Способи розрахунку газовіддачі нафтових покладів

Чисельне вираження коефіцієнту вилучення розчиненого в нафті газу визначається співвідношеннями:

Як відомо, з деяких як вітчизняних так і закордонних досліджень, величина , що залежить в основному від властивостей нафти і газу і умов розробки покладу, коливається приблизно від 0,4-0,5 по покладах з природнім водонапірним режимом до 0,7-0,8 по покладах з режимом розчиненого газу. При проведенні заходів по дії на пласт, особливо при закачці води в пласт, коефіцієнт вилучення розчиненого газу зменшується. Відповідно, врахування частки вилучення розчиненого газу не тільки представляє значний інтерес в зв’язку з можливістю безпосереднього використання його в промисловості, але займає певне значення в економічних розрахунках, яке необхідно приймати до уваги при проектуванні і аналізі розробки нафтових покладів, включаючи і оцінку ефективності заходів по дії на пласт.

Методи визначення коефіцієнта вилучення розчиненого в нафті газу можна поділити на дві групи:

1) методи, пов’язані з статистичною обробкою даних про видобуток і газу;

2) методи, основані на матеріальному балансі.

Перша група методів, при якій досліджуються і екстраполюються такі залежності, як lgR_н=f(Q_н); lgR_н=f(lgQ_н); lgw=f(lgR_н); r_p=f(Q_н) і інші, потребує великої кількості фактичних даних про видобуток нафти і газу і може бути при певних умовах застосована тільки на пізній стадії розробки покладу, коли отримані відомості про газовіддачу, потрібні тільки для аналізу розробки.

Друга група методів не потребує великої кількості даних про видобуток і може бути використана на ранній стадії робіт по покладах. Вона представляє найбільший інтерес, оскільки дає можливість прогнозувати видобуток нафтового газу і здійснювати економічні розрахунки, пов’язані з промисловою оцінкою нафтового покладу ще на початковій стадії розробки. Основне рівняння матеріального балансу для нафтового газу може бути представлене в вигляді R₀=R_вид+R_зал або R_вид= R₀– R_зал, що по суті аналогічно рівнянню , оскільки при діленні цього рівняння на R₀ отримуємо або .

При визначенні коефіцієнту вилучення нафтового газу за допомогою методу матеріального балансу, так як і в попередніх випадках, необхідно знати дві величини: початкові балансові запаси нафтового газу R₀ і кількість нафтового газу, що вилучається R_вид або того, що залишається в покладі після закінчення його розробки R_зал.

Початкові балансові запаси розчиненого в нафті газу R₀ в будь-якому випадку порівняно просто визначаються за даними про початкову дійсну розчинність газу в нафті. Знаходження ж кількості розчиненого газу, що залишилася в покладі R_зал пов’язано з вивченням можливих умов роботи покладу та його ймовірного стану в кінці розробки. При цьому можуть мати місце різні випадки, що визначають підхід до визначення залишкової кількості розчиненого газу в пласті.

І У випадку режиму розчиненого газу при неможливості утворення газової шапки в процесі розробки покладу (або коли кількістю газу, яка знаходиться в покладі в кінці розробки можна знехтувати (такі умови можуть бути при пологих кутах падіння пласта, незначній висоті поверху нафтоносності і незначних глибинах залягання нафтового покладу, що характерно для багатьох платформових родовищ)). Величина R_зал визначається за формулою: R_зал=(Q₀-Q_вид)r_к.

Оскільки на даний час для простоти розрахунків за кінцеві умови розробки приймається абсолютний середній пластовий тиск рівний 1,0 МПа, величина r_к для цього тиску повинна визначатись за даними глибинних проб пластової нафти. Якщо кінцеві умови розробки пов’язані з іншим значенням середнього кінцевого тиску в покладі, величина r_к приймається з врахуванням відповідного тиску.

На основі рівності R₀=R_н+R_зал=const:

R_вид=R₀-R_вид=Q₀r₀-(Q₀-Q_вид)r_к ,

звідки

R_вид=Q₀(r₀-r_к)+ Q_видr_к.

Кількість видобутого розчиненого в нафті газу по цьому рівнянню може бути визначена на будь-яку проміжну дату розробки. В цьому випадку отримаємо наступну рівність:

R_н=Q₀(r₀-r_к)+ Q_нr_к ,

або

R_н- Q₀r=Q₀(r₀-r).

В свою чергу, як вже було відмічено раніше, рівняння в системі координат (R_н-Q_нr)=f(r₀-r) представляє собою рівняння прямої лінії з певним тангенсом кута нахилу до осі (r₀-r), що дорівнює початковим балансовим запасам нафти: Q₀=tg^΄j.

При правильних вихідних твердженнях фактичні точки залежності: (R_н-Q_нr) від (r₀-r) на будь-якій стадії розробки повинні співпадати з прямою, проведеною по значеннях . При цьому накопичений видобуток газу R_н може бути визначений на будь-яку наперед задану дату, виражену через величину r, що відповідає середньому поточному пластовому тиску Р. В тому числі вона може бути визначена і для значення Р_к, коли R_н буде дорівнювати R_вид.

II В випадку режиму розчиненого газу, при можливому утворенні газової шапки (вільного газу) в кінці розробки покладу, кількість розчиненого газу, що залишається в покладі, буде складатись з кількості газу, безпосередньо розчиненого в нафті і деякої кількості вільного газу вторинної газової шапки.

1 Кількість газу, розчиненого в нафті при кінцевих умовах розробки, буде складати R_кн=Q_вид·r_к.

2 Кількість вільного газу вторинної газової шапки буде визначатись об’ємом, що звільнився в покладі:

а) за рахунок вилучення з пласта Q_вид об’ємів нафти в пласті:

R_звіл=Q_вид·b₀·Р_к·a_к·f_t;

б) за рахунок усадки нафти, яка залишилася в пласті:

R_ус=Q_вид·(b₀-b)·Р_к·a_к·f_t.

Таким чином, в даному випадку, газ. який залишився в пласті складається з розчиненого і вільного газу і складає:

R_вид=R_к+R_звіл+R_ус,

або

R_вид=Q_вид·r_к+[Q_вид·b₀+ Q_вид·(b₀-b_k)]·Р_к·a_к·f_t.

На основі цієї рівності коефіцієнт газовіддачі буде дорівнювати:

,

або

ІІІ Для тих же умов, тобто коли можливо утворення вільного газу в кінці розробки покладу, коефіцієнт газовіддачі можна визначити за даними про кінцеві значення коефіцієнтів нафтогазонасиченості на основі наступних основних положень методу матеріального балансу.

1 Початкові балансові запаси розчиненого в нафті газу, які виражені через коефіцієнт початкової нафтонасиченості (k_н0), в пластових умовах складають:

R₀=F·h·m·k_н0·q₀·r₀ .

2 Кількість газу, безпосередньо розчиненого в нафті, яка залишилася в покладі, в пластових умовах складає:

R_к=F·h·m·k_нк·q_к·r_к ,

або

R_к=F·h·m·(k_н0- k_гк)·q_к·r_к .

3 Кількість розчиненого газу, що залишився в вільному стані в кінці розробки покладу, в пластових умовах буде займати об’єм, що дорівнює різниці між об’ємом нафти, який вона займала в пластових умовах при тиску Р₀ і об'ємом, який нафта, що залишилася в пласті буде займати при тиску Р_к, тобто:

R_звіл=(F·h·m·k_н0-F× h×m×k_нк)·Р_к×a_к·f_t .

4 Згідно з рівностями: , R₀=F·h·m·k_н0·q₀·r₀ R_к=F·h·m·(k_н0- k_гк)·q_к·r_к і R_звіл=(F·h·m·k_н0-F× h×m×k_нк)·Р_к×a_к·f_t

Коефіцієнт вилучення розчиненого в нафті газу може бути визначений за рівнянням:

.

IV При водонапірному режимі, коли розробка покладу проходить при пластовому тиску вище тиску насичення, як в природних умовах, так і в випадку підтримки пластового тиску шляхом закачки води, коефіцієнт вилучення розчиненого газу дорівнює коефіцієнту нафтовіддачі

.

V При водонапірному режимі, коли в процесі розробки покладу пластовий тиск падає нижче тиску насичення а вилучена нафта заміщається водою (газова шапка не утворюється), визначення коефіцієнту вилучення розчиненого в нафті газу з достатнім ступінем точності може бути проведено по формулі:

В цьому випадку величина абсолютного середньою пластового кінцевого тиску Р_к^/ (а відповідно і ) не буде відповідати 1,0 МПа, як у випадку з режимом розчиненого газу, а буде мати трохи більші значення, які повинні визначатись відповідно до проекту розробки і данних аналізу глибинних проб пластової нафти.

VI При режимі газової шапки, коли розробляється лиш нафтова частина газонафтового покладу, газ газової шапки буде витісняти (заміщувати) вилучену нафту і складе кінцеву газонасиченість в нафтовій частині покладу. При відсутності видобутку газу з газової шапки для визначення коефіцієнту вилучення розчиненого газу можуть бути використані співвідношення:

або

,

а в випадку видобутку газу з газової шапки, розрахунок по вказаних формулах слід підтверджувати розрахунком стану вільного газу в газовій шапці на початку і в кінці розробки.

Як видно з приведених вище рівнянь, основними величинами, з якими приходиться мати справу при визначенні коефіцієнтів вилучення розчиненого в нафті газу, є значення розчинності газу в нафті при тих чи інших умовах. Як правило, ці значення визначаються за даними глибинних проб пластової нафти, на основі яких значення розчинності даного газу в даній нафті можуть бути отримані для будь-яких величин тисків.