Обоснование параметров подсчета запасов свободного газа объемным методом

Геологические запасы свободного газа, млн.м³ в газовых залежах и в газовых шапках объемным методом подсчитываются по формуле

Q_го= F*h*Kоп*Кг*К_t*К_р (17)

F, h, Kоп – то же, что и в формуле (8);

Кг - коэффициент газонасыщенности;

К_t - коэффициент, учитывающий отношение температур в стандартных и пластовых условиях

К_t=(Т₀+t_ст)/(Т₀+t_пл) (18)

где Т₀=293К и t_ст=20⁰C;

К_р - коэффициент, учитывающий превышение давления в пластовых условиях над давлением при стандартных условиях:

(19)

где Р_о - среднее начальное пластовое давление на уровне центра тяжести залежи МПа;

a₀ - поправка, обратно пропорциональная коэффициенту сжимаемости реальных газов Z_o при давлении Р₀: a₀= , Р_ост - среднее остаточное давление, устанавливающееся в залежи, когда давление на устье добывающих скважин равно стандартному, МПа;

a_ост - соответствующая Р_ост поправка на сжимаемость реальных газов, равная a_ост= ,;

Р_ст - давление при стандартных условиях, равное 0,1 МПа;

t_пл – средняя температура в залежи в пластовых условиях,⁰С.

Значения Р₀ определяют путем приведения значений Р_скв.0 к уровню центра тяжести залежи. Значения Р_скв.0 получают по данным замеров глубинным манометром или манометрического давления на устьях скважин, приведенных к середине опробованного интервала

 

где Р_скв.м – манометрическое давление на устье закрытой скважины, МПа;

е – основание натуральных логарифмов;

ρ_г – относительная плотность газа по воздуху;

Н_оп – глубина середины опробованного интервала в скважине, м.

Среднее остаточное пластовое давление в залежи получают для условий глубины Н_ц.т. на уровне центра тяжести залежи и стандартного давления на устье всех скважин, м

 

Глубина залегания центра тяжести пластовой залежи с определенной долей условности принимается на уровне половины высоты залежи, а массивной – на уровне одной трети высоты залежи от газожидкостного контакта. При подсчете начальных запасов свободного газа в процессе поисково-разведочных работ и разработки залежи используются данные о начальных пластовых давлениях, полученные лишь в поисковых и разведочных скважинах до начала разработки. Этим определяется внимание, которое должно уделяться замерам пластового давления при геологоразведочных работах.

Средние значения пластовой температуры t_пл вычисляются по данным о замерах в скважинах и также приводятся к уровню центра тяжести залежей.

Чаще всего величину коэффициента сжимаемости газа определяют по экспериментальным кривым зависимости его от приведенных псевдокритических давлений и температур. Под приведенными псевдокритическими давлением Р_R и температурой Т_R понимают отношение пластовых давления и температуры к псевдокритическим: Р_R = Р_пл/Р_ги Т_R= Т_пл/Т_г. Псевдокритическими давлением Р_г и температурой Т_г называют суммы средних взвешенных критических значений давления и температуры для каждого компонента природного газа: Р_г=ΣР_кр*х_i и Т_г=ΣТ_кр*х_i. Критическим давлением называется давление, которое соответствует точке перехода газа в жидкость, критической температурой называется температура, выше которой газ не может превратиться в жидкость.

 

 

Зависимость коэффициента сверхсжимаемости газа Z от приведенного псевдокритического давления Р_R. При разных приведенных превдокритических температурах Т_R. Шифр кривых – значения Т_R.

 

Пример расчета псевдокритических давления и температуры:

Компонент	Доля компонента, хi	Критические абсолютные	Псевдокритические
Давление, Ркр, МПа	Температура, Ткр, 0С, Ткр= 273+tкр	Давление, Рг, МПа, Рг=Ркр*хi	Температура, Тг, 0С, Тг=Ткр*хi
Метан	0,926	4,58	190,5	4,24	176,4
Этан	0,016	4,82		0,077	4,88
Пропан	0,004	4,20	369,78	0,017	1,48
Н-бутан	0,022	3,75		0,082	9,35
Н-пентан	0,032	3,30		0,105	15,04
Сумма				4,521	207,15

 

Расчет приведенных псевдокритических давления и температуры: пусть Рпл.=17,2МПа Тпл =63+273⁰=336⁰, тогда Р_R=Р_пл/Р_г=17,2:4,52=3,8 Т_R= Т_пл/Т_г=336:207,15=1,62. По оси абсцисс находим Р_R, по шифру кривой Т_R,, а затем по оси ординат – Z ≈ 0,85.

При подсчете геологических запасов свободного газа объемным методом для определения газонасыщенных объемов порового пространства, сбора фактического материала и выполнения графических построений следует руководствоваться указаниями, приведенными для расчета нефтенасыщенных объемов порового пространства по нефтяным залежам.

Дополнительные графические построения к этой части курсового проекта:

· карты приведенных изобар (на различные даты);

· график изменения приведенного давления в зависимости от суммарных отборов;

· карты произведений давлений на эффективную толщину пласта.

 

Сводная таблица подсчетных параметров и запасов свободного газа

по состоянию на ________

Таблица 14

 

Пласт

Категория запасов

Зона насыщения

Площадь газоносности, м2

Средняя газонасыщ. толшина, м

Объем газонасьпц. пород, тыс. м3

Коэффициент открытой пористости, доли ед.

Коэффициент газонасыщенности, доли ед.

Начальное пластовое давление, 0,1 МПа

Поправка на сжимаемость

Термический коэффициент

Барический коэффициент

Начальные запасы свободного газа, млн. м3

aо

aост

 

Коэффициент извлечения газа К_и.г принимается пока равным 1. Данные о параметрах и подсчет запасов свободного газа объемным методом сводятся в таблице 14.