Нефтетехнологический факультет Кафедра «Геология и геофизика» (стр. 18 )

Если замеры отборов и давления ведутся с начала разработки, то формула (195) может быть записана в более простом виде:

  (196)

На практике начальные балансовые запасы газа подсчитываются по формулам, учитывающим остаточное пластовое давление:

       (197)

       (198)

где Pост — остаточное давление в залежи  при давлении  на  устье 0,1 МПа; ост — соответствующая Pост поправка на сжимаемость.

Метод падения давления применим на залежах, работающих на газовом режиме. Поскольку он позволяет определять запасы дренируемого объема, то непременным условием отнесения подсчитанных запасов к начальным балансовым является вовлечение в разработку всего объема залежи.

Если в залежи начинает проявляться упруговодонапорный режим, сопровождающийся внедрением пластовой воды в залежь, то в этом случае при подсчете запасов необходимо использовать данные того периода, когда залежь работала на газовом режиме. Обычно это соответствует промежутку времени, за который отбирается 10 — 15% начальных запасов залежи при равномерном дренировании всего ее объема. Если объем залежи дренируется лишь частично, а в залежь начала внедряться вода, то применение метода падения давления может привести к существенным погрешностям.

Режим газовой залежи устанавливается с помощью графика, построенного в координатах ра. —QГ1. Если фактические точки образуют прямую, то в залежи проявляется газовый режим. Продолжив прямую до пересечения с осью Qг - получают начальные запасы, свободного газа в залежи (рис. 85, кривая 4). 182

темпах ра^р<шо! ки при видинш|ир|шм режиме

Внедрение воды в залежь отражается в постепенном уменьшении угла наклона прямой к оси QТ вследствие замедления темпа падения приведенного среднего пластового давления (рис. 85, кривые 2 и 3). Однако бывают случаи, когда работа залежей на упруговодонапорпом режиме характеризуется прямолинейной зависимостью. Как показали и , ее прямолинейность обусловлена соответствующим изменением темпов отбора газа, поэтому по каждой залежи должен проводиться комплекс исследований по контролю за внедрением воды в залежь.

Этот комплекс включает контроль за изменением давления в пьезометрических сиважинах. Снижение в них начального пластового давления свидетельствует о распространении воронки депрессии за границы залежи. Для контроля за подъемом ГВК на крупных месторождениях бурят контрольные скважины, в которых периодичес­ки проводятся геофизические исследования НГМ.

В процессе разработки газоконденсатных месторождений Краснодарского края получил широкое распространение гидрохимический метод контроля за режимом залежи, предложенной и др. Установлено, что обводнению скважин предшествует повышение содержания ионов хлора в воде, добываемой вместе с газом. На Оренбургском месторождении обводнение контролируется повышением содержания в воде ионов калия. На месторождениях Краснодарского края также установлено, что обводнению некоторых скважин пред­шествует рост удельной добычи конденсата, который формируется в виде движущегося вала перед фронтом газ — вода.

Активность краевых вод при разработке одной из нескольких залежсй может явиться причиной утечки газа из неразрабатываемых соседних  залежей, вызывая тем самым неконтролируемые потери

183

газа. В результате давление по фактической зависимости в начальный момент добычи оказывается ниже начального пластового давления системы, установленного в процессе разведки залежей. Величина потерь определяется исходя из рис. 86.

В связи с многообразием форм проявления режимов работы залежей Инструкцией о содержании, оформлении и порядке пред­ставления в ГКЗ СССР материалов по подсчету запасов нефти и горючих газов (1984 г.) при подсчете запасов газа методом падения давления предусматривается необходимость обоснования и расчета начальных и текущих пластовых давлений и температур; начального и текущих положений ГВК; изменений во времени устьевых и пластовых давлений; гидродинамической связи между залежами ме­сторождения; степени дренируемости отдельных частей залежи; ре­жимов работы залежи и отдельных ее частей; динамики вторжения пластовой воды в залежь; потерь газа при аварийном фонтанировании и исследовании скважин; перетоков газа; величин отбора газа, конденсата и воды по скважинам и залежи в целом.

Таким образом, от изучения залежи как динамической модели во многом зависит достоверность начальных балансовых запасов газа.

Наряду с динамическими характеристиками работы залежи зна­чительное влияние на величину начальных балансовых запасов, подсчитанных методом падения давления, оказывает надежность замеров и расчетов средних по залежи текущих пластовых давлений.

При замерах необходимо применять образцовые манометры, статические давления следует измерять после длительной остановки скважин или УКПГ. Периоды между определением р1 нужно выбирать равными полгода и год.

Расчет среднего давления осуществляется на основе карты, получен­ной путем умножения карт в изолиниях и Р0 благодаря чему обеспечивается взвешивание давлений по объемам пустотного пространства коллекторов, насыщенного свободным газом.

и [24] рекомендуют довольно простой и наиболее точный способ взвешивания с помощью палетки . Так как средневзвешенное по объему газонасыщенных коллекторов текущее пластовое давление опре­деляется формулой

  (199)

то вся площадь залежи разбивается на п элементарных квадратов с шагом Дx=Дy'. Интерполяцией с карт в изолиниях ' в центре каждого квадрата определяются значения этих параметром, которые затем перемножаются. Средневзвешенное по залежи значение рi рассчитывается по формуле

  (200)

ЛЕКЦИЯ 6

4.1. Методы определения начальных извлекаемых запасов нефти.

ПОНЯТИЕ О КОЭФФИЦИЕНТАХ ИЗВЛЕЧЕНИЯ

НЕФТИ И СПОСОБЫ ИХ РАСЧЕТА

Начальные извлекаемые запасы нефти в залежи равны произведению величин начальных балансовых запасов 2„0 и конечного коэффициента извлечения нефти /сизвл. и.

Конечный коэффициент извлечения нефти показывает, какая часть от начальных балансовых запасов может быть извлечена при разработке залежи до предела экономической рентабельности.

При подсчете начальных извлекаемых запасов нефти залежей, вводимых в разработку, и при пересчете запасов разрабатываемых залежей начальные балансовые запасы умножаются на утвержденный конечный коэффициент извлечения нефти, обоснованный технико-экономическими расчетами. Этот коэффициент используется при проектировании разработки залежей, планировании развития нефтедобывающей промышленности и т. п.

Наряду с конечным коэффициентом извлечения нефти определяют текущий коэффициент извлечения, равный отношению накопленной добычи из залежи или объекта разработки на определенную дату к их начальным балансовым запасам.

В зависимости от стадии изученности применяется тот или иной метод определения коэффициента извлечения.

Значения коэффициентов извлечения нефти, а следовательно, и величина извлекаемых запасов по месторождению или залежи, зависят от геолого-физических характеристик и неоднородности продуктивных пластов, научного уровня и обоснованности принимаемых проектных решений по технологии разработки и технике добычи нефти, экономических нормативов и критериев эффективности разработки, требований рационального использования природных, материальных и людских ресурсов, охраны недр и окружающей среды. Исходной информацией для определения извлекаемых запасов и коэффициентов извлечения нефти служат данные разведки, пробной эксплуатации скважин, опытно-промышленной и промышленной разработки залежей. При определении извлекаемых запасов и коэффициентов извлечения нефти сложнопостроенных залежей или объектов, разрабатываемых с применением физико-химических и тепловых методов воздействия на пласт, для получения необходимых дополнительных данных проводятся опытно-промышленные работы.

Определение извлекаемых запасов и коэффициентов извлечения нефти может проводиться на следующих стадиях изученности месторождений и залежей:

поиска и оценки месторождений; подготовки месторождений к разработке; ввода месторождений в разработку; завершения разбуривания месторождения (залежи) основным
проектным фондом скважин; на поздней стадии разработки.

В зависимости от качества и количества исходной информации на разных этапах могут оцениваться коэффициент извлечения нефти и по его значению рассчитываться извлекаемые запасы, либо определяться извлекаемые запасы и исходя из их величины рассчитываться коэффициент извлечения нефти.