11. Материальный баланс газовой залежи

Начальная масса газа в пласте равна сумме текущей (остаточной) массы газа в пласте и массы извлеченного газа

М_нач.= М_ост. + М_доб. (4.1)

Выражая массу через объем и плотность, имеем:

(4.2)

где - начальная и текущая плотность газа в пластовых услови­ях;

- газонасыщенный объем, начальный и текущий;

- суммарное количество добытого газа, приведенное к стандартным условиям.

Плотность газа в пластовых условиях определяется по уравнению состояния реального газа

, (4.3)

. (4.4)

Подставив оба выражения в предыдущее и решив его относительно P_t/z_t, получим выражение для определения текущего средневзвешенного пластового давления в зависимости от отбора газа

(4.5)

здесь

- объем вторгшейся воды в залежь.

При чисто газовом режиме =0 текущее средневзвешенное пластовое давление определяется выражением

(4.6)

т.е. падение давления при газовом режиме прямо пропорционально сум­марному отбору газа.

12. Подсчет запасов газа объемным методом и по падению пластового давления

Объемный метод основан на определении геометрии газонасыщен­ного объема , термодинамической характеристики залежи и харак­теристики самого газа. Расчетная формула известна:

(4.7)

Для определения показанных параметров бурится значительное число разведочных скважин на месторождении с большим отбором кер­на их продуктивных пластов и затем строятся карты:

• структурная (определяется S );

• пористости (определяется среднее значение m ),

• эффективных мощностей (определяется h_ср);

• емкостного параметра ( mh_эф).

По отобранным пробам исследуют физико-химические свойства природного газа - состав, плотность, критические параметры Р_кр, Т_кр, определяют начальное пластовое давление по карте изобар (средневзвешенное по объему), пластовую температуру Т_пл. Объемный метод применяется в основном до разработки месторождения. Запасы уточняются затем при уточнении геологии залежи в процессе эксплуа­тационного бурения.

Метод подсчета запасов по падению давления применяют в основ­ном в процессе эксплуатации залежи на газовом режиме ( = = const).

Расчетная формула известна:

(4.8)

Метод не требует знания геометрии залежи, пористости и газона­сыщенности пластов в такой мере, как это требуется для объемного ме­тода. Но точность метода зависит от точности определения средневзве­шенного пластового давления. Оформляется подсчет в виде построения графика зависимости , как показано на рис. 5.

Рис. 5. Зависимость для водонапорного (1) и газового (2) режимов и изменение отбора газа из залежи Q_(t),.

в процессе разработки (3).

Подсчет может производиться при извлечении из залежи 10-15% начальных запасов и затем ежеквартально уточняться.

Лекция 5. Методы исследования пластов и скважин

13. Задачи исследования скважин

Для технически и экономически целесообразной разработки того или иного эксплуатационного объекта требуется детально знать все свойства этого объекта, которые могут повлиять на технологический процесс извлечения газа.

На практике при исследовании газовых и газоконденсатных сква­жин и пластов применяется сложный комплекс методов, различных по теоретической основе и технологическому исполнению. Обычно по данным промысловых исследований скважин определяют следующие пара­метры.

1. Геометрические характеристики пластов и залежей, в том числе общие размеры подземного резервуара, характер изменения общей и эффективной мощностей пласта по площади и горизонтам, границы залежей, размеры экранов, положение контакта газ-вода и изменение этих параметров в процессе разработки.

2. Коллекторские и гидрогазодинамические свойства пластов (пористость, проницаемость, гидропроводность, пьезопроводность, газонасыщенность, пластовые, забойные и устьевые давле­ния, температура) а так же характер их изменения по площади и разрезу пласта.

3. Физико-химические свойства газа и жидкостей (вязкость, плотность, давление начала конденсации, давление максимальной конденсации, состав газа и конденсата, коэффициенты сжимае­мости, влажность газов, характеристику пластовых и конденсаци­онных вод), условия образования и состав кристаллогидратов и изменение этих параметров в процессе разработки месторожде­ния.

4. Предельный рабочий дебит газа и конденсата, который можно получить из скважины, не разрушая пласта и без технических осложнений при эксплуатации.

5. Термодинамические условия работы ствола скважины в процессе эксплуатации.

6. Условия скопления и выноса жидкости и твердых примесей с за­ боя скважины, эффективность их отделения в наземном оборудовании, исследование коррозионных свойств примесей.

7. Технологический режим работы скважины при наличии различ­ных факторов, таких, как разрушение призабойной зоны пласта, наличие подошвенной воды, влияние температуры продуктивного пласта, многопластовость, неоднородность залежи и многие другие факторы.

На газовых и газоконденсатных месторождениях имеются скважи­ны, вскрывшие водоносные пласты, которые также подлежат исследова­нию с целью определения параметров пласта в законтурной области, пластового давления и физико-химических свойств пластовой воды. Эти данные необходимы при прогнозных расчетах вторжения воды в газовую залежь.