Запасы газа, используемые при прогнозировании показателей разработки и оценка их достоверности при проектировании

называемую укрупненную скважину приближенно можно вычислить по формуле:

Q_в = 2.                                                  (43.9)

Значения параметров K_в,  и Р_б должны быть определены описанной выше последовательностью. При заданных значениях K_в (это делается экспериментально) и выбранных значениях  и Р_б вычисляется значение Q_в к данному моменту времени. При известном объеме вторгшейся воды можно вычислить текущий радиус укрупненной скважины, т.е. газоводяного контакта R используя формулу:

R(t) =                                                    (44.9)

Зная величины Q_в, R(t) и K_фв следует вычислить текущее пластового давление на сечении газоводяного контакта:

Р(t) = .                                      (45.9)

По известной величине Р(t) и температуры пласта определяют коэффициент сверхсжимаемости  газа.  Объем добытого  газа из залежи устанавливается либо по заранее заданной закономерностью во времени, как исходное условие на потребляемое количество газа, либо можно определить, используя уравнение материального баланса:

.      (46.9)

При R>>R_б  и Р_{ср в}/z_{ср в}=/z_ср() получим:

.                  (47.9)

Если определенный по формуле объем добытого газа отличается от объема предусмотренного потребителем, т.е. заданного во времени отбора, то необходимо соблюдение условия:

,                                                                 (48.9)

где e — заданная погрешность расчетов. Если Q_доб¹, то расчеты повторяются, начиная от определения давления на начальном газоводяном контакте  в конце временного шага Dt.

Для следующих новых значений временных интервалов расчеты повторяются с использованием метода суперпозиции при определении понижения безразмерного давления Р_б на границе с радиусом R_о при различных, но постоянных за интервал времени Dt расходах воды, вторгшейся в газовую залежь используя формулу:

                      (49.9)

или в общем  виде формулу:

,                                              (50.9)

где Р_n(t) — давление на стенке укрупненной скважины при:

t = n×Dt; Р_б(t)_n-1=P_б(t), когда t = (n-i)Dt.                                (51.9)

Затем необходимо вычислить изменение дебита воды DQ_в и средний объем поступающей в газовую залежь воды Q_{в ср}(t) по формулам:

DQ_вn=;    (52.9)

Q_вср(t) = ;                    (53.9)

где       Q_{в сум}(t) = Q_в(t) t   и С = .                                                                      (54.9)

По суммарному известному Q_{в сум}(t) необходимо рассчитать объем порового пространства необводненной части залежи u, площадь контакта газ-вода, а также высоту подъема воды в залежь h_п по следующим формулам:

u = u_н  - Q_{в сум}(t)/(1 - a_г); ;    F = ,                 (55.9)

где u_н — начальный газонасыщенный объем равный u_н=.

Давление на текущем контакте газ-вода следует оценить по формуле:

P(t) =                                                              (56.9)

а объем извлеченного из залежи газа  по формуле:

.                      (57.9)

Если амплитуда массивной залежи H сравнительно велика и высота подъема воды измеряется десятками метров, то необходимо учесть противодавление создаваемого столбом вторгшейся воды высотой h_п используя при этом равенство DР_h = r_в g h_п, а затем в формулах из значений  вычесть DР_h.           

В заключении следует подчеркнуть, что предлагаемые приближенные формулы для определения объема вторгшейся в газовую залежь подошвенной или контурной вод позволяют только оценить влияние упруговодонапорного режима на характер зависимости Р/z от Q_доб при определении запасов газа методом падения пластового давления. Это связано с тем, что предлагаемые так же, как и другие приближенные методы, получены для продвижения воды в однородном изотропном пласте. Кроме того, для получения сравнительно простых расчетных формул приняты такие схемы продвижения воды, какие на практике трудно обнаружить. Несмотря на это даже с принятыми допущениями проектировщик должен проверять оценочный объем воды, который мог бы,  продвинутся в газовую залежь. Причем следует помнить, что даже в пределах одного месторождения возможны продвижения воды как подошвенная, так и по отдельным изолированным пропласткам как контурная. Для этого требуется детальное изучение строение залежи и гидродинамических связей между пропластками многопластовых залежей.                           

9.4. Метод использования геолого-математических моделей для подсчета

                                                  извлекаемых запасов газа^*

Метод использования геолого-математических моделей газовых, газоконденсатных и газонефтяных месторождений разработан по заказу РАО «Газпром» в 1996 г. Возникновение метода вызвано неточностью имеющихся в настоящее время методов: объемного и падения пластового давления, не учитывающие фильтрационные свойства газоносных пластов при подсчете запасов газа. Не учет фильтрационных свойств особенно низкопористых и низкопроницаемых, пропластков, каких на любом месторождении около 30% от этажа газоносности, приводит к неоднократному пересчету запасов газа в процессе разработки, проектировании или корректировки проекта разработки из-за неточности заложенных запасов газа при предыдущем проекте. Практически на всех месторождения перепроектирование приводит к дополнительным затратам, хотя и в большинстве случаев пересчет запасов приводит к росту запасов газа. Прирост запасов связан с подключением в разработку новых низкопроницаемых пропластков в результате увеличения разности давления в истощенных высокопроницаемых и еще не подключенных в разработку низкопроницаемых пропластков.

Теоретические основы нового метода подсчета запасов газа является система уравнений нестационарной, многофазной, трехмерной фильтрации в неоднородной многослойной анизотропной пористой среде газа, конденсата (на газоконденсатных месторождениях), нефти на газонефтяных месторождения и воды, (подошвенной или контурной) с учетом гравитационных и капиллярных сил, изменения свойств флюидов и пористой среды от давления, взаиморастворимости флюидов и других факторов в залежах массивного и пластового типов.

Новый метод в отличие от метода падения пластового давления и объемного метода требует более детальную информацию о пористой среде и насыщающих ее флюидах. В отличие от имеющихся методов новый метод подсчета запасов газа не использует осредненные параметры и требует полную информацию о емкостных и фильтрационных параметрах по каждому пропластку независимо от размеров пропластка. При наличии необходимой информации запасы определенные этим методом