Підрахунок запасів вільного газу об’ємним методом - раздел Философия, ПІДРАХУНОК ЗАПАСІВ НАФТИ І ГАЗУ Об’Ємний Метод Підрахунку Вільного Газу Також Є Ефективним Методом, Що Може Б...
Об’ємний метод підрахунку вільного газу також є ефективним методом, що може бути використаний для підрахунку запасів на будь-якій стадії пошукових, розвідувальних і експлуатаційних робіт або розробки родовища.
Сутність методу полягає у визначенні об’єму вільного газу приведеного до стандартних умов (0,1МПа і 20°С), який заповнює газонасичений об’єм пустотного простору колектора в межах покладу або родовища. Універсальність даного методу полягає в тому, що підрахункові параметри, що входять в формулу підрахунку можуть бути взяті безпосередньо по родовищу або покладу, які досліджуються безпосередньо по свердловинах, що пробурені або запозичені з сусідніх родовищ чи покладів, що знаходяться в даному нафтогазоносному районі і мають аналогічну будову, як старі так і нові родовища і поклади.
Формула власно об’ємного методу для підрахунку балансових запасів газу має наступний вигляд:
,
або
.
Видобувні запаси газу визначаються за формулою:
,
або
,
де Vг.о, Vг.вид – відповідно балансові (геологічні) і видобувні запаси газу, млн. м3.
F – площа газоносності, м2;
h – середня ефективна газонасичена товщина пласта, м;
m – середній коефіцієнт відкритої пористості, долі од.;
βг – середній коефіцієнт газоносності порід, долі од.;
υо – об'ємний коефіцієнт пластового газу, долі од.;
ηг – коефіцієнт газовіддачі в долях од. (»1) приймається рівний 1, на практиці складає 0,96-0,98, тобто poдовище рахується виснаженим або виробленим повністю, коли тиск газу на усті свердловини дорівнює 0,1 МПа;
ft – температурна поправка, долі од; (вираховується за формулою):
– відповідно середній пластовий тиск до початку розробки покладу і кінцевий пластовий тиск в кінці розробки;
– поправки за відхилення вуглеводневих газів від закону Бойля-Маріотта при :
де , Zк– відповідно коефіцієнти стиснення газу на початку розробки і в кінці при тисках .
Пластовий тиск в газових свердловинах визначається на основі даних про тиски на гирлах свердловин (при тимчасовому їх закритті) з урахуванням сили тяжіння стовпа газу за формулою:
Рвиб. = Рм е1293 х 10-9 Нρг
Залишковий тиск в покладі (ρк) визначається при умові прийняття тиску на гирлі 0,1 МПа (після вилучення промислових запасів газу) відповідно до вище приведеної формули. Зазвичай, в залежності до глибини залягання і складу газу величина ρк коливається в межах 0,1-0,3 МПа і навіть більше. При водонапірному режимі урахування залишкового тиску ρк в пласті недоцільно, в цьому випадку ρк=0.
Площа газоносності, середня потужність пористої частини пласта і середній коефіцієнт пористості визначають так само, як і при підрахунку запасів нафти об’ємним методом. Варто тільки мати на увазі, що поверхня контакту газ-вода зазвичай горизонтальна, границі її по покрівлі і підошві, як правило, слідують ізогіпсам підземного рельєфу газоносного пласта.
Відхилення вуглеводневих газів від законів складання ідеальних газів може бути визначено за даними про відхилення окремих компонентів газової суміші. Дослідження показують, що відхилення тим більше, чим вище молекулярна маса газу; при підвищенні температури вони змешуються.
Відхилення для складових частин природного газу на 0,1 МПа α при 15°С приведені в таблиці 11.1.
Таблиця 11.1 - Відхилення складових частин природного газу
Компоненти вуглеводневого газу
Відхилення на 0,1 МПа при 15°С
Метан
0,0022176
Етан
0,0088128
Пропан
0,0186192
Вуглекислий газ
0,0065520
Азот
0,0001008
Повітря
0,0004896
Примітка: Відповідно до приведених даних відхилення суміші газу на 0,1 МПа може бути підраховано шляхом множення величини відхилення кожної складової частини на відповідний вміст цієї складової частини газу у суміші і сумування цих добутків. Слід мати на увазі, що при наявності у суміші тяжких вуглеводнів, при такому розрахунку в залежності від того чи іншого тиску отримуються досить різні і крайнє наближені дані по відношенню до дійсної величини відхилення суміші. Відхилення азоту від закону Бойля-Маріотта настільки мале, що його зазвичай не приймають до уваги.
Для визначення відхилення природного газу від закону Бойля-Маріотта при температурі 15°С користуються таким виразом:
n=,
де n – відхилення, %
Рм – манометричний абсолютний тиск, МПа;
вміст в природному газі в %: m –метану, e – етану,d – пропану, c – вуглекислоти, s - сірководню, l – повітря.
Підрахувавши за характером компонентного складу газу величину n, підставляють в об’ємну формулу поправку α:
α = 1+.
При значному вмісті важких вуглеводнів і при абсолютних тисках більше 10 МПа отримані за формулою величини відхилень значно відрізняються від дійсних. В цьому випадку наведеною формулою користуватися не варто і рекомендується визначати стисливість газу дослідним шляхом в лабораторії.
Для визначення коефіцієнта газонасиченості βr можна користуватися графіком А.А. Ханіна, який дозволяє визначити цю величину з урахуванням вмісту зв’язаної води. Вказаний графік застосовується для ефективних розрахунків, коли відсутні конкретні дані лабораторних досліджень.
Найбільш складним при підрахунку запасів газу об’ємним методом є обґрунтування коефіцієнта газовіддачі, так як даних по цьому питанню недостатньо. У зарубіжних роботах є тільки деякі міркування загального порядку і відсутні конкретні дані про вплив різних факторів на величину газовіддачі газових родовищ. Це імовірно пояснюється тим, що у всіх формулах об’ємного методу підрахунку запасів газу, які приведені у зарубіжних роботах, як правило, відсутній параметр, що характеризує коефіцієнт газовіддачі; тільки у супроводжувальному тексті відмічається можливість вилучення тієї чи іншої кількості підрахованих запасів (без всякого обґрунтування). Більше того, у формулах часто не враховується величина залишкового тиску, але в практичних розрахунках запасів газу ця величина завжди враховується.
Деякі автори приводять величину коефіцієнта газовіддачі для газових родовищ в межах 0,5-0,95, але при цьому не вказують конкретно вплив тих чи інших факторів на цю величину.
Аналіз матеріалів по 49 газових родовищах США (з яких 22 закінчені розробкою) показують, що для закінчених розробкою родовищ з запасами газу більше 1,5-2 млрд. м3 фактичний коефіцієнт газовіддачі коливається в межах 0,9-0,99, а для родовищ з меншими запасами – 0,66-0,80, при цьому менші величини отриманих для менших запасів.
Середньоарифметичний розрахунок коефіцієнта газовіддачі по 22 родовищах США, закінчених розробкою, дав середню цифру 0,87. Таким чином, середні втрати газу складають 0,13 від початкових запасів газу (в тому числі середні втрати газу в пласті за рахунок залишкового тиску, прийнятого на устях свердловин рівним 0,1 МПа, склали біля 0,02).
Коефіцієнт газовіддачі Ленінградського газового родовища по даних розробки склав біля 0,84, а Канівського родовища – біля 0,81-0,82.
На коефіцієнт газовіддачі великий вплив має величина залишкового тиску.
В США при підрахунку запасів газу цю величину часто вибирають не з міркувань максимальної дегазації покладу і доведення тиску на усті експлуатаційних свердловин до 0,1 МПа, а в залежності від ряду тільки економічних факторів.
Даних про величини залишкового тиску, які приймають у США не має, але мабуть вони досягають 0,7-1,2 МПа. Хоча практично газові родовища продовжують експлуатуватися до повної дегазації, втрати газу в пласті за рахунок залишкового тиску в офіційних підрахунках запасів газу не фігурують, що приводить до занижених цифр запасів в опублікованих даних.
Для великих газових покладів, як правило, залишковий тиск на гирлах свердловин приймається рівним 0,1 МПа, завдяки чому по великим родовищам досягають більш високі коефіцієнти газовіддачі.
При підрахунку запасів газу в колишньому СРСР виходили з повного обліку всіх запасів, які можуть бути вилучені, тому залишковий тиск визначався виходячи з величини кінцевого тиску на гирлах експлуатаційних свердловин – 0,1 МПа.
Крім урахування залишкового тиску при підрахунку запасів газу необхідно вводити ще й коефіцієнт газовіддачі, який враховує кількість вилученого газу від фізично-підрахованих запасів. Коефіцієнт газовіддачі в покладах з газовим режимом, який найбільш розповсюджений, слід приймати в розмірі 0,90-0,95.
В покладах газу газових родовищ з водонапірним режимом балансові видобувні запаси газу підраховуються без врахування залишкового тиску, за виключенням особливих випадків, коли є дані про те, що після закінчення експлуатації із-зі недостачі напору краєвих вод буде обводнений не весь газовий поклад.
Деякі дослідники рахують, що при підрахунку запасів газу в покладах з водонапірним режимом необхідно вводити коефіцієнт віддачі, який залежить від будови пласта і самого покладу, зміни колекторських властивостей, відносної проникності для газу і води, ступені газонасиченості, тощо. Про величину коефіцієнта газовіддачі при водонапірному режимі є деякі дані, отримані по лабораторним дослідженням з витиснення газу водою з колекторів різного типу, проведених за кордоном в основному на природних і частково на штучних зразках керну пісковиків і вапняків.
В результаті було встановлено, що при витисненні газу водою в колекторах залишається значна кількість газу від 16-50% від об’єму порового простору колектору. Так, для рихлих пісковиків після витиснення газу водою залишкова газонасиченість дорівнювала 16%; для щільних пісковиків вона коливалась в межах 25-50%, а для вапняків складала біля 50%. Було також відмічено, що в’язкість, щільність і поверхневий натяг витисняючих рідин не впливають на величину залишкової газонасиченості, а пластові умови (температура, тиск, швидкість витиснення і вміст зв’язаної води) впливають не досить суттєво.
Є деякі промислові дані про залишкову газонасиченість по родовищах Вест-Бомонт в Техасі і Лейксайд в Луїзіані. Залишкову газонасиченість визначали в обводненій частинній структури на основі даних дослідження керну і електрокаратажу про просування газоводяного контакту в двох свердловинах. Було з’ясовано, що залишкове газонасичення за даними аналізу керну коливається від 16,7-18,5%, а за даними електрокаратажу від 19,4-37% при пористості пісковиків 31-32,9%. Ці дані дозволяють орієнтовано приймати коефіцієнт газовіддачі для газових покладів з водонапірним режимом рівним 0,8.
На основі приведених даних можна зробити наступні висновки:
1) для родовищ з запасами газу більше 1,5-2 млрд. м3 коефіцієнт газовіддачі коливається в межах 0,9-0,99 (від початкових запасів, підрахованих з урахуванням залишкового тиску 0,1 МПа);
2) для родовищ з меншими запасами коефіцієнт газовіддачі коливається в межах 0,66-0,8 ( в цьому випадку залишкові тиски що приймались, при яких були підраховані запаси, виявились вищими ніж для родовищ з більшими запасами);
3) при витисненні газу водою з рихлих пісків залишкова газонасиченість складає біля 16%; для щільних пісковиків вона коливається в межах 25-50%;
4) промислові дані вивчення кернів, взятих з газоносної частини площі, що обводнилась, показують залишкову газонасиченість в межах 16,7-21,8%.
Таким чином стає зрозумілим необхідність врахування коефіцієнта газовіддачі при підрахунку запасів газу в газових родовищ (покладах) з урахуванням вище вказаних міркувань і особливостей геологічної будови покладу газу.
Cуть класифікації запасів і ресурсів
Класифікація запасів і ресурсів – нормативно науково обґрунтований документ, який охопив накопичений досвід пошуків, розвідки і розробки нафтових і газових родовищ. Класифікація запасів і ресурсів
Комплексний підхід до вивчення нафтових і газових родовищ
У „Класифікації запасів та ресурсів...” (1997 рік) відображені вимоги комплексного та раціонального використання корисних копалин. Раціональне та комплексне використання корисних копалин базується
Підрахунковий план
Основним графічним документом при підрахунку запасів є підрахунковий план. Підрахунковий план (рис. 2.1) складається на основі структурної карти покрівлі продуктивних пластів – колекторів або ж по
СУМАРНІ РЕСУРСИ НАФТИ, ГАЗУ І КОНДЕНСАТУ
Для порівняння нафтогазоносності різних регіонів користуються інтегральними оцінками, які включають в себе накопичений видобуток, запаси, ресурси нафти, газу і конденсату всіх категорій. Першим наз
Природні резервуари
Природним резервуаром (по В.О. Броду) називається природна ємність для нафти, газу і води, всередині якої вони можуть циркулювати і форма якої обумовлена співвідношенням колектора з вміщаючим його
Класифікація покладів по фазовому стану ВВ
Залежно від фазового стану і основного складу вуглеводневих з'єднань в надрах поклади нафти і газу підрозділяються на (рис 5.2):
- нафтові, які містять тільки нафту, в різній степені насич
Основні особливості, що характеризують умови розробки покладів
Будь-який нафтовий або газовий поклад володіє потенційною енергією, яка в процесі розробки витрачається на витіснення нафти і газу з резервуару (продуктивного пласта). Витіснення флюїдів з покладу
Відхилення вуглеводневих газів від законів ідеальних газів
Вуглеводневі та інші неідеальні гази в тій чи іншій мірі відхиляються від законів газового стану для ідеальних газів.
Стисливість вуглеводневих газів. Рівняння Клапейрона буде дійсне для в
Основні властивості нафти
Густина нафти, як і густина будь–якої речовини – це маса одиниці її об’єму. Вона вимірюється в кг/м3 або т/м3 і визначається за формулою:
Властивості нафти в пластових умовах
В пласті нафта знаходиться під дією високих тисків і підвищених температур; крім того в ній міститься розчинений газ. Все це в значній мірі відбивається на її властивостях і умовах руху по пласту.
Нафто-, газо- і водонасиченість порід
Всередині нафтонасичених і газонасичених пластів не весь об’єм пор заповнений нафтою або газом; частина його зайнята залишковою водою, яка при формуванні покладу не була витіснена внаслідок різних
Нафто-, газо- і водонасиченість порід
Всередині нафтонасичених і газонасичених пластів не весь об’єм пор заповнений нафтою або газом; частина його зайнята залишковою водою, яка при формуванні покладу не була витіснена внаслідок різних
Регіональний етап
На цьому етапі проводяться регіональні геолого-геофізичні роботи. Відповідно до завдань регіональний етап ділять на дві стадії: прогнозування нафтогазоносності і оцінка зон нафтогазонакопичення.
Пошуковий етап
Пошукові роботи направлені на забезпечення необхідних умов для приросту розвіданих запасів нафти і газу. Він розділяється на стадію виявлення і підготовки об'єктів для пошукового буріння і стадію п
Розвідувальний етап
Цей етап ділиться на дві стадії: оцінка родовищ (покладів) і підготовка їх до розробки.
Стадія оцінки родовищ (покладів).Об'єктами робіт на цій стадії служать відкриті род
Виділення оціночних об’єктів прогнозних ресурсів
У сучасній науці під системами зазвичай розуміють складні об'єкти, для яких характерні множинність, різнотипність і різноякісність утворюючих їх елементів і зв'язків. До важливих властивостей систе
Виділення підрахункових об’єктів перспективних ресурсів
При підрахунку перспективних ресурсів категорії С3 рівень підрахункових об’єктів в плані відповідає окремій пастці, здатній акумулювати нафту і газ. Тип пастки визначається будовою струк
Підрахункові об’єкти запасів нафти і газу
Перший підрахунок запасів виявленого (відкритого) покладу виконується після отримання промислового припливу нафти і газу на перспективній площі. У розрізі підрахунковий об’єкт приймається як пласт
ВИМОГИ ДО ГЕОЛОГІЧНОЇ ВИВЧЕНОСТІ ОБЄКТІВ РОБІТ
По кожній розвідувальній свердловині слід провести комплекс досліджень необхідних для підрахунку запасів, а саме:
- детальне вивчення для визначення літологічних і петрогра
Та наявних в них корисних компонентів
Підрахунок запасів родовищ та оцінка перспективних ресурсів нафти, газу і конденсату та наявних в них “корисних компонентів проводиться на певну дату згідно з вимогами класифікації” (1997р.), якою
ЛЕКЦІЯ №11
МЕТОДИ ПІДРАХУНКУ ЗАПАСІВ НАФТИ, ГАЗУ І КОНДЕНСАТУ
На теперішній час достатньо обґрунтовані теоретично і практично три групи методів підрахунку запасів і ресурсів нафти і г
Суть об’ємного методу підрахунку
Виходячи з того, що нафта і газ в надрах знаходяться в порах, тріщинах, кавернах теригенних або карбонатних порід і займають верхню частину пастки внаслідок гравітаційного розподілу і характеризуют
Об’ємний метод підрахунку запасів нафти
Об’ємний метод підрахунку запасів нафти відомий у вигляді декількох варіантів:
- власне об’ємний метод;
- об’ємно-статистичний метод;
- метод ізоліній;
- об’ємно
Метод ізоліній
Метод ізоліній заснований на групуванні і сумісному графічному відображенні у вигляді карт (в ізолініях) комплексних параметрів об’ємного методу для підрахунку запасів нафти. Іноді об’єднується пот
Підрахунок запасів вільного газу за методом падіння тиску
Даний метод іноді називають статистичним або методом матеріального балансу для газів. Досить простий, так як не вимагає визначення границь покладу, пустотного газонасиченого об’єму покладу та інших
Підрахунок запасів конденсату
Рідини, які відносяться до конденсатів за фізико – хімічними властивостями займають проміжне положення між нафтою і газом. Вони, як правило, вмішують значно більший відсоток вуглеводнів від етану д
МЕТОД МАТЕРІАЛЬНОГО БАЛАНСУ
Метод матеріального балансу заснований на вивченні зміни фізичних параметрів рідини газу, які вміщуються в пласті, в залежності від зміни тиску при розробці. В процесі видобутку з пласта рідини (на
Виведення рівняння, заснованого на законі збереження матерії
Вивід цього рівняння базується на тому, що первісна кількість вуглеводнів (в об’ємних одиницях) в пласті приведених до деякого тиску дорівнює сумі вуглеводнів (в об’ємних одиницях), що видобуті і я
МАТЕРІАЛЬНИЙ БАЛАНС ПРИ ПІДРАХУНКУ ЗАПАСІВ ГАЗУ
При газовому режимі роботи газових покладів виведення формул матеріального балансу може бути засновано на любому вихідному положенні методу.
Дійсно, якщо виходити з постійності об’єму пор,
Принципи статистичного методу
Принципи статистичного методу підрахунку запасів нафти і газу є досить прості. Вони заключаються в знаходженні в графічному або аналітичному виразі того або іншого зв’язку, який характеризує попере
Статистичний метод підрахунку запасів нафти
Як вже відмічалось для різних геолого – промислових умов з метою підрахунку запасів нафти використовуються різні статистичні залежності. Але найбільш широке розповсюдження в практиці підрахунку зал
Підрахунок перспективних ресурсів категорії
Об’єктами підрахунку перспективних ресурсів нафти, газу і конденсату є підготовлені до глибокого буріння пастки структурного і не структурного типу. На перспективних площах в кожному пласті (горизо
Безпосереднє визначення площі нафтогазоносності
Цей спосіб застосовується, якщо:
а) перспективна структура підготовлена сейсмічними методами на рівні продуктивного пласта (горизонту);
б) нафтогазоносний пласт на сусідніх поклад
Оцінка прогнозних ресурсів
Для оцінки прогнозних ресурсів на будь – якій території, насамперед необхідно зробити оцінку цієї території якісно, тобто з точки зору наявності сприятливих умов для можливого знаходження в ній наф
ЛЕКЦІЯ №21
ВИБІР МЕТОДУ ПІДРАХУНКУ ЗАПАСІВ НАФТИ І ГАЗУ ЗАЛЕЖНО ВІД РЕЖИМУ І СТУПЕНЯ РОЗВІДАНОСТІ ПОКЛАДУ (РОДОВИЩА)
Можливість успішного застосування того або іншого
ВИЗНАЧЕННЯ КОЕФІЦІЄНТІВ НАФТО-, ГАЗО- І КОНДЕНСАТОВІДДАЧІ
Коефіцієнти нафто-, газо- і конденсатовіддачі, являють собою співвідношення між видобувними і балансовими запасами відповідних вуглеводнів і є важливими геолого-економічними показниками ефективност
Визначення коефіцієнта нафтовіддачі
Під коефіцієнтом нафтовіддачі (або коефіцієнтом вилучення нафти) розуміють відношення видобувних запасів нафти (Qвид.), тобто сумарного можливого видобутку нафти з покл
Способи розрахунку коефіцієнтів нафтовіддачі
З наведених вище даних можна бачити, що нафтовіддача залежить від багатьох факторів. Тому всебічний облік цих факторів на стадії оцінки покладу, на якій необхідно запрогнозувати нафтовіддачу, дуже
Фактори, які впливають на газо- і конденсатовіддачу
На газо-і конденсатовіддачу впливають також дві групи факторів: природні (геологічні) і штучні (характер розробки). Однак дія цих факторів значно відрізняється.
Так, як на нафтовіддачу (і
Способи розрахунку газовіддачі газових і газоконденсатних покладів
Розрахунок газовіддачі газових покладів залежить від роботи покладів. У випадку газового режиму, який характеризується збереженням об’єму пор, що зайняті газом і постійним складом газу, то коефіціє
Способи розрахунку конденсатовіддачі
Газоконденсатні поклади можуть розроблятися як при постійному пластовому тиску (при водонапірному режимі або з застосуванням заходів по дії на пласт), так і при режимі природного виснаження енергії
Переведення запасів в більш високі категорії
В процесі розбурювання покладів нафти по технологічній схемі і покладів газу по проекту дослідно – промислових робіт, а також при розбурюванні цих же покладів по проектам розробки щорічно здійснюєт
ПІДРАХУНОК ЗАПАСІВ НАФТИ І ГАЗУ НА ПЕОМ
Попередні десятиріччя кінця ХХ століття і текучий час характеризувалися широким впровадженням ПЕОМ в практику підрахунку запасів нафти і газу. З одного боку, задача автоматизації підрахунку запасів
Порядок представлення матеріалів в ДКЗ України
Розвідані запаси нафти, горючих газів і супутніх компонентів, які служать або можуть служити базою сировини для діючих, реконструйованих і проектованих підприємств, підлягають обов’язковому затверд
Текст звіту
В тексті звіту повинні бути надані характеристики родовища, опис проведених геолого – розвідувальних, геофізичних, гідрогеологічних, дослідницьких і випробу-вальних робіт та їх результатів, обґрунт
Графічні матеріали
В звіті з підрахунку запасів повинні міститися наступні графічні матеріали.
1 Оглядова карта району родовища з вказівкою місця положення його, найближчих родовищ, нафто-газопромислів, нафт
Оформлення матеріалів
1 На титульному листі звіту вказуються: організація - що проводила розвідку і що виконала підрахунок запасів, повне найменування родовища і район його розташування, дата, на яку зроблений підрахуно
ТИПОВІ НЕДОЛІКИ ЗВІТІВ
Звіт з промислової оцінки нафтового або газового родовища є багатоплановою комплексною роботою, в якій бере участь великий колектив фахівців різного напряму і рівня знань. Кожний з фахівців характе
Необхідна детальність розрахунків
З метою стандартизації характеру і розмірності величини запасів нафти, газу і супутніх корисних компонентів “Класифікація запасів і ресурсів корисних копалин державного фонду надр”, 1997р. передбач
ЗАКЛЮЧЕННЯ
Промислова оцінка родовищ нафти і газу вимагає проведення широкого комплексу регіональних і детальних геологічних, геофізичних, фізико – хімічних, гідродинамічних та інших досліджень, спрямованих н
Хотите получать на электронную почту самые свежие новости?
Подпишитесь на Нашу рассылку
Наша политика приватности обеспечивает 100% безопасность и анонимность Ваших E-Mail
,
.
,
,
– відповідно середній пластовий тиск до початку розробки покладу і кінцевий пластовий тиск в кінці розробки;
– поправки за відхилення вуглеводневих газів від закону Бойля-Маріотта при 
, Zк – відповідно коефіцієнти стиснення газу на початку розробки і в кінці при тисках 
,
.
Новости и инфо для студентов