Режимы работы газовых залежей
Определение и виды режимов Под режимом газовой залежи или режимом работы пласта понимают проявления доминирующей формы пластовой энергии, вызывающей движение газа в пласте и обусловливающей приток газа к скважинам в процессе разработки залежи. Газовые и газоконденсатные месторождения разрабатываются только при газовом и упруговодонапорном режимах. Режим работы залежи зависит от геологического строения залежи; гидрогеологических условий, ее размеров и протяженности водонапорной системы; физических свойств и неоднородности газовых коллекторов; темпа отбора газа из залежи; используемых методов поддержания пластового давления (для газоконденсатных месторождений).
Определение режима работы залежи Уравнение материального баланса (1) в - объем порового пространства, занятый водой (или другим агентом), поступившей в газовую залежь за время, соответствующее снижению давления с рн до рт ; Qд количество газа, добытое из залежи при снижении давления с рн до рт , приведенное к стандартным условиям; Тст=293 К
Допущения: - для газовых месторождений R# const – для конденсатных месторождений ГАЗОВЫЙ РЕЖИМ в=0; н= =const (2) ГАЗОВОДОНАПОРНЫЙ РЕЖИМ (3)
газовый режим d /dt>0 ( - растет) - газоводонапорный режим, приток газа из других горизонтов d /dt<0 ( - падает) - утечка газа из залежи, количество которого не учитывается Для многопластовых месторождений при перетоке газа из одного горизонта в другой для определения режима работы каждой залежи решают уравнение вида (2) или (3), в одно из которых добавляют, а из другого вычитают количество перетекшего газа.
Графическое определение режима работы газовой залежи Если в зависимости (2) не учитывать коэффициент сжимаемости, то значение не является постоянным, а увеличивается с падением давления (кр. 5). Поэтому режим разработки залежи ошибочно можно принять за газо-водонапорный. Различать газовый и упруговодонапорный режимы при прямолинейной зависимости р*Т от Qд (начальный период) можно лишь в том случае, если есть дополнительная информация. Н. п: по данным изменения уровня воды в пьезометрических скважинах; по результатам ядерно-геофизических исследований скважин, вскрывших ГВК путем прослеживания положения ГВК в процессе разработки; по данным, полученным при обводнении и после гидрохимического анализа воды, добываемой с газом.
ПОДСЧЕТ ЗАПАСОВ
Виды запасов потенциальные извлекаемые Q QИ Коэффициент газоотдачи газовый режим Q 0 остаточный запас газа в пласте; р0 – минимальное остаточное давление в пласте (р0 = 0, 103 еs при устьевом давлении ру = 0, 103 МПа, s = 0, 03415( L/Tcpzcp). Чем выше начальное давление в пласте, тем больше .
МЕТОДЫ ПОДСЧЕТА ЗАПАСОВ объёмный по падению давления Объемным методом можно пользоваться на любой стадии разведки и разработки месторождения. Основан: на определении давления, газонасыщенности, пористости и геометрических размеров газоносной части пласта. Запасы газа по падению давления подсчитывают при опытнопромышленной эксплуатации и разработке месторождения. Основан на использовании уравнения материального баланса (2 или 3) и более надежный. Основной задачей в этом случае является правильность установления средневзвешенного давления по объему порового пространства и точный учет количества добытого газа. 9
Подсчет запасов газа по падению давления Основан на использовании уравнения материального баланса (2), в котором для случая многопластовых залежей введено количество перетекшего газа Qп, приведенного к стандартным условиям (при перетоке из других пластов берется со знаком минус, в случае утечки со знаком плюс) и, кроме того, принимается, что для всего пласта значения параметров Т и z средние и состав газа в процессе разработки постоянен (R = const). По методу падения давления можно уже при отборе 5— 6 % от начальных запасов достаточно определить запасы газа.
Скачать презентацию Режимы работы газовых залежей Определение и виды
3. Режимы работы залежей.ppt