Нефть, Газ и Энергетика: Подсчет запасов нефти объемным методом

Подборка по базе: БОЛЕЗНИ ВЕН лекция Малахов.docx, 19 МО Лекция 25.10.21.docx, Химия нефти и газа, задачи к первой лабе.doc, Обзорна лекция.doc, 05.10.2021 лекция 7.pdf, Русецкий Игорь Станиславович_Видео лекция № 3 Булева алгебра. Ло, 5 лекция.docx, Хуриев лекция 1 (1).docx, 1 лекция.docx, ИТвПД Лекция 7.docx

Лекция 3

Подсчёт запасов газа
При подсчете запасов газа различают свободный газ, то есть из газовых залежей и газовых шапок нефтегазовых (газонефтяных) залежей, и газ, растворенный в нефти (попутный газ).
Объемный метод подсчета запасов свободного газа основан на тех же принципах определения объема залежи, что и объемный метод подсчета запасов нефти:

Подсчет запасов газа и конденсата производился объемным методом по общепринятой методике в соответствии со следующими формулами:
Для газа:

Qг = F* hэфф г* Kп* Кг* (Рн* н – Рк* к)* f*.

или Кр-барический к-т

где:

F – площадь газоносности, тыс.м² – определяется в пределах контура газоносности на основе подсчетного плана, совмещенного со структурной картой по кровле пласта.

Hэфф г – средняя (средневзвешенная) газонасыщенная толщина коллекторов, м – определяется по данным интерпретации материалов геофизических исследований скважин как средневзвешенное значение эффективной газонасыщенной толщины определяется как частное от деления объёма газонасыщенных пород, рассчитанного по карте эффективных газонасыщенных толщин, на соответствующую площадь.

Кп – коэффициент открытой пористости, доли ед – определяется в результате комплексной интерпретации материалов ГИС. Рассчитывается средневзвешенная величина коэффициента открытой пористости по эффективной газонасыщенной толщине для коллекторов пластов.

Кг – коэффициент газонасыщенности, доли. ед определяется лабораторным путём с учетом содержания связанной воды и соотносится с данными ГИС; при наличии нефтяных оторочек с учётом остаточной нефтенасыщенности Кг=1 – Кво – Кно;

состав газа:СН4 – метан, С2Н6 – этан, С3Н8 – пропан,С4Н10 – бутан.

При построении карт газонасыщенности в трёхмерных построениях нужно учесть, что значение коэффициента газонасыщенности на контуре не ноль, а 0,3-0,4. И кружочки в зоне предельного насыщения, а в переходной зоне насыщенность зависит ещё и от положения над ГВК.
Рн и Рк – начальное и конечное пластовое давление в залежи, физ. ат;

Пластовое давление, давление в недрах складывается из давления породы и давления насыщающего её флюида. Давление породы (геостатическое давление) создаётся весом породы и определяется плотностью пород и их мощностью. Средний градиент геостатического давления составляет 0,023 МПа на 1 м мощности (при плотности пород 2,3 г/см³).

Давление насыщающего породу флюида (гидростатическое давление) создаётся весом воды, заключённой в системе. При средней плотности пластовой воды 1,23 г/см3 градиент давлений составляет 0,01-0,0133 МПа/м. Коэффициент аномальности давлений – отношение пластового давления (Рпл) к нормальному гидростатическому (Рн.г)

Ка=РплРн.г, Коэффициент аномальности до 1,25 (для гиганских резервуаров), до 1,4 (крупные). Непско-Ботуобинская область имеет низкие давления.

Теоретическая формула

Рпл гидрост=ρ*g*H/100 (в физ. атм), где

ρ – плотность воды в г/см³,

g–скорость свободного падения 9,8 м/ч

Н – глубина определения давления, м

Среднее начальное пластовое давление рассчитывается на середине объёма в водоплавающей залежи, где за середину принимается отметка расположенная на 1/3 высоты залежи над поверхностью ГНК. Для газовых объёмов, давление приводится на отметку, соответствующую середине высоты залежи.

Значение пластового давления получают по данным замеров глубинным манометром или измеренное давление на устье приведённое к глубине кровли пласта с учётом веса столба газа.
1293*10^-9*Н*γ

Рпл=Ру*е

Где

Ру – давление на устье закрытой скважины , МПа;

е – основание натуральных логарифмов, е=2,718

Н – глубина кровли пласта в скважине, м
Конечное пластовое давление рассчитывалось на момент, когда давление на устье скважины после извлечения запасов газа составит 1 атм. или 0.1 МПа.

Запасы газа рассчитывают для условия полного истощения пластовой энергии, при котором Р_к = 0.1МПа, коэффициент _к при этом практически равен 1, что принято при подсчете запасов.

(Перевод параметра пластового давления из атм в МПа умножением на 0,101322)

Кр=Р00 – Ростост,

Рст

где Рост – среднее остаточное абсолютное давление на устье скважины до 1 атмосферы

1293*10^-9*Н*γ

Рост = е , где

Н – глубина скважины в см,

γ – плотность газа по воздуху
н и к – поправки на сверхсжимаемость углеводородных газов для начальных и конечных пластовых условий (поправки на отклонение углеводородных газов от закона Бойля— Мариотта соответственно для давлений p₀ и. p_ст).

При подсчете геологических запасов пластового и сухого газа, состав и свойства газоконденсатных систем в данных термодинамических условиях учитываются коэффициентами _н и _к (поправки на сверхсжимаемость углеводородных газов для начальных и конечных пластовых условий). Коэффициенты _н и _к представляют обратные значения коэффициентов сжимаемости z_н и z_к, рассчитанных, соответственно, для начальной и конечной величины пластового давления. _н=1/z_н,

Z – зависит от пластового давления, температуры и состава газа.

Значение коэффициентов сжимаемости z_н устанавливается по лабораторным исследованиям состава газа или расчётным путём. Если количество неуглеводородных и тяжёлых углеводородных компонент в газе менее 10 %, коэффициент сверхсжимаемости определяется по двум параметрам: pкр – пластового давления и Ткр – температуры, по которым рассчитывают приведённые параметры pпр и Тпр.

Если компонентный состав газа известен, то рассчитываются псевдокритические параметры давления и температуры, затем находят суммы псевдокритических давлений и суммы псевдокритических температур, по ним определяют приведённые давления и температуры, первое равно отношению пластового давления (атм) к сумме псевдокритических давлений: Рпр=Рпл/∑Рпс кр и приведённая температуря равна отношению температуры пластовой к сумме псевдокритической температуре: Тпр=Тпл/∑Тпс кр.

О пределяется компонентный состав газа, содержание всех элементов С1, С2, С3,С4, С5, С6 в, N₂. CO₂, относительная плотность газа, пластовое давление и температура. Вычисляются приведённое давления Рпр и приведённая температура Тпр. Расчётным путём или по графику Брауна (зависимость коэффициента сверхсжимаемости для природного газа от приведённого давления и температуры) определяется коэффициент сверхсжимаемости, через параметры (Рпр, Тпр).

m, e, p, c, s – соответственно процентное содержание метана, этана, пропана, бутана и сероводорода H₂S.

В Западной Сибири Для неокома коэффициент сверхсжимаемости меньше 1.

f – поправка на температуру, для приведения объема газа к поверхностным условиям; Поправка за температуру учитывает изменение объема газа при приведении к поверхностным условиям (стандартной температуре 20⁰С) и определяется по формуле:

f = Т_ст/ Т_пл.

где

Т_ст – стандартная температура (20⁰С) в К;

Т_пл – пластовая температура в К. или

f =(273 20)/(273 tпл)

- коэффициент газоотдачи. Коэффициент извлечения газа условно принят равным единице.

Газ в залежи – это пластовый газ, содержащий конденсат, газ без конденсата – это «сухой» газ. Запасы «сухого» газа рассчитываются как произведение пластового газа на величину мольной доли «сухиго» газа.

Пример
Qг =330000*14* 0,15*0,70*(290*1,15 – 1*1)*0,83= 133875472,5 тыс. м³)

или 133875,5 млн. м³

F =330000 тыс. м²;

Hэфф г=14 м;

Кп =0,15 доли ед.

Кг=0,70 доли ед

Рн=290 физ. атм

Рк=1 физ. атм

н =1,15

к=1

f =(273 20)/(273 80)=0,83
Балансовые запасы газа, растворенного в нефти, рассчитывают по формуле

Q_г.бал =Q_н.балr₀,

где Q_г.бал, Q_н.бал —балансовые запасы газа, м³ и нефти, т; r₀—содержание газа в нефти при начальном пластовом давлении, м³/т. Величина извлекаемых запасов газа, растворенного в нефть, зависит от режима работы нефтегазоносных пластов.

При водонапорном режиме (при котором разрабатывается подавляющее большинство месторождений) газовый фактор в процессе эксплуатации залежи мало изменяется во времени и извлекаемые запасы газа, растворенного в нефти, подсчитывают по упрощенной формуле

Q_г.изв =Q_н.извr,

где r—газовый фактор, м³/т, замеренный на поверхности при давлении 0,1 МПа; Q_н.изв —извлекаемые запасы нефти, т; Q_г.изв—извлекаемые запасы газа, растворенного в нефти, м³.

Конденсат(С_{5 в})
Конденсат представляет собой газообразные УВ, состава С₅ высш с растворёнными в них и находящимися в подчиненном состоянии жидких и твёрдых. УВ. Соединение твёрдых УВ в 1 л конденсата характеризуется конденсатным. фактором КФ=10-500 (чем больше КФ, тем больше конденсат похож на нефть).

В пластовых условиях (Тпл=100-150, Рпл=20-30 МПа) конденсат находится в состоянии парогазовой системы. Поднимаясь на поверхность (Т=10-20, Р=0,1мПа) парогазовая система конденсируется и на поверхности становится жидкостью. В отличии от нефти цвет конденсата может менятся от темно-окрашенных тонов к бесцветному. Конденсат в отличии от нефтей не содержит асфальтенов. Плотность 0,77-0,80. Вязкость нефтей и конденсатов является характеристикой, отражающей способность молекул, движущихся флюидов, преодолевать сопротивления движению. Вязкость определяет скорость перемещения флюидов по пустотному пространству пород, она бывает динамическая и кинематическая. Кинематическая это отношение динамической вязкости к плотности воды, динамическая это произведение времени истечения флюида через капиляр определённого сечения и коэф-т пропорционально зависящий от диаметра вязкозиметра

Для конденсата: Подсчет геологических запасов стабильного конденсата (С_{5 в}) выполнен исходя из запасов свободного газа и среднего потенциального содержания С_{5 в}.

Qк =(Qг/10⁶*П) *.

где:

Qг – запасы газа в залежи, м³;

П – среднее потенциальное содержание С_{5 в}(стабильного конденсата) в залежи, г/м³ ; Потенциальное конденсатосодержание

Где

К – содержание С₅ и выше в сыром конденсате,

L – в отсепарированном конденсате из расчета на 1 м³ пластового газа.
 – коэффициент конденсатоизвлечения.

Пример

Qк =((140000*10⁶)/10⁶*290)*0,5= 20300 тыс. т)

Qг = 140000 млн м³;

П = 290, г/м³;

=0,5, доли ед.

Подсчёт запасов этана, пропана и бутана
Qкомп =(Qг/10⁶*Пкомп)
Qг – запасы газа в залежи, м³;

Пкомп – содержание этана, пропана или бутана в газе, в г/м³
Пример

Qэтана =(140000*10⁶/10⁶*75,5) = 10570 тыс. т)

Qг = 140000 млн. м³;

Пком = 75,5, г/м³;
Метод по падению давления

Основан на связи количества извлекаемого газа с величиной падения давления в процессе разработки газовой залежи. Считается, что для газовой залежи работающей на газовом режиме эта зависимость постоянна во времени, то есть количество газа, добываемого при снижении пластового давления на 0,1 МПа, постоянно в процессе разработки.

(Q_{n(i 1)} — Q_гi)/(_i_i —  _{i 1} _{i 1})=const,

гдеQ_{n(i 1)} и Q_гi – добытое количество газа за вторую и первую даты (измерения проводят раз в квартал), м³,

_iи _{i 1} – соответствующие первой и второй датам пластовые давления в залежи, МПа;

_iи _{i 1} – поправки на сжимаемость газа соответственно при давлениях _iи _{i 1}, обратные коэффициенту сжимаемости Z, то есть =1/Z

Если на первую дату подсчета в начале разработки залежи добыто Q₁объемов газа, при этом давление в залежи составило p₁, а на вторую более позднюю дату отобрано Q₂ объемов газа и давление равнялось р₂, то добыча газа за этот период (от первого до второго подсчета) на единицу падения давления составит

Q==(Q₂–Q₁)/(p₁–p₂)

Исходя из того, что и в дальнейшем при падении пластового давления в залежи до некоторой его конечной величины будут добываться одинаковые количества газа на единицу падения давления, получают следующую формулу для подсчета запасов газа:

Q_г=(Q₂ — Q₁)(₂₂ — ₁₁) / (₁₁ — ₂₂),

где Q_г —промышленные запасы газа на дату, когда уже было отобрано газа Q₂, м³.

Начальные запасы свободного газа будут определяться
Q_г=(Q_{г(i 1)} — Q_гi)/(_i_i —  _{i 1} _{i 1})/ ₀₀ , где

₀ – начальное пластовое давление в залежи, МПа;

₀– соответствующая ему поправка на сжимаемость газа соответственно при давлениях ₀

Если замеры отбора ведутся с начала разработки, то формула имеет вид:

Q_г0=Q_гi₀₀ /(₀₀— _i_i)

Для залежей с водонапорным режимом метод по падению давления неприменим, так как при подсчете запасов газа этим методом предполагается, что первоначальный объем пор пласта, занятый газом, не меняется в процессе эксплуатации. Метод падения давления применим на залежах работающих на газовом режиме. Так как он позволяет определять запасы газа дренируемого объёма, то непременным условием отнесение подсчитанных запасов к начальным балансовым является вовлечение в разработку всего объёма залежи.

Если в залежи начинается упруговодонапорный режим, сопровождающийся внедрением пластовой воды в залежь, в этом случаи при подсчёте запасов необходимо использовать данные того периода, когда залежь работала на газовом режиме, обычно это соответствует промежутку времени, за который отбирается 5-10 % начальных запасов залежи при равномерном дренировании всего объёма.

Если объём залежи дренируется лишь частично, а в залежь начинает внедрятся вода, то применение метода падения давления может привести к существенным погрешностям.

При газо-водонапорном режиме в формулу необходимо вводить поправку на количество газа, вытесненного за определенный период времени напором воды (Q‘). Тогда формула для подсчета запасов примет следующий вид:

Q_г=(Q₂ — Q₁ — Q‘) ₂₂ / (₁₁ — ₂₂).

Остаточное давление в этом случае учитывать нет необходимости.

Если количество газа, вытесненного напором воды, определить невозможно, запасы газа следует подсчитывать объемным методом.

Если месторождение газоконденсатное, то после определения запасов газа подсчитывают запасы газоконденсата:

Qк =(Qг/10⁶*П) *,

где

Qг – запасы газа в залежи, м³;

П – среднее потенциальное содержание С_{5 в}(стабильного конденсата) в залежи, г/м³ ;

 – коэффициент конденсатоизвлечения.

Объемный метод подсчета запасов газа можно применять на любой стадии разведанности залежи. Для использования метода по падению давления необходимо иметь данные эксплуатации скважин.

Объемный метод применяется при любом режиме работы пласта. Метод по падению давления эффективен лишь при газовом режиме, при водонапорном (газо-водонапорном) режиме точность расчета этим методом резко снижается.

Для проверки возможности применения метода подсчета по падению давления рассчитывают количества добытого из залежи газа на единицу падения давления в разные периоды разработки. Если результаты этих расчетов совпадают, можно применить метод по падению давления. Увеличение количества добытого газа на единицу снижения давления в более поздние периоды разработки указывает на наличие напора вод и вытеснение ими части объема газа.

Q– количество добытого газа за период снижения давления от РН до Р в м³,

РН – начальное абсолютное пластовое давление в атм.,

Р – среднее пластовое давление, после отбора Q газа,

a1 и a2 – поправки на сжимаемость соответственно для РН и Р.
Режим газовой залежи устанавливается с помощью графика, построенного в координатах  иQ_г. Если фактические точки образуют прямую то в залежи газовый режим. Продолжив прямую до пересечения с осью Q_г, получим начальные запасы газа в залежи, приведённые к стандартным условиям.

Внедрение воды в залежь отражается в постепенном уменьшении угла наклона прямой вследствие, замедления темпа падения давления.

Однако бывают случаи, когда работа залежей на упруговодонапорном режиме характеризуется прямолинейной зависимостью, что обусловлено темпом отбора газа. Поэтому необходим комплексное исследование по контролю за внедрением воды в залежь. Оно включает наблюдение за изменением пластового давленияв пьезометрических скважинах.

Снижение начального пластового давления свидетельствует о распространении воронки депрессии за границы залежи. На крупных месторождениях бурят контрольные скважины, где проводят геофизические исследования.

Активность краевых вод при разработке может явиться причиной утечки газа.

При подсчёте запасов газа методом падения предусматривается необходимость обоснования и расчёта

– начальных и текущих пластовых давлений и температур;

– начального и текущего положения ГВК;

– изменение во времени устьевых и пластовых давлений;

-установление гидродинамических связей между залежами месторождения;

– степень дренируемости отдельных участков;

– режимы работы залежи и отдельных участков залежи;

– динамика вторжения пластовых вод в залежь;

– потери газа при фонтанировании и исследовании;

-перетоки газа;

– величина отбора газа, конденсата и воды.

На величину запасов газа влияет детальность замеров.
Закон Дарси

Рпл*Vпл= Ратм*Vг атм
Q = V/T Рпл* Q пл= Ратм* Q г атм
Q = Кпр*S (P₁² –P₂²)

2L *μ*Pатм

V= Q = Кпр*(P₁ –P₂) для жидкости

S μ* L
Линейный закон фильтрации Дарси
Q = C*H1-H2* ώ

L

Ώ –площадь поперечного сечения

Q – объёмный расход

H1-H2 – потеря напора по линии напоры в начальном и конечном сечении образца пористой среды

L – длина образца

С – коэффициент фильтрации, зависит от свойств пористой среды и от свойств жидкости
Q =k *(P₁ –P₂)* ώ

μ* L

P₁ и P₂ – давления приведённые к плоскости отсчёта геометр. высот (перепад давлений)

к – коэффициент проницаемости зависит от свойств пористой среды

μ- вязкость

k = С

μ ρg

1 Дарси = 1,02*10^-12 м²

К= Д, С= м/с

Список литературы

М.М. Иванова, И.П. Чоловский, Ю.И. Брагин Нефтегазопромысловая геология. М., Недра, 2000, 414 с.