Разработка и проектирование месторождений природных газов: Методическое пособие к практическим занятиям, страница 2

Запасы газа и газового конденсата подсчитываются на структурных планах, составленных в зависимости от размера месторождения, в масштабе, обеспечивающем необходимую точность замера площадей (1:5000 – 1:50000). Границы подсчета запасов по месторождению, отдельным залежам и тектоническим блокам принимаются по данным разведки и должны быть увязаны с геологическими особенностями месторождения.

Подсчет и учет запасов газа, газового конденсата и содержащихся в них сопутствующих компонентов должны производиться раздельно для каждой изолированной залежи. Запасы конденсата подсчитываются в тысячах тонн. Запасы природных газов подсчитываются в миллионах, а гелия – в тысячах кубических метров, приведенных к стандартным условиям (760 мм. рт. ст. или 0,101325 МПа и 20°С).

Подсчет запасов газа и конденсата месторождений (залежей) природных газов можно производить объемным методом и методами, основанными на принципе материального баланса (по методу падения давления). При этом метод падения пластового давления является дополнительным, используемым для оперативной оценки дренируемых запасов в ходе анализа разработки залежи. Комплексное применение объемного метода и метода падения давления позволяет повысить точность определения запасов залежи (месторождения).

Подсчет запасов газа газовых залежей производится объемным методом, а при наличии фактических полноценных геолого - промысловых данных - и по методу падения давления. По методу падения давления подсчет запасов производится 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, установлено снижение средневзвешенного пластового давления и оценено количество пластовой воды, поступившей в залежь за период эксплуатации.

Забалансовые запасы газа, конденсата подсчитываются по степени их изученности с объяснением причин отнесения их к забалансовым [2, 6].

При подсчете запасов газа методом падения давления должны быть установлены:

а) размеры и форма залежи;

б) тектонические особенности и литологический состав продуктивного пласта, и изолированность отдельных частей (блоков) залежи;

в) начальное и текущие высотные положения газоводяного контакта;

г) характеристика газогидродинамической связи залежей месторождения;

д) начальное статическое и пластовое давление, и пластовая температура, а также изменение приведенного пластового давления по скважинам и средневзвешенного по залежи во времени;

е) отбор газа и конденсата по скважинам и по залежи в целом;

ж) графическая зависимость средневзвешенного приведенного пластового давления газа от отбора его по залежи;

з) степень дренируемости скважинами объема газовой залежи;

и) при наличии конденсата – содержание его в газе, состав и коэффициент извлечения его при текущем пластовом давлении;

к) газогидродинамические условия и режим работы залежи и отдельных ее частей;

л) дата начала вторжения пластовой воды и количество ее, поступившее в пласт за период эксплуатации, рассчитанное различными методами;

м) перетоки и потери газа.

Методика определения дренируемых запасов газа газовой залежи по методу падения пластового давления

Краткая теория вопроса

Предложенная ниже методика подсчета запасов газа по методу падения пластового давления применима для залежей, относящихся к I группе месторождений простого геологического строения, продуктивные пласты которых характеризуются выдержанностью толщины и коллекторских свойств по площади и разрезу.

При подсчете запасов газа по методу падения пластового давления для залежей, относящихся ко II группе, можно предложить некоторые модификации метода падения давления (метод удельных объёмов дренажа, метод средневесовой плоскости и т.п.) [2, 7].