Подсчет запасов газа

1.

Министерство науки и высшего образования Российской Федерации
Федеральное государственное автономное образовательное
учреждение высшего образования
«Пермский национальный исследовательский политехнический
университет»
Горно-нефтяной факультет
Кафедра «Нефтегазовые технологии»
Подсчёт запасов газа в залежи
по методу снижения пластового давления
при газовом режиме
Выполнил: ст. гр. БНГС-24-1м Трапезников И. Д.
Пермь, 2024

2.

Режимы работы газовых месторождений
Под режимом газовой залежи или режимом работы пласта понимают проявления доминирующей формы
пластовой энергии, вызывающей движение газа в пласте и обусловливающей приток газа к скважинам в процессе
разработки залежи. На газовых месторождениях в основном проявляются газовый и водонапорный режимы.
Режим работы залежи зависит от геологического
строения
залежи;
гидрогеологических
условий,
ее
размеров и протяженности водонапорной системы;
физических
свойств
и
неоднородности
газовых
коллекторов; темпа отбора газа из залежи; используемых
методов
поддержания
пластового
давления
(для
газоконденсатных месторождений).
2

3.

Газовый режим (режим расширяющегося газа)
При газовом режиме газонасыщенность пористой среды в процессе разработки не меняется, основным
источником энергии, способствующим движению газа в системе пласт — газопровод, является давление,
создаваемого расширяющимся газом. Этот режим проявляется в том случае, если отсутствуют пластовые воды или
если они практически не продвигаются в газовую залежь при снижении давления в процессе разработки.
Некоторое уменьшение пустотного пространства залежи может происходить вследствие деформации породколлекторов или выпадения конденсата в пласте в результате снижения пластового давления.
Пластовое давление залежи Pпл в процессе ее разработки непрерывно снижается. Для газового режима
характерен прямолинейный характер зависимости:
Z — коэффициент сверхсжимаемости газа;
Q — накопленная с начала эксплуатации добыча газа.
3

4.

Газовый режим (режим расширяющегося газа)
Таким образом, удельная добыча газа на 0,1 МПа снижения пластового давления при газовом режиме обычно
постоянна на протяжении всего периода разработки. Эта особенность широко используется для подсчета
оставшихся в залежи запасов газа по данным истекшего периода разработки. Следует отметить, что по
газоконденсатным залежам зависимость пластового давления от добытого количества газа может отличаться от
прямолинейной.
Режим обеспечивает достаточно высокие темпы добычи газа — по крупным залежам в период максимальной
добычи до 8—10°/о начальных запасов в год и более. Значительного поступления попутной воды в скважины
обычно не происходит. Однако иногда, несмотря на неподвижность ГВК, в часть скважин поступает некоторое
количество воды, что может быть связано с перемещением ее из водоносной части пласта по трещинам или по
тонким высокопроницаемым прослоям, из водосодержащих линз, прослоев или каверн, имеющихся в объеме самой
залежи, и с другими причинами. Значения коэффициента извлечения газа при газовом режиме обычно высокие —
0,9—0,97. Газовый режим характерен для многих крупных газовых месторождений нашей страны.
4

5.

Водонапорный режим
Водонапорный режим - основной источник пластовой энергии при этом режиме работы газовой залежи напор краевых (подошвенных) вод. Водонапорный режим подразделяется на упругий и жесткий.
Упругий режим связан с упругими силами воды и породы. Жесткий режим газовой залежи связан с наличием
активных пластовых вод и характеризуется тем, что при эксплуатации в газовую залежь поступают подошвенные
или краевые воды, в результате чего не только уменьшается объем пласта, занятого газом, но и полностью
восстанавливается пластовое давление.
На практике месторождения, как правило, разрабатываются при газоводонапорном (упруговодонапорном)
режиме. В этом случае газ в пласте продвигается в результате его расширения и действия напора воды. Причем
количество воды, внедряющейся за счет расширения газа, значительно меньше того количества, которое
необходимо для полного восстановления давления. Главным условием продвижения воды в залежь является связь
ее газовой части с водоносной.
При упруговодонапорном режиме вода внедряется в разрабатываемую газовую залежь за счет падения
давления в системе и связанного с этим расширения пород пласта, а также самой воды.
5

6.

Водонапорный режим
Газовые залежи с водонапорным режимом, в которых полностью восстанавливается давление при
эксплуатации, встречаются довольно редко. Обычно при водонапорном режиме давление восстанавливается
частично, т.е. пластовое давление при эксплуатации понижается, но темп понижения более медленный, чем при
газовом режиме.
В большинстве своем газовые месторождения в начальный период разрабатываются по газовому режиму.
Проявление водонапорного режима обычно замечается не сразу, а после отбора из залежи 20 – 50 % запасов газа.
Характер режима устанавливается по данным, полученным при эксплуатации месторождения.
6

7.

Метод подсчёта запасов газа по падению пластового давления
Основой данного метода является связь количества извлеченного газа с величиной падения давления в этом
процессе. Добыча газа за обозначенный период (1-2) на единицу падения давления составит:
Q – объём извлечённого газа;
– объём газа, приходящийся на первую дату извлечения, – на вторую;
– давление на момент первого извлечения газа, – второго.
Учитывая то, что в дальнейшем при падении давления в пласте до определённой конечной величины будут
извлекаться равные объёмы газа за единицу времени падения давления.
Получаем формулу, которой можно пользоваться при подсчёте запасов газа:
7

8.

Метод подсчёта запасов газа по падению пластового давления
Данный метод подсчёта запаса газа по падению давления невозможно применять к залежам с водонапорным
режимом. Это связано с тем, что при подсчёте этим методом предполагается, что поры, занятые газом, их объём,
является постоянным в процессе разработки пласта. При газо-водонапорном режиме нужно в формулу ввести
поправку на тот объём газа, который вытесняется за счёт нагнетания воды (давления воды) за определённый
промежуток времени.
8

9.

Метод подсчёта запасов газа через уравнение материального баланс
Согласно принципу материального баланса начальная масса газа определяется по формуле:
и - отобранная и оставшаяся масса газа;
и - начальный и текущий объем пор;
и - начальное и текущее пластовое давление;
- средний начальный коэффициент газонасыщенности;
и - коэффициенты сверхсжимаемости газа при начальных и текущих условиях.
9

10.

Метод подсчёта запасов газа через уравнение материального баланс
Количество газа, добытое с начала разработки:
- добыча газа в году.
10

11.

Метод подсчёта запасов газа через уравнение материального баланс
После преобразований уравнение материального баланса газовой залежи для газового режима имеет вид:
Зависимость комплекса от количества газа, добытого с начала разработки от отобранных запасов при газовом
режиме без перетоков (III) и при газовом режиме с перетоками (IV).
11

12.

Определение запасов газа методом падения пластового давления на основ
фактических данных эксплуатации месторождения
В статье рассмотрены факторы фильтрационного сопротивления в зависимости от несовершенства скважин,
установлена ​связь между средними коэффициентами фильтрационного сопротивления А и В и коэффициентами
фильтрационного сопротивления по каждой скважине, а также определение запасов газа по перепаду пластового
давления и объемному методу. на основе фактических данных эксплуатации конденсатного месторождения.
Газоконденсатное месторождение степь введено в разработку 01.11.1980 г. Залежь приурочена к рифовым
карбонатным образованиям келловей-оксфордских отложений верхнеюрского возраста. Глубина залегания газовой
залежи в зависимости от рельефа местности колеблется от 2670 м до 3282 м.
Зависимость P/Z от Qдоб линейная, поэтому данные об изменении средневзвешенного по газонасыщенному
объему порового пространства пластового давления и данные об изменении количества добытого количества газа
при газовом режиме эксплуатации газа могут быть использованы для определения запасов газа.
12

13.

Определение запасов газа методом падения пластового давления на основ
фактических данных эксплуатации месторождения
Данные для определения запасов газа методом падения пластового давления:
13

14.

Определение запасов газа методом падения пластового давления на основ
фактических данных эксплуатации месторождения
Определение запасов газа методом падения пластового давления:
14

15.

Подсчет запасов газа на Ямбургском месторождении
Запасы газа разрабатываемых месторождений могут быть определены или уточнены по результатам
кратковременной их эксплуатации методом снижения пластового давления. Сущность метода состоит в
следующем. По данным кратковременного периода эксплуатации месторождения строят график зависимости
средневзвешенного по объему газовой залежи пластового давления от суммарного количества отобранного газа для
различных моментов времени. Путем экстраполяции графика до оси абсцисс определяют извлекаемые запасы газа,
используя соотношение
- начальные извлекаемые запасы газа;
- добыча газа с начала разработки за определенный период времени;
и - начальное и среднее давление в залежи за период времени извлечения опр. объема газа;
и - поправки на отклонение свойств реального газа по закону Бойля-Мариотта от идеального газа.
15

16.

Подсчет запасов газа на Ямбургском месторождении
В статье произведено определение по данным эксплуатации газовой залежи начальных дренируемых,
балансовых, извлекаемых запасов газа по методу падения пластового давления и технологических показателей
разработки газовой залежи.
Газовые скважины сконцентрированы в центральной (сводовой) части месторождения. В связи с
неравномерным расположением скважин в работе произведено 2 расчета запасов газа по методу падения
пластового давления: для пластового давления в зоне размещения скважин (