Теория и опыт разработки месторождений природных газов - Вяхирев Р.И.
Скачать (прямая ссылка):
F
n
Q = I- J AFdF - 2 AFlF,, (2.21)
рат 0 i = 1
где i от 1 до R — число участков, соответствующих определенному значению AFi.
Таким образом, с целью получения достоверных запасов объемным методом необходимо применять формулы (2.20) и (2.21 ) вместо формулы (2.5).
57
2.3.2. ПОДСЧЕТ ЗАПАСОВ ГАЗА ОБЪЕМНЫМ МЕТОДОМ
С ОПРЕДЕЛЕНИЕМ ПАРАМЕТРОВ ПО ДАННЫМ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ ПРИ НЕСТАЦИОНАРНЫХ РЕЖИМАХ ФИЛЬТРАЦИИ
При подсчете запасов объемным методом наибольшая трудность состоит в определении величин m,h и a, которые находятся по кернам и геофизическим методам, причем приемлемые результаты, как правило, можно получать только для песчаных коллекторов. Для карбонатных и трещиноватых коллекторов эти методы обычно не дают достоверных результатов.
Впервые для подсчета запасов газа разработана и проверена на практике по Шебелинскому, Коробковскому и другим месторождениям предложенная и разработанная методика определения коэффициента емкости коллектора, равного mha, по кривым нарастания давления [5 — 7]. Преимущество этой методики заключается в том, что она не нуждается в отборе образцов керна из газоносного пласта и проведении промыслово-геофизических исследований и одновременно характеризует не точечные, а среднее проинтегрированное значение mha вокруг скважины. Вместе с тем обеспечивается не меньшая, а часто большая точность определения коэффициента емкости коллектора mha уже при испытании первых разведочных скважин независимо от типа коллектора (пористого, трещиноватого, кавернозного). Коэффициент емкости коллектора определяется по формуле
mha = 7-8"1°"2qрпл . (2.22)
1R„
РР1лк
Таким образом, при использовании всего двух формул (2.20) и (2.21 ), в которые входит mha, вместо формулы (2.5), и последующем определении параметров по формулам (2.6)— (2.19) не только значительно облегчается методика подсчета, но и возможно получить более достоверные значения запасов газа, так как нетрудно доказать, что раздельное осреднение параметров в формуле (2.5) вместо осреднения произведения переменных по формулам (2.20) и (2.21 ) может привести к существенным ошибкам.
Для примера покажем ошибки осреднения значения mh. Возьмем пласт, состоящий из двух участков равной площади, который в первом случае имеет на первом участке m1 = 0,2; h1 = 1 0; F1 = 1 и на втором участке m2 = 0,1 и h2 = 5. При
58
раздельном осреднении согласно формулам (2.6) и (2.9) имеем шср = 0,15, ігср = 7,5 и тсрігср = 1,12.
При совместном осреднении произведения имеем
(mh) = = 0^10'0,15 = 1,25,
ср F 2
т.е. при раздельном осреднении занижаем значение mh на 10 % от фактической.
Если же возьмем для первого участка L1 = 0,2, h1 = 5, а для второго участка m2 = 0,1 и h2 = 1 0, тогда при раздельном осреднении имеем те же тсрігср = 1,12, а при совместном осреднении произведения для (тіг)ср = 1, т.е. при раздельном осреднении завышаем mh на 1 2 %.
Величина Як, входящая в формулу (2.22), изменяется в широких пределах от 1 00 до 900 м в зависимости от характеристики пористой среды. Для предварительной оценки можно использовать формулу
Як = 0,05 рРпл t, (2.23)
где Як — радиус контура; k — проницаемость; рпл — пластовое давление; ^ — абсолютная вязкость газа; t — время нарастания давления.
Проницаемость k в формуле (2.23) оценивается по результатам исследований скважин или кернов; пористость m устанавливается по кернам или по общегеологическим соображениям.
Примеры проведенных сопоставлений величин mha, полученных по формуле (2.22) и геофизическими методами по скважинам Шебелинского месторождения, приведены в работе [8] и показали вполне приемлемую сходимость результатов. В последующем сравнение подсчета запасов по падению давления в трещиноватых коллекторах и объемным методом с определением значения mha по кривым нарастания показало хорошее совпадение.
Методика подсчета запасов газа при определении mha по гидродинамическим исследованиям состоит в следующем. По каждой скважине определяем mha, рпл и Гпл, приведенные к середине толщины пласта, по которым находим соответствующее значение z. Комплекс этих параметров дает нам средневзвешенную по толщине величину AF для данной скважины:
59
F Tz '
Далее запасы газа находим по формуле (2.21 ). Для определения запасов газа при равномерном расположении скважин можем поступить следующим образом. Преобразуем формулу (2.22) к виду
Q = nmhaR2 = ZZli^^, к PPi
который соответствует объему порового пространства, приходящемуся на данную скважину. Далее определяем для каждой скважины р, T и z, после чего запасы газа находим по формуле
irTR2 Д + pmha\
Q = 2{^T^J - (Z24)
где R — число скважин.
Заметим, что из карты равных mha эффективный объем порового пространства можно определить по формуле
Q
f(mha)dF = 2 (mha). F1.
2.3.3. ПОДСЧЕТ ИЗВЛЕКАЕМЫХ ЗАПАСОВ
Извлекаемые запасы газа отличаются от пластовых на значение коэффициента газоотдачи, представляющего собой отношение извлеченного количества газа Q11 к общему количеству газа Q в пласте до начала эксплуатации, т.е.
п = Qи/Q = 1 —Qо/Q,
где Q1, — остаточный запас газа в пласте.
