным, и его изменение определяется экспериментальным путем или оценивается по константам равновесияя при известных начальных параметрах газа.
2.4. ПОДСЧЕТ ЗАПАСОВ ГАЗА ПО ПАДЕНИЮ ДАВЛЕНИЯ В ОДНОПЛАСТОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЯХ
На газовых промыслах находит широкое применение метод подсчета запасов газа по падению давления, который имеет ряд преимуществ перед объемным, так как позволяет находить достоверные значения запасов по ограниченному числу скважин при опытной эксплуатации и уточнять режим в процессе эксплуатации месторождения. Поэтому представляет интерес рассмотреть более подробно некоторые методические вопросы подсчета запасов газа по методу падения давления с целью исключения ошибок, которые возможны при его практическом применении на газовых месторождениях, различных по своей характеристике.
