33)Формула объемного метода подсчета запасов газа. Понятие о коэффициенте извлечения газа.

F – площадь, тыс.м2

hэф.г – мощность эффективная газонасыщенная, м

m – открытая пористость, доли ед.

Кг – коэффициент газонасыщенности, доли ед.

КР – поправочный коэффициент за давление, барический коэффициент, доли ед.

КТ – поправочный коэффициент за температуру, термический коэффициент, доли ед.

Количественной характеристикой полноты извлечения природного газа является отношение количества (массы) добытого к моменту завершения эксплуатации месторождения сухого (без С5+) газа к его начальным запасам в пласте, называемое коэффициентом конечной газоотдачи или коэффициентом извлечения газа:

ηг = QГизвл / Qг

34)Метод подсчета запасов газа по падению давления. Формула подсчета и ее параметры. Отличие изменений давления при газовом и упруговодонапорном режиме (показать графически).

Применяют для пластов, в которых первоначальный объем пор, занятых газом, не изменяется по величине в процессе эксплуатации. т.о. для водонапорного режима метод не применим, хотя при неэффективном водонапорном режиме подсчет запасов по этому методу все же возможен.

Метод основан на предположении о постоянстве извлекаемого кол-ва газа в м3 на 1 кГ/см2 падения давления во все периоды разр-ки газовой залежи.

Формула: V=((Q2-Q1)(p2α2- pkαk))/( p1α1- p2α2), где Q2, Q1 – объем добытого газа из залежи на 1-ую и на 2-ую даты, p1, p2, pk – давления на на 1-ую, на 2-ую даты, конечное давление, α1, α2 –поправки на на отклонение от законов идеальных газов для давлений p1 и p2.

При наличии напора воды в формулу следует ввести поправку на кол-во газа вытесненное за интервал времени напором воды – Q/ :

V=((Q2-Q1- Q/)(p2α2- pkαk))/( p1α1- p2α2).

Этот метод не требует знания площади, мощности и пористости газоносного пласта, все это приводит к большим погрешностям. Этот метод пригоден для единой залежи газа , не разбитой но отдельные самостоятельные участки.

35)Подсчет запасов газа, растворенного в нефти. Понятие газовый фактор, как определяется, в каких единицах измеряется. Формула подсчета запасов растворенного газа для упруговодонапорного режима. Дать объяснение формулы М.А. Жданова для расчетов запаса растворенного газа при неводонапорном режиме работы залежи.

Подсчет запасов газа растворенного в нефти производится по насыщенности нефти газом на дату расчета

Начальные балансовые запасы газа Qг.ро, растворенного в нефти, при любом режиме залежи определяются по начальным балансовым запасам нефти Q0 и начальному газосодержанию r0, определенному по пластовым пробам при их дифференциальном разгазировании:

Qг.ро = Q0 r0

Если залежь работает на режиме растворенного газа, газонапорном (газовой шапки) или смешанном (при ро = Рнас) режимах,, то извлекаемые запасы газа, растворенного в нефти, подсчитывают по формуле, выводимой из уравнения материального баланса. Они будут определяться разницей между начальными балансовыми запасами растворенного газа и неизвлекаемыми запасами этого газа Qг.р.неизвл.: Qг.р.извл. = Qг.ро - Qг.р.неизвл = Q0 r0- Qг.р.неизвл.

Неизвлекаемые запасы растворенного газа определяются суммой объемов свободного газа в объеме пор освобожденном за счет извлекаемой нефти, усадки неизвлекаемой нефти и объема неиз-влекаемого растворенного газа в неизвлекаемой нефти:

Qг.р.неизвл.= Qн.извл. b0(ркαк/рст) Кt + Qн.неизвл.(b0-b)* (ркαк/рст) Кt + Qн.неизвл. rk ., где Qн.неизвл. — неизвлекаемые запасы нефти, тыс. т; rk — остаточное газосодержание при конечном давлении рк, принимаемом равным 1 МПа; αк— соответствующая давлению рк поправка на сжимаемость реальных газов; Кt:— термический коэффициент.

Отсюда Qг.р.извл. = Q0 r0- Qн.извл. b0(ркαк/рст) Кt - Qн.неизвл.(b0-b)* (ркαк/рст) Кt - Qн.неизвл. rk

Формула Жданова:

Q ип- объем порового пр-ва, освобожденного за счет добычи извлекаемых запасов нефти,

Q ип= Q извл. –b0, где b0-объемный коэффициент пластовой нефти.