Пересчет запасов газа на месторождении Заречное на основе анализа его разработки

Размещено на http://www.allbest.ru/

Выпускная квалификационная работа

Тема: Пересчет запасов газа на месторождении Заречное на основе анализа его разработки



Содержание

Перечень сокращений, условных обозначений, единиц измерений и символов

Реферат

Введение

1. Геолого-промысловая характеристика Заречного месторождения

1.1 Общие сведения

1.2 Стратиграфия

1.3 Тектоника

1.4 Газоносность

1.5 Основные параметры горизонтов

1.5.1 Проницаемость, пористость, газонасыщенность

1.5.2 Толщины пластов

1.6 Физико-химические свойства и состав пластового газа и воды

1.6.1 Физико-химические свойства и состав пластового газа

1.6.2 Физико-химические свойства и состав пластовой воды

1.7 Физико-гидродинамическая характеристика

1.8 Результаты испытания скважин

1.9 Запасы свободного газа

2. Пересчет запасов исследуемых объектов

2.1 Характеристика фонда скважин

2.2 Характеристика технологических показателей разработки

2.3 Методы подсчета запасов газа газовой залежи

2.3.1 Объемный метод подсчета запасов газа

2.3.2 Метод материального баланса

2.3.3 Подсчет запасов газа по методу падения пластового давления

2.4 Пересчёт запасов газа на Заречном месторождении

3. Экономическая часть

3.1 Исходные положения

3.2 Цель технико-экономических расчетов

3.2.1 Общие требования к содержанию экономических разделов

3.3 Оценка технико-экономических показателей вариантов разработки

3.3.1 Технико-экономические показатели

3.3.2 Сравнительный анализ технико-экономических показателей

4. Безопасность и экологичность проекта

4.1 Опасные и вредные производственные факторы

4.2 Обеспечение взрыво- и пожаробезопасности производства

4.3 Электробезопасность

4.4 Обеспечение безопасности при выполнении работ

4.5 Санитария и гигиена

4.6 Мероприятия по обеспечению экологической безопасности

4.7 Обеспечение безопасности в чрезвычайных ситуациях

Заключение

Список используемых источников

Приложения



Перечень сокращений, условных обозначений, терминов, единиц и символов

ЦСР - центрально сахалинский разлом;

ГВК - газо-водонефтяной контакт;

НГГ - нижняя граница газоносности;

ОКМ - однофлянцевые колонные головки с муфтовой подвеской;

ОКК - однофлянцевые колонные головки с клиньевой подвеской;

КПГ - комплекс подземный газовый;

КСГ - комплекс скважинный газовый;

ПД-ЯГ:

П - пакер;

Д - воспринимаемый перепад давления;

Я - фиксируется отдельным устройством;

Г - гидравлическая посадка;

КУМ - клапан уравнительный с механическим управлением;

КЦМ - клапан циркуляционный с механическим приводом;

КЦГ - клапан циркуляционный с гидравлическим приводом;

СТ2Г:

СТ - соединение телескопическое;

2 - двустороннего действия;

Г - с гидравлическим демпфером;

АФК - арматура фонтанная крестовая;

ОПЭ - опытно-промышленная эксплуатация;

Отн.отм. - относительная отметка;

Абсол.отм. - абсолютная отметка;

ПАВ - поверхностно активные вещества;

НКТ - насосно-компресорные трубы;

ЕСН - единый социальный налог;

НДС - налог на добавленную стоимость;

НДПИ - налог на добычу полезных ископаемых;

NVP - дисконтированный доход;

НТС - низко-температурная сепарация;

ГСМ - горюче-смазочные материалы;

А, В - коэффицент фильтрационного сопротивления, ((кгс/см2)2/тыс.м3/сут.);

?Р - депрессия, (МПа);

ї - обьем порового пространства;

Р - давление, (МПа);

Q - дебит, (тыс.м3/сут.);

Вi - поправка на неидеальность природного газа;

Т - температура, (К);

С - концентрация метанола, (% масс.);

Н - толщина пласта, м;

d - диаметр, (м);

F - газоносная площадь, (м2);

Z - коэффицент сверхсжимаемости;

млн. м3 - миллион кубических метров;

тыс. м3/сут. - тысяча кубических метров в сутки;

руб. - рубль;

скв. - скважина;

р. - река;

г. - город;

пос. - поселок;

т.е. - то есть;

т.к. - так как;



Реферат

Пересчёт запасов газа на месторождении Заречное на основе анализа его разработки.

Выпускная квалификационная работа. Южно-Сахалинск, 2009 г.

ПРОЕКТ ООО «АНИВАГАЗ», АНИВА, ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РЕЖИМ РАЗРАБОТКИ, ЭФФЕКТИВНОСТЬ, БЕЗОПАСНОСТЬ.

Выпускная квалификационная работа состоит из введения, четырёх разделов, выводов, списка используемой литературы, включающего 14 наименований. Работа изложена на 66 страницах машинописного текста, содержит 17 таблиц в т.ч. 7 рисунков.

В первом разделе описаны геолого-физическая характеристика месторождения, физико-химические свойства и состав пластового газа и воды. пластовый газ месторождение залежи

Во втором разделе описываются все методы используемые при пересчёте запасов и приводится пересчёт запасов залежей Заречного месторождения.

В четвертом разделе экономическая эффективность разработки.

В пятом разделе - безопасность и экологичность проекта.



Введение

Недропользователем на месторождении Заречное является ОГУП (областное государственное унитарное предприятие) «Сахалинская нефтяная компания» («СНК»), которому выдана лицензия на право пользования недрами с целевым назначением и видами работ геологическое изучение и последующая добыча газа на участке недр «Заречная площадь».

Месторождение Заречное входит в группу газовых месторождений в Анивской антиклинальной зоне, из которых добываемый природный газ планируется использовать для теплоснабжения ряда поселков юга Сахалинской области, а также частичной газификации ТЭЦ города Южно-Сахалинска.

Подача Анивского газа на TЭЦ позволит значительно снизить напряженность баланса потребления котельно-печного топлива в регионе, улучшить экологическую обстановку в городе Южно-Сахалинске и газифицируемых поселках при затратах значительно меньших, чем при использовании дорогостоящих привозных углей.

Для обеспечения нормальной производственной деятельности на предприятии создана необходимая инфраструктура: электрические сети с двумя трансформаторными подстанциями, вспомогательное технологическое оборудование, ремонтно-механическое оборудование, автотракторный парк, система технологической радиосвязи.

Весь производственный комплекс находится в хозяйственном ведении областного государственного унитарного предприятия «Сахалинская нефтяная компания» по распоряжению собственника имущества - комитета Администрации Сахалинской области по управлению государственным имуществом. ОГУП «СНК» была создана для ведения деятельности по добыче, подготовке и транспортировке природного газа потребителям Анивского района и г. Южно-Сахалинска. Предприятие владеет лицензиями на право поиска, разведки и разработки газовых месторождений:

а) Восточно-Луговское;

б) Южно-Луговское совместно с Золоторыбным блоком;

в) Благовещенское;

г) Заречное;

Месторождение Заречное выявлено в 1975 г. в результате бурения и испытания скважины № 6 - Южно-Луговская.

За время разработки Заречного месторождения было собрано достаточно промысловых данных для проведения повторной оценки запасов газа.

Целью данной работы является пересчет запасов газа Заречного месторождения. Пересчёт запасов газа с последующим сравнением результатов с утверждёнными запасами, которые получены объёмным методом, позволить более точно оценить балансовые и извлекаемые запасы газа, а так же уточнить принятый вариант разработки Заречного месторождения. Обоснование выбора метода пересчёта запасов газа, а так же его применимости для данных условий разработки месторождения приводятся во втором разделе.

Все геологические и эксплуатационные данные, используемые в работе взяты в соответствии с технологической схемой и отчётами по добыче газа ОГУП «СНК».



1. Геолого-промысловая характеристика Заречного месторождения

1.1 Общие сведения

Заречное месторождение расположено в южной части острова Сахалин, в северо-восточной прибрежной полосе полуострова Крильон и приурочено к юго-западной части Сусунайской низменности.

В административном отношении оно располагается на территории Анивского района Сахалинской области. Ближайшим населенным пунктом является районный центр г. Анива. С районным центром месторождение соединяется автодорогой, рисунок А.1 (Приложение А).

В сейсмическом отношении Анивский район относится к восьмибальной зоне по шкале Рихтера. Сейсмостанция в г. Южно-Сахалинске в течение года регистрирует несколько толчков силой 3-4 балла. Разрушительные землетрясения, силой до 9 баллов и более, на Южном Сахалине не наблюдались в последние 100 лет.

Рассматриваемая площадь расположена в бассейне нижнего течения наиболее крупной реки Южного Сахалина Лютоги. Естественную гидросеть района, помимо Лютоги, представляют ее притоки - небольшие реки и ручьи. Орографически Заречное месторождение приурочено к равнинной прибрежной низменности. Это плоская заболоченная, пологая, слабоволнистая поверхность с локальным развитием неглубоких (длиной 2,5 - 3 м) задернованных оврагов. Абсолютные высоты ее не превышают 15 - 18 м.

Климат района муссонный, с проявлениями морского (преимущественно в периоды межсезоний). Морозный период устанавливается в конце ноября и длится до начала апреля. Устойчивый снежный покров - с середины декабря до середины апреля. Высота его на равнине не превышает одного метра, в распадках - достигает двух и более метров. Лето короткое дождливое. Преобладающим направлением ветров в течение года является юго-западное. Средняя скорость ветра в зимние месяцы 3,6 - 3,8 м/с, в летние месяцы 2,2 - 2,3 м/с. Среднегодовая температура 4 - 5 ?С.

Экономически район достаточно развит в сельскохозяйственном отношении.

1.2 Стратиграфия

Изученный в Анивском прогибе геологический разрез и структурная карта пласта XIIб, рисунок А.2, А.3, А.4 (Приложение А), снизу вверх представлен породами складчатого основания палеозой-мезозойского, а отложения собственно прогиба - мелового и кайнозойского возрастов.

Вскрытый скважинами пробуренными в пределах Заречного месторождения, стратиграфический разрез представлен отложениями неогеновой системы.

Нижнемиоценовые отложения представлены нерасчленённой толщей, включающей в себя холмскую и невельскую свиты. В скважине № 1 площади Заречная кровля толщи вскрыта на глубине 1363 м. Представлена чередованием слабокремнистых аргиллитов, туффитов, туфоалевролитов, туфопесчанников. Вскрытая мощность по скважине № 1 Заречной площади составила 50 м.

Верхний миоцен - плиоценовые отложения представлены маруямской свитой вскрытой в интервале 0 - 1363 м. На нижележащих отложениях залегает с угловым и стратиграфическим несогласием. Общая вскрытая толщина составляет 1363 м. По литологическому составу подразделяется на мелководноморскую, нижнемаруямскую - песчано-алевролитовую и субконтинентально - прибрежную вёрхнемаруямскую - алевритоглинисто-песчаную подсвиты. Нижнемаруямская подсвита сложена серыми алевролитами, большей частью песчанистыми, с прослоями рыхлых, мелкозернистых, плохо отсортированных песчаников. Наблюдаются включения гальки и гравийного материала. Верхнемаруямская подсвита в верхней части представлена алевритами, уплотненными песками, глинами, в нижней части разреза: слабосцементированные песчанистые алевролиты, с прослоями глин. В разрезе скважины граница между подсвитами проходит на глубине 748 м.

Четвертичные отложения на площади развиты повсеместно, покрывая сплошным чехлом коренные породы. Представлены они делювиальными, аллювиальными и современными морскими отложениями. Мощность современных отложений до 30 м.

1.3 Тектоника

Заречное газовое месторождение приурочено к локальной одноименной антиклинальной структуре, которая входит в состав Луговской антиклинальной зоны. Тектоническую позицию рассматриваемой площади в общей структуре Анивского прогиба иллюстрирует рисунок А.5 (Приложение А).

Восточное дизъюнктивное ограничение представляется вторичным, образованным под воздействием Центрально- Сахалинского разлома - ЦСР. Вместе с тем западная образующая антиклинали отделяет Заречную структуру от интенсивно дислоцированной приразломной зоны ЦСР.

На юге Заречная антиклинальная структура через разрывное нарушение кулисно сочленяется с Северным блоком Южно Луговской локальной структуры, на северо-востоке через взброс сочленяется с Благовещенской структурой и на севере через разрыв с Луговской локальной антиклиналью.

1.4 Газоносность

Фактически Заречное месторождение выявлено в 1975 году в результате бурения и испытания скважины № 6 Южно-Луговской площади. Были проведены структурные построения и подсчет запасов.

Проведенной в 1999 - 2000 годах сейсморазведкой установлено, что по средней и особенно по нижней частям нижнемаруямского разреза Заречная структура, по сравнению с прежними представлениями, является более контрастным и значительным по размерам локальным поднятием, в пределах которого размещены промышленные скопления газа.

В присводовой части структуры Заречного месторождения была пробурена поисковая скважина № 1 площади Заречная, которая подтвердила прогноз газоносности месторождения и повлекла за собой необходимость пересчета запасов и некоторых структурных перестроений.

В нижнемаруямской подсвите выделяется шесть продуктивных пластов содержащих промышленные запасы газа. Отметки ГВК определены по данным ГИС, исследования керна и подтверждены результатами испытания скважин, таблица 1.1.

Таблица 1.1 - Средние абсолютные отметки ГВК

Пласт	Месторождение	Перечень номеров скважин.	Отметка ГВК
			По ГИС	По результатам опрбования скважин	Принятая для проектирования
9	Заречное	3-Ю-Л 1-Зар	- -1064	-1064	-1064
10а		6-Ю-Л 1-Зар	-1113 -1113	-1113 -1113	-1113
11		1-Зар	-1164	-1170	-1170
12а		3-Ю-Л 6-Ю-Л	-1249 -1249	- -	-1249
12б		3-Ю-Л 6-Ю-Л	- -	-1280 -1280	-1280
13а		1-Зар	-1292	-1292	-1292

Пласт XIIIа залежь газоводяная, пластовая, совдовая с тектоническим ограничением на северо-востоке. Имеет ГВК с отметкой минус 1292 м. Размеры залежи составляют 0,9 на 0,7 км. Высота залежи 27 м, общая толщина пласта колеблется от 23 до 28 м, эффективная газонасыщенная толщина 7,2 - 14,2 м. Площадь газоносности пласта XIIIа с запасами категории С1 составляет 554 тыс. м3.

Пласт XIIб залежь газовая, пластовая, сводовая, тектонически ограниченная на северо-востоке и юге. Имеет ГВК с отметкой минус 1280 м. Размеры залежи составляют 2,3 на 1,1 км. Высота залежи 60 м, общая толщина пласта колеблется от 35 до 39 м, эффективная газонасыщенная толщина 2,5 - 8 м. Площадь газоносности пласта XIIб с запасами категории С1 составляет 970 тыс. м3, категории С2 она равна 2367 тыс.м3

Пласт XIIа залежь пластовая, сводовая, по своей морфологии и структурным параметрам аналогична подстилающей залежи XIIб пласта. Имеет ГВК с отметкой минус 1249 м. Размеры залежи 2,2 на 1,1 км. Высота залежи 44 м, общая толщина пласта колеблется от 22 до 26 м, эффективная газонасыщенная толщина 1,9 - 3,2 м. Площадь газоносности с запасами категории С1 составляет 2450 тыс. м2.

Пласт XI залежь пластовая, оводовая с тектоническим ограничением в северо-восточной части. Имеет ГВК с отметкой минус 1170 м. Размеры залежи составляют 1,2 на 0,8 км. Высота залежи 35 м, общая толщина пласта колеблется от 22 до 25 м, эффективная газонасыщенная толщина 1,5 - 8,6 м. Площадь газоносности с запасами категории С1 составляет 541 тыс. м3, категории С2 - 729 тыс. м3.

Пласт Xа залежь газовая, пластовая, оводовая с тектоническим ограничением на северо-востоке. Имеет ГВК с отметкой минус 1113 м. Размеры залежи составляют 1,5 на 0,75 км. Высота залежи 28 м, общая толщина пласта колеблется от 17 до 20 м, эффективная газонасыщенная толщина 2,1 - 4,2 м. Площадь газоносности с запасами категории С2 составляет 894 тыс. м3

Пласт IX залежь газовая, водоплавающая, состоит из северного свода и южного полусвода, тектонически ограниченных, соответственно, с северо- востока и юго-запада. Имеет ГВК с отметкой минус 1064 м. Размеры залежи в ее северной части составляют: 1,25 на 0,55 км, в южной; 1,7 на 1,1 км. Высота залежи 9 м, общая толщина колеблется от 27 до 32 м, эффективная газонасыщенная толщина - 3,5 м. Площадь газоносности с запасами категории С2 - 519 тыс. м3.

1.5 Основные параметры горизонтов

1.5.1 Проницаемость, пористость, газонасыщенность

Рассматриваемые параметры пласта приняты по данным ВНИГНИ - Тверьгеофизика. Результат анализа керна скважины № 1-Зр, проведенного лабораторией ВНИГНИ, используется для комплексной интерпретации данных ГИС с привлечением результатов гидродинамических исследований скважин, выполненной в НПЦ «Тверьгеофизика». Параметры используемые для проектирования принимались с учетом данных по скважинам № 3 и № 6 Южно Луговской площади, приводимые Ковальчуком B.C. (1996г.).

Характеристики параметров пласта представлены в таблице 1.2.

Таблица 1.2 - Характеристика параметров пласта

Методы исследования	Пласт	Эффективная проницаемость, 10-3 мкм2	Коэффициенты, доли единиц
			открытой пористости	газонасыщенности
Интерпретация материалов ГИС	IX	1,035	0,28	0,059
	Xа	2,855	0,32	0,166
	XI	315	0,34	0,274
	XIIа	2,029	0,31	1,174
	XIIб	1,312	0,29	0,145
	XIIIа	20,33	0,29	0,127
Интегрированная интерпретация материалов ГИС	IX	1,04	0,284	0,059
	Xа	2,86	0,317	0,166
	XI	315	0,344	0,274
	XIIа	2,03	0,306	1,147
	XIIб	1,31	0,291	0,145
	XIIIа	20,33	0,29	0,127
Принятые для проектирования	IX	1,04	0,29	0,121
	Xа	2,86	0,32	0,166
	XI	315	0,34	0,274
	XIIа	2,03	0,31	0,147
	XIIб	1,31	0,29	0,145
	XIIIа	20,33	0,3	0,18

1.5.2 Толщины пластов

Средние значения общей толщины пласта Заречного месторождения составляют: для IX пласта - 30 м, для Xа пласта - 18 м, для XI пласта - 24 м, для XIIа пласта - 24 м, для XIIб пласта - 37 м, для XIIIа пласта - 25.5 м.

1.6 Физико-химические свойства и состав пластового газа и воды

1.6.1 Физико-химические свойства и состав пластового газа

Физико-химические свойства и состав пластового газа приводятся по результатам анализа проб газа отобранных при испытании скважины № 1 Заречной площади, как скважины пробуренной в наиболее оптимальных структурных условиях. Отбор проб проводился 26.04.00 - 13.09.00 года бригадой ТОО «ГЕЛИКС». Анализ проб газа выполнен химической лабораторией Дальинформгеоцентра.

Таблица 1.3 - Компонентный состав газа месторождения Заречное

Пласт	Интервал перфорации	Объёмное содержание компонентов
		СН4	С2Н6	С3Н8	iС4Н10	nC4H10	iC5H10	N2	H2	Сумма
XIIIа	1309-1324	95,171	0,21	0,098	0,002	0,004	0	3,989	0,526	100
XIIб	1278-1293	94,824	0,244	0,145	0,004	0,008	0,0024	4,7772	0	100
	1265-1273	95,783	0,206	0,091	0,002	0,005	0	4,573	0	100
XIIа	1238-1254	95,125	0,198	0,084	0,002	0,005	0	3,929	0	100
XI	1184-1191	98,553	0,101	0,1519	0,0006	0,0007	0	1,177	0,0161	100
Xа	1128-1133	98,589	0,156	0,1114	0,0006	0,0008	0	0,95	0,192	100
	1139-1143



Таблица 1.4 - Физико-химические свойства газа месторождения Заречное

Пласт	Интервал перфорации	Абсолютный удельный вес газа, г/см3	Относительный удельный вес газа по воздуху	Приведённое давление, МПа	Приведённая температура, ?С	Вязкость газа в пластовых условиях, мПаЧс	Коэффициент сжимаемости газа	Объёмный коэффициент газа	Коэффициент объёмной упругости
	м	с абс.	с отн.	Рпр	Тпр	м	Z	B	вг
XIIIа	1309-1324	0,6777	0,5706	2,98	1,77	0,0186	0,879	0,00672	0,00381
XIIб	1278-1293	0,6971	0,5865	2,75	1,84	0,0181	0,912	0,00753	0,00381
	1265-1273	0,6836	0,5755	2,75	1,38	0,0203	0,885	0,00718	0,00381
XIIа	1238-1254	0,6802	0,5727	2,75	1,75	0,0273	0,879	0,00749	0,00381
XI	1184-1191	0,6663	0,5614	2,64	1,68	210	0,852	0,00774	0,00381
	м	с абс.	с отн.	Рпр	Тпр	м	Z	B	вг
Xа	1128-1133	0,664	0,5595	2,45	1,67	0,021	0,85	0,0074	0,038

1.6.2 Физико-химические свойства и состав пластовой воды

При испытании скважины № 1 площади Заречная были отобраны пробы воды из XIIIа и XIIб пластов. Анализ проб воды выполнен химической лабораторией Дальинформгеоцентра. Результаты анализа проб воды приводятся в таблице Б.1 (приложение Б).

1.7 Физико-гидродинамическая характеристика

Так как разработка залежей Анивской группы месторождений ведется при газовом режиме, с проявлением по отдельным залежам водонапорного, исследования по вытеснению газа водой на кернах не проводились.

1.8 Результаты испытания скважин

В пределах Заречного месторождения испытание проводилось на скважинах № 3, № 6 Южно-Луговской и № l Заречной площади.

В целом данными испытания скважин подтверждается благоприятный прогноз газоносности IX, Xа, XI, XIIа, XIIб и ХШа пластов, основанный на результатах сейсморазведки, интерпретации ГИС и анализа керна.

В скважинах проводился следующий комплекс исследований замена глинистого раствора на воду с последующим снижением уровня, выполнена очистка скважины на штуцерах различных диаметров, снята индикаторная диаграмма с записью КВД, отобраны пробы газа и воды.

1.9 Запасы свободного газа

Запасы газа Заречного месторождения утверждены заседанием Центральной комиссии Министерства природных ресурсов Российской Федерации по государственной экспертизе запасов нефти, природного газа и газового конденсата по рассмотрению произошедших за 2000 год изменений в запасах природного газа, числящихся на балансе ЗАО «Анивагаз». Протокол утверждения № 87 - 2001 (М) от 12 февраля 2001 года.

По состоянию на 01.01.2001 года запасы составляют:

по категории С1 - 115 млн. м3;

по категории С2- 120 млн. м3.



2. Пересчёт запасов исследуемых объектов

2.1 Характеристика фонда скважин

По состоянию на 1.01.08 г. на месторождении Заречное пробурены 4 (№№ 1Zr, 1Zr-бис, 3YL, 6YL) поисково-разведочные скважины и одна скважина в процессе разработки была переведена в разряд добывающих 1 (1Zr).

Таблица 2.1 - Характеристика фонда скважин, пробуренных на площади, приводится в таблице.

№№ п/п	Наименование	Характеристика фонда скважин	Количество скважин
1	Фонд скважин	Пробуренный фонд	4 (№№ 1Zr, 1Zr-бис, 3YL, 6YL)
2		в том числе:
3		добывающие	1 (1Zr, 1Zr-бис)
4		в освоении после бурения	-
5		наблюдательный фонд	-
6		в консервации	-
7		ликвидированный	3 (№№ 3YL, 6YL)
8	В плане бурения

По данным на 01.01.09 на Заречном месторождении эксплуатируется его Северный свод одной скважинной.

Скважина № 1 Зр введена в эксплуатацию на XI пласт Северного свода (интервалы перфорации 1184-1191 м) в октябре 2004 года. Начальный дебит при вводе в эксплуатацию составил 19,6 тыс.м3/сут на штуцере 4 мм при депрессии 7,5 МПа. В течение периода эксплуатации, среднесуточный дебит изменяется от 19,6 до 401,6 тыс.м3/сут. Максимальный среднесуточный дебит приходится на 2004 год 401,6 тыс. м3/сут при смене штуцера с 4 мм на 3 мм при депрессии 3,5 МПа. Работа скважины характеризуется стабильной безводной.

В процессе разработки скважина № 1 ЗР была переведена на XIIб пласт Северного свода (интервал перфорации 1265-1273 м) в октябре 2006 года. Начальный дебит при вводе в эксплуатацию составил 12 тыс.м3/сут на штуцере 4 мм при депрессии 5,5 МПа. В течение периода эксплуатации, среднесуточный дебит изменяется от 3,2 до 8,3 тыс.м3/сут. Максимальный среднесуточный дебит приходится на 2008 год 8,3 тыс. м3/сут на штуцере диаметром 4 мм при депрессии 2,4 МПа. Работа скважины характеризуется стабильной безводной.

2.2 Характеристика технологических показателей разработки

Газовая залежь XIIIа пласта представляет собой первый объект разработки. XIIIа пласт залегает на глубине 1270-1292 м. Почти по всей продуктивной площади газовая залежь подстилается подошвенной водой и только небольшой участок в своде насыщен газом на полную мощность. Общая толщина изменяется от 23 до 28 м, эффективная газонасыщенная толщина 7,2 - 14,2 м. Коэффициенты пористости и газонасыщенности равны соответственно 0,30 и 0,18.

В пределах залежи пласт испытан в скважине No 1 -Заречная (l-Zr) в интервале 1309-1324 м. При испытании из скважины получены притоки газа с дебитом 5,6 - 9,8 тыс.м3/сут ( на четырех режимах dшт - 4 мм) величина депрессии составляла 9,7- 11,4 МПа. На всех режимах присутствовала вода:

0,8-2,6 м3/сут. На всех режимах интенсивное гидратообразование.

Скважина исследовалась на приток при стационарных и нестационарных режимах фильтрации, в результате чего были определены значения проницаемости пласта и коэффициентов фильтрационных сопротивлений в уравнении притока газа к скважине.

По фильтрационным характеристикам, полученным в процессе опробования, коллектора в залежи относятся к низкопроницаемым. Величина проницаемости коллекторов призабойной зоны пласта, полученная при обработке результатов исследований скважины - 0,9Ч10-3 мкм2. По лабораторным данным проницаемость коллекторов составляет в среднем

20Ч10-3 мкм2. Коэффициенты фильтрационного сопротивления составили;

«А» = 95 сутЧ(кгс/см2)2 /тыс. м3; «В»=134 [(сутЧс/см2 )2] /тыс.м3.

Для газодинамических расчетов технологических показателей разработки объекта приняты следующие исходные данные:

рабочие дебиты составили 2 - 4 тыс.м3/сут (в зависимости от варианта);

максимальная депрессия - 0,7 МПа.

Газовая залежь ХIIб пласта представляет собой второй объект разработки, и содержит 29% всех дренируемых запасов. Пласт залегает на глубине 1230-1280 м. По большей части площади залежь подстилается подошвенной водой. Общая толщина изменяется от 35 до 39 м.

В пределах залежи пласт испытан в двух скважинах № 1Zr (в двух интервалах) и № 6 -YI. При испытании в скважине № 1-Zr нижней части пласта (интервал перфорации 1278-1293 м) получены дебиты чистого газа (только на режиме dшт = 6 мм присутствовало незначительное количество воды 0,1 м3/сут) 11,8 - 25,6 тыс. м3/сут при депрессиях 3,4-6,7 МПа. Отработка производилась на восьми режимах: 3, 4, 5 и 6 мм прямым и обратным ходом. Почти на всех режимах наблюдалось интенсивное гидратообразование. После установки цементного моста в скважине провели испытание верхней части пласта (интервал перфорации 1265 - 1273 м) на трех режимах. В этом интервале продуктивная характеристика пласта значительно хуже. Так, дебит на 6 мм штуцере в шесть раз меньше, максимальные депрессии на пласт в процессе исследования достигали 12 МПа (в два-три раза выше).

Проведены также исследования на установившихся режимах фильтрации газа, определившие продуктивные характеристики залежи, в скважине 6-YL (интервал перфорации 1300 - 1325 м). Дебиты газа в сутки составляли 4,5 - 8,3 тыс.м3/сут (dшт = 3 - 6 мм), депрессии 6,6 - 9,0 МПа. Почти на всех режимах в продукции скважины присутствовала вода 0,9 - 2,5 м3/сут.

Проницаемость, полученная при исследовании скважин, очень низкая и колеблется в пределах 2 - 3,8Ч10-3 мкм2, по керну она составляет 1,3 мкм2. Значения коэффициентов фильтрационных сопротивлений «А» и «В» изменялись соответственно от 108 до 700 (кгс/см2)2/(тыс. м3/сут) и от 8,9 до 111 [(кгс/см2/(тыс. м3/сут)]2

Для газодинамических расчетов технологических показателей разработки объекта, учитывая расположение проектной скважины в районе скважины № 1-Zr, приняты следующие исходные данные:

рабочие дебиты составили 6 -13 тыс. м3/сут (в зависимости от варианта);

максимальная депрессия - 11 МПа.

Газовая залежь ХIIа пласта представляет собой третий объект разработки. Пласт залегает на глубине 1200 - 1249 м. По большей части площади залежь подстилается подошвенной водой. Общая толщина изменяется от 22 до 26 м, газонасыщенная толщина меняется от 1,9 до 3,2 м. Коэффициенты пористости и газонасыщенности равны соответственно 0,31 и 0,147.

Залежь пласта исследована только в скважине № l-Zp на шести режимах. Дебиты составляли 9 -16,9 тыс. м3/сут при депрессии 5,4 - 8 МПа. Полученный разброс точек не позволил определить коэффициенты фильтрационных сопротивлений в уравнении притока газа.

Для оценки технологических возможностей разработки залежи приняты исходные данные по аналогии с залежью ХIIб пласта (результаты испытаний скважины l-Zr в интервале 1278 - 1293 м, где исследование проводилось на восьми режимах:

Рабочие дебиты составили 4-10 тыс. м3/сут (в зависимости от варианта);

Максимальная депрессия - 1,3 МПа.

Газовая залежь XI пласта представляет собой четвертый объект разработки и исследована только в скважине № 1-Zp (интервал перфорации 1184 - 1191м) на установившихся режимах фильтрации, направленных на определение продуктивной характеристики. Дебиты чистого газа в сутки составляли 11 - 13,1 тыс. м3/сут (dшт =3; 3,3 и 4 мм) при депрессиях 3,7 - 6,8 МПа. Проницаемость, полученная при исследовании скважины 0,8Ч10-3 мкм2, по керну 315Ч10-3 мкм2. Полученный разброс точек не позволил определить коэффициенты фильтрационных сопротивлений в уравнении притока газа к скважине. Определенные значения фильтрационных коэффициентов не отражают истинной продуктивной характеристики вскрытой части разреза. Так, проницаемость, определенная в этом же пласте на месторождении Благовещенское при исследовании на продуктивность в скважине 2-Zr (интервал перфорации 1189 - 1203 м), составила 218Ч10-3 мкм2, по керну - 195Ч10-3 мкм2.

Для оценки технологических возможностей разработки залежи приняты данные с учетом результатов опробования и исследования залежи XI пласта месторождения Благовещенское:

рабочие дебиты 11 - 19 тыс. м3/сут (в зависимости от варианта);

максимальная депрессия 0,7 МПа.

Газоводяной контакт принят по данным испытания и ГИС на абсолютной отметке 1170 м. Глубина залегания кровли 1140 м (абс.отм.). Общая площадь газоносности составляет 1269,4 тыс.м3. Максимальная высота залежи 35 м, длина и ширина 1,2 и 0,8 км. Начальное пластовое давление составляет 12,2 МПа; средняя пластовая температура З17 К; коэффициент пористости - 0,34, коэффициент газонасыщенности - 0,274, коэффициент проницаемости равен 0,218 мкм2 (по данным испытания месторождения Благовещенское); значения эффективной газонасыщенной толщины для газовой зоны - 8,6 м, для газоводяной - 1,5 - 3 м.

Газовая залежь Ха пласта представляет собой пятый объект разработки. Пласт залегает на глубине 1090 - 1113 м. Общая толщина изменяется от 17 до 20 м, эффективная газонасыщенная - 2,1 - 4,2 м. Коэффициенты пористости и газонасыщенности равны соответственно 0,32 и 0,166. Начальное пластовое давление по пласту принято равным 11,3 МПа. Пластовая температура 41 ?С.

При опробовании пласта в скважине № 1 заречное (интервал перфорации 1128 - 1133; 1139 - 1143 м) был получен газ с суточным ежедневным дебитом 1,2 тыс. м3/сут., на шайбе 4 мм.

Для оценки технологических возможностей разработки залежи приняты данные по аналогии с залежью Х11б пласта:

рабочие дебиты 2-3 тыс. м3/сут (в зависимости от варианта);

максимальная депрессия - 1,25 МПа.

Исходя из вышесказанного, исходные данные, принятые для расчетов технологических показателей объектов разработки недостаточно обоснованы, поэтому в течение двух-трех лет опытно-промышленной эксплуатации, необходимо уточнить геолого-эксплуатационную характеристику выявить режим залежей и составить уточненную технологическую схему разработки.

2.3 Методы подсчета запасов газа газовой залежи

В настоящее время существует несколько обоснованных методов подсчета запасов газа. Выбор метода первоначально зависит от режима работы залежи, степени ее разведанности и изученности, количество и качества первичных данных.

Запасы газа газовых залежей определяются объемным методом, а при наличии фактических полноценных геолого-промысловых данных - и по методу падения давления. По методу падения давления подсчет запасов проводится по залежам, в которых доказано отсутствие запасов нефти промышленного значения и резко выраженного водонапорного режима, определено изменение приведенного пластового давления от суммарного отбора газа из залежи во времени.

Долее будут рассмотренны каждый из методов с целью выбора нужного для пересчета запасов газа в XIIб и XIIIа пластах Северного блока Южно - Луговского месторождения Анивы.

2.3.1 Объемный метод подсчета запасов газа

Возникновение объемного метода как одного из основных методов подсчета запасов нефти и газа относится к самому раннему периоду развития нефтегазодобывающей промышленности США и обусловлено необходимостью оценки нефтегазоносных земель, измерявшихся в акрах площади нефтяного или газового хозяйства и в футах толщины продуктивного пласта. Такой подход имеет в первую очередь юридическое обоснование, исходящее из общей оценки частного (или общественного) владения.

Объемный метод подсчета запасов на ранней стадии его развития назывался «методом насыщения», поскольку в нем помимо объема пород необходимо было определить и характер насыщения этого объема углеводородами. Примитивность развития метода в ранние годы его использования можно охарактеризовать словами К. Била, который писал, что «определение по методу насыщения зависит от многих факторов, точное значение которых трудно установить. Факторы эти следующие: пористость, толщина, протяженность и насыщенность нефтяного пласта. На основании указанных данных определяется могущий быть извлеченным процент нефти».

В более поздние годы метод приобрел название «метода углеводородонасыщенного перового объема», а объем углеводородов, содержащихся в залежи (или на участке), как правило, рассчитывали по карте «объемов нефте- или газонасыщенных пор», представляющей собою карту произведений эффективной нефте- или газонасыщенной толщины на пористость и насыщенность, получаемые в результате определения этих параметров по скважинам.

При подсчете запасов нефти и газа объемным методом основные трудности, существенно влияющие на возможные отклонения итогов подсчета от реально существующих в недрах запасов, связаны с определением:

1) объема продуктивного коллектора;

2) эффективного объема пор, занятого углеводородами, в единице объема коллектора;

3) коэффициентов извлечения нефти и газа.

Определение эффективного объема коллектора основано прежде всего на выделении в скважинах и прослеживании в межскважинном пространстве продуктивных интервалов пласта-коллектора, а также нахождении границ распространения нефтегазоносности.

Выделение в скважинах пластов-коллекторов как в терригенных, так и в карбонатных отложениях в основном достаточно уверенно проводится по данным различных видов промыслово-геофизических исследований разрезов скважин.

Как было отмечено, первоначальное содержание газа в коллекторе при расчете, запасов по объемному методу может быть определено на основе изучения геологических, физических и химических особенностей, характеризующих газовое месторождение.

Знание структурных форм и особенностей геологического строения месторождения облегчает расчет подземных запасов газа. Основной задачей является определение размера порового пространства коллектора, являющегося вместилищем для газа.

Однако для расчета запасов газа, помимо коллекторских свойств; пласта, условий распределения в нем газа и границ залежи, необходимо изучить физические особенности газа, его поведение в процессе изменения давления и температуры, а также определить пластовое давление, под которым он находится, и пластовую температуру. Необходимо также знать химический состав газа и процентное содержание отдельных составляющих его компонентов.

Объемный метод подсчета запасов газа широко применяется вследствие своей простоты, а также потому, что необходимые для него параметры можно получить в процессе разведки при пробной эксплуатации залежи газа.

Объемный метод базируется на данных о геологических границах распространения залежи, характере порового пространства и соответствующем пластовом давлении.

Объемная формула для подсчета запасов газа имеет следующий вид:

,(2.1)

здесь Qго - на запас газа на дату расчета в м3; F - площадь в пределах продуктивного контура газоносности в м2; hг - мощность пористой части газоносного пласта в м; m - коэффициент пористости; kпуст.о - коэффициент открытой пористости, доли ед; kг - коэффициент газонасыщенности, доли ед; Kp - барический коэффициент, доли ед; Kt - термический коэффициент, доли ед.

Для приведения объема свободного газа, содержащегося в залежи (ее части), к стандартным условиям, используется произведение барического Кр и термического Кг коэффициентов (выражения каждого из них содержатся в соответствующих квадратных скобках):

,(2.2)

где Р0 - среднее пластовое давление в залежи газа на дату расчета, МПа; рост - конечное, среднее, остаточное давление в залежи после извлечения промышленного запаса газа и установления на устье скважины давления, МПа; б0 и бост - поправки на отклонение углеводородных газов от закона Бойля-Мариотта соответственно для давлений р0 и рост и обратно пропорциональны коэффициенту сжимаемости соответственно Z0 и Zост.

Коэффициент сверхсжимаемости Z - это отношение объёмов равного числа молекул реального и идеального газа при одинаковых термических условиях (то есть при одинаковых p и T). Так же можно определить по графику Брауна рисунок А.6 (Приложение А)

Среднее остаточное пластовое давление в залежи получают для условий глубины Hц.т на уровне центра тяжести залежи и стандартного давления на устье всех скважин:

(2.3)

Глубина залегания центра тяжести пластовой залежи с определенной долей условности принимается на уровне половины высоты залежи, а массивной--на уровне одной трети высоты залежи от газожидкостного контакта. При подсчете начальных запасов свободного газа в процессе поисково-разведочных работ и разработки залежи используются данные о начальных пластовых давлениях, полученные лишь в поисковых и разведочных скважинах до начала разработки. Этим определяется внимание, которое должно уделяться замерам пластового давления при геологоразведочных работах.

Термический коэффициент определяем по формуле:

(2.3)

где tст = 20 ?С, tпл - пластовая температура, Т0 - абсолютная температура, равная 273°.

Среднее пластовое статическое давление в залежи газа определяется на основании данных о давлениях на устьях скважин (при временном их закрытии) с учетом веса столба газа в них.

Для определения статических забойных давлений необходимо замерять давление на устье, закрывая скважину на короткий промежуток времени (производя так называемые минутные замеры на головке закрытой скважины и пересчитывая далее их на забой).

Для вновь открытого и не бывшего еще в эксплуатации месторождения в качестве первоначального среднего пластового давления принимают максимальное давление, замеренное в одной из первых скважин при временно закрытом устье.

2.3.2 Метод материального баланса

Метод материального баланса основан на изучении количественных изменений параметров залежи (или ее участка) в процессе добычи газа. Изменение параметров зависит от начального содержания углеводородов в недрах, т. е. "запасов в пласте", характера залежи и ее поведения в процессе разработки. Поскольку начальное содержание газа в недрах - единственная для данной залежи (или участка) величина и характеризуется она вполне определенными начальными параметрами всей пластовой системы, а по мере добычи нефти и газа эти параметры изменяются, представляется возможным на базе изучения количественных изменений параметров пластовой системы определить величину запасов в залежи (или участке) путем составления так называемого материального баланса, основанного на законе сохранения материи. Непременное условие успешного применения метода - детальное изучение особенностей конкретной залежи и тщательное определение как начальных, так и текущих (на любую заданную дату) ее параметров.

Залежи газа настолько разнообразны по геологическим признакам, строению и характеру коллекторов, различны по свойствам углеводородов и источникам пластовой энергии, что математически описать происходящие в них процессы каким-либо одним даже детальным уравнением не представляется возможным. Поэтому к настоящему времени разными авторами для различных конкретных условий предложено много разнообразных формул метода. Эти формулы включают как частные варианты, позволяющие определять запасы нефти или газа по залежам, характеризующимся относительно простыми природными и технологическими условиями, так и варианты комплексные, предназначенные для учета сложного сочетания явлений, имеющих место в процессе разработки залежей. Все известные выводы расчетных формул метода материального баланса связаны с определенными, присущими только им условиями. И чем большее соответствие связывает реальные условия работы конкретной залежи с физико-математическим аппаратом, отображающим эти условия, тем более успешным при наличии достаточной и качественной информации оказывается использование метода материального баланса.

Рассмотрим более подробно использование метода материального баланса при подсчете запасов газа.

При газовом режиме работы газовых залежей, если исходить из постоянства объема пор, занятых газом как при давлении р0, так и при давлении р и учесть, что при давлении р0 в залежи (при пластовых условиях) содержалось G0 н 0 объемов газа, а при давлении p после извлечения из пласта Gн объемов газа там будет находиться (G0 - Gн )Чн объемов газа (тоже при пластовых условиях), то можно считать, что G0 v0 = (G0 - Gн )Чн

В результате элементарных преобразований это- уравнение представляется в виде:

(2.4)

При упруго-водонапорном режиме работы газовой залежи газ вытесняется из залежи не только собственными упругими силами (за счет изменения объемного коэффициента пластового газа от величины н 0 до н ), но и частично пластовой водой. При этом некоторая часть воды может быть извлечена из пласта вместе с газом.

Если принять, что за время от начала разработки до даты подсчета запасов пластовое давление изменилось от р0 до р, а объемный коэффициент пластового газа от н 0 до н, то можно отметить следующее:

За счет добычи Gн объемов газа, занимавшего ранее в пластовых

условиях объем GнЧн 0 и некоторого количества пластовой воды w, занимавшей в пластовых условиях объем wЧл, в пласте освободится некоторый объем пор

Vосв = GнЧн 0 + wЧл.

В связи с тем, что залежь работает как за счет расширения газа, так

и за счет напора воды, этот освобожденный объем пор будет заполнен частично в результате расширения оставшегося в пласте газа, частично в результате внедрения в пределы залежи WЧл объемов воды. При этом оставшийся в залежи газ (G0 - Gн ) расширится за счет изменения объемного коэффициента пластового газа от н 0 до н . Следовательно, объем пор, который заполнится вошедшей в пласт водой и оставшимся в залежи газом, будет определяться выражением:

(2.5)

Поскольку освобожденный объем пор залежи равен занятому:

, (2.6)

то (2.7)



Расчетная формула имеет вид:

(2.8)

Когда сжимаемость пластовой воды пренебрежимо мала (л = 1),

(2.9)

Параметры метода материального баланса для газовых залежей определяются относительно просто.

Накопленная добыча газа G на любую произвольную дату так или иначе должна быть известна по любой залежи с момента получения первого промышленного притока газа. При этом во избежание неточностей в расчетах необходимо (особенно в процессе испытания скважин и на ранней стадии отбора газа из залежи) стремиться к наиболее тщательному учету добычи газа.

Объемные коэффициенты пластового газа как начальный н0, так и текущий н на любую произвольную дату могут быть рассчитаны для соответствующих средних пластовых давлений. Однако, очевидно, наилучшим путем получения значений объемного коэффициента пластового газа следует считать непосредственный отбор и лабораторный анализ глубинных проб пластового газа.

2.3.3 Подсчет запасов газа по методу падения пластового давления

До последнего времени при определении запасов газа наиболее распространены объемный метод и метод падения пластового давления. Здесь и в дальнейшем рассматриваются методы определения начальных (дренируемых) запасов в пласте. Извлекаемые промышленные запасы - это запасы газа, которые можно извлечь до достижения экономически рентабельного отбора из месторождения. Извлекаемые запасы газа, определяемые конечным коэффициентом газоотдачи, устанавливаются на различных этапах проектирования и разработки месторождения в результате газогидродинамических и технико-экономических расчетов.

В основе метода определения запасов газа по данным о количестве отобранного газа и изменения во времени среднего пластового давления лежит уравнение материального баланса для газовой залежи.

Определив по промысловым данным средние пластовые давления и соответствующие добытые количества газа на различные моменты (при уверенности, что режим месторождения газовый), по уравнению материального баланса с использованием метода наименьших квадратов можно вычислить газонасыщенный объем порового пространства, а затем и запасы газа. Однако для более правильного определения запасов газа по падению среднего пластового давления промысловые данные подвергают графической обработке. Это позволяет исключить из рассмотрения (после соответствующего анализа) дефектные точки или установить причины различных аномалий, отклонений. Графический метод обработки промысловых данных позволяет с большей наглядностью определять режим залежи, момент начала активного продвижения воды.

Представим уравнение материального баланса для залежи в случае газового режима в виде

(2.10)

Будем откладывать по оси абсцисс отобранные объемы газа Qдоб, по оси ординат на разные моменты времени. Их уравнения (11) следует, что в этих координатах зависимость представляет собой прямую линию.

При Qдоб=0 из уравнения (5) вытекает, что .

При из (2.10) получаем

(2.1)

Очевидно, что правая часть этого уравнения представляет собой начальные запасы газа в пласте, приведенные к атмосферному давлению и стандартной температуре. Следовательно, рассматриваемая прямолинейная зависимость отсекает на оси абсцисс отрезок с координатой, равной начальным запасам газа в пласте, приведенным к стандартным условиям.

Если зависимость имеет начальный прямолинейный участок и выполняются достаточные условия для определения режима залежи, то можно экстраполировать данный участок до оси абсцисс с целью оценки начальных запасов газа в пласте.

Из предыдущих рассуждений следует, что при водонапорном режиме зависимость криволинейная в отличие от прямой для газового режима. Следовательно, в результате обработки промысловых данных в координатах можно установить режим месторождения, а также оценить начальные запасы газа в пласте. В начале разработки поступление воды в залежь может не оказывать существенного влияния на изменение среднего пластового давления, т.е. начальный участок зависимости часто прямолинеен, и изменение пластового давления описывается уравнением, справедливым для газового режима.

Однако при водонапорном режиме в начале разработки графическая зависимость изменения среднего пластового давления от добытого количества газа может быть аналогичной зависимости для газового режима. Экстраполяция подобных прямолинейных отрезков до оси абсцисс для определения начальных запасов газа в пласте недопустима.

К настоящему времени накоплен значительный опыт применения метода падения среднего пластового давления для определения запасов газа в пласте. Анализ зависимости и других факторов во многих случаях позволил достоверно установить режим разрабатываемых месторождений. Считается, что метод падения пластового давления следует использовать при отборе из пласта 5- 10 % запасов газа. Объясняется это тем, что обнаружить заметное изменение во времени среднего пластового давления можно лишь в период второй фазы неустановившейся фильтрации газа, когда давление падает в каждой точке пласта.

Отметим факторы, которые влияют на точность подсчета запасов газа методом падения пластового давления.

При подсчете запасов газа важна достоверность добытого количества газа. Необходим по возможности точный учет, например, потерь газа при аварийном фонтанировании скважин, потерь газа в атмосферу при исследованиях скважин и т.д. На достоверность определения добытого количества газа могут влиять также возможные неконтролируемые перетоки газа из пласта в пласт.

Интервалы времени должны быть такими, чтобы определяемые средневзвешенные пластовые давления на разные моменты значительно различались между собой. Различия в пластовом давлении не должны быть соизмеримы с погрешностью манометров, применяемых при исследовании скважин. Опыт показывает на допустимость использования промысловых данных, определенных с интервалом 0,5 или 1 год.

Метод падения среднего пластового давления обычно обеспечивает более высокую точность подсчета запасов газа, особенно в карбонатных коллекторах. Объемный метод характеризуется очень важным достоинством - он позволяет оценивать запасы газа в пласте до начала разработки месторождения.

Из сказанного следует, что если месторождения просты по своей литологии и тектонике, небольшой мощности, хорошо выдержаны по площади, если в них отсутствует продвижение пластовых вод, то применение метода падения давления не вызывает особых затруднений. Если же месторождения сложные, многопластовые, с большим этажом газоносности, то при применении этого метода встречаются серьезные трудности.

Данный метод можно применять как для отдельно взятой скважины, так и для нескольких скважин разрабатывающих один пласт, в последнем случае зависимость строится по среднеарифметическому давлению и суммарной накопленной добыче по всем скважинам.

2.4 Пересчёт запасов газа на Заречном месторождении

Анализируя те данные, которые мне удалось собрать, я пришёл к выводу, что объёмный метод пересчёта запасов на данном месторождении наиболее оптимальный, так как месторождение практически не эксплуатировалось, а, следовательно, падение пластового давления произойти не могло. Основываясь на этом, в своей работе для пересчёта запасов газа я буду пользоваться Объёмным методом.

Подсчёт запасов газа производится по формуле 2.1. На примере XIIIa пласта представлен расчет запасов.

(2.12)

Здесь F - площадь в пределах продуктивного контура газоносности берётся с учётом категории запасов (С1 или С2) в м2; hг - мощность пористой части газоносного пласта с учётом категории запасов (С1 или С2) в м;

Коэффициент барический определяем по формуле:

(2.13)

Коэффициент сверхсжимаемости можно определить как графически через приведенные параметры, так и аналитически. Возможны несколько вариантов определения коэффициента сверхсжимаемости, в зависимости от приведенных температуры и давления, а также нельзя забывать, что присутствие неуглеводородных компонентов оказывает влияние на данный коэффициент, т.е. коэффициент сверхсжимаемости может быть найден по формуле

, (2.14)

где zy, zа - коэффициенты сверхсжимаемости углеводородной составляющей газа и азота соответственно; уа - объемная доля азота.

Для углеводородной составляющей газа коэффициент zy определяется в зависимости от приведенных параметров

(2.15)

(2.16)

(2.17)

Для ...