Оптимизация темпов разработки газовых месторождений с учетом ресурсосбережения: Производственно-практическое издание, страница 97

Основой   метода   является   построение   сеточных   функций

156

(массивов) следующих параметров: отметок кровли, начального положения ГВК, коэффициентов пористости, песчанистости и газонасыщенности. Основные данные по скважинам Уренгойского месторождения, используемые при подсчете запасов газа, оп­ределяются по методике, принятой в ТюменНИИГИПРОгазе.

Для оценки точности подсчета запасов газа объемным ме­тодом необходимо знать размеры контура газоносности, на­чального положения ГВК, пористости и газонасыщенности. Ин­формация, представленная ТюменНИИГИПРОгазом для модели­рования, оценивается по точности. Среднеквадратичные ошибки в определении параметров подсчета запасов газа не превышают допустимых на стадии опытно-промышленной эксплуатации мес­торождения (требования • к точности параметров при подсчете запасов газа описаны в работе Б.Ф. Фролова. Оценка точности основных геолого-промысловых параметров при подсчете запа­сов нефти и газа. - М.: Недра, 1974, 334 с).

Исходной информацией для подсчета запасов газа являются результаты геофизических, геохимических исследований, об­работки кернов в разведочных, наблюдательных и эксплуата­ционных скважинах. Границу залежи устанавливают по градиен­ту изменения эффективной толщины пласта в профиле не менее чем из трех скважин. Если этот градиент установить не уда­ется, то линию нулевой толщины проводят по середине рас­стояния между скважинами, вскрывшими и невскрывшими пласт. По геологическим параметрам (отметки кровли, начального ГВК, пористости, газонасыщенности и песчанистости) строятся карты распространения их по площади методами интерполяции.

Для подсчета запасов используются следующие параметры, характерные для данного пласта:

за начальное давление принято пластовое давление на плоскости - 1120 м, рассекающей газонасыщенный поровый объем пополам, которое равно 12,215 МПа; нормальное₀ атмосферное давление 0,1033 МПа; стандартная температура 20 С;

_осреднее значение пластовой температуры Т„_л, равное 31 С, вычисляется по данным замеров в скважинах для отмет­ки - 1120 м;

коэффициент сверхсжимаемости газа Z определяется по экс­периментальным кривым, по которым подбирается полином, опи­сывающий его изменение в реальных условиях для постоянных значений пластовой температуры при незначительном содержа­нии примесей в газе [18];

газ сеноманской залежи метановый (95,4-99,3%) с незна­чительным содержанием азота (0,6-3,73%) и углекислого газа (0-1,22%). Сероводород в газе отсутствует. Относительная плотность газа по воздуху 0,563.

Для сеноманской залежи Уренгойского месторождения по­лином для определения коэффициента сверхсжимаемости имеет вид:

Z - ар² + Ьр + у,                                                                                             (48)

157

где а - 0,0000056; Ь - -0,0018; у - 0,999.

Подсчетные параметры (отметка кровли, начального ГВК, пористости, газонасыщенности и песчанистости), переменные по площади залежи, используются в подсчете запасов в виде сеточных функций (поверхностей). В связи с этим возникает необходимость построения поверхностей пластовых параметров.

Задача построения поверхностей параметров пласта делится на два этапа: построение триангуляционной сетки и аппрок­симация ее равномерной прямоугольной сеткой.

Из множества алгоритмов триангуляции лучшим является тот, при котором получаются треугольники, максимально при­ближенные к равносторонним. Это требование можно записать в виде минимума фукционала

о

(a_in - 60 )²- min,                                                                                                                     (49)

где N - число получаемых треугольников; n, i - текущий номер треугольника и номер его вершины; а - угол i-й вершины п-го треугольника.