1. В залежах пластово-сводового типа

2. В литологических и стратиграфических залежах

(с построением карт изопахит)

При ПЗ в коллекторах трещинного, трещинно-порового и трещинно-кавернозного типа на стадии разработки составляются карты в изолиниях – произведение h_эф.н и k_{эф.пуст}. Поэтому в формулах ПЗ толщина и коэффициент эффективной пустотности берутся как средневзвешенные по объему. Формулы для ПЗ соответствующие.

4. Коллектор смешанного типа

Для ПЗ в коллекторах смешанного типа, где емкость определяется межзерновой пористостью, трещиноватостью и кавернозностью используются аналогичные формулы для ПЗ в коллекторах порового типа.

Методы подсчета начальных балансовых

и извлекаемых запасов газа, растворенного нефти,

конденсата, этана, пропана и других полезных компонентов

ПЗ растворенного газа

В общем случае начальные балансовые запасы газа, растворенного в нефти определяются исходя из величины балансовых запасов нефти и ее начального газосодержания: Q_г.р.0 = Q_н0 · r₀. Газосодержание определяется по пластовым пробам при их дифференциальном разгазировании.

Определение величины извлекаемых запасов газа, растворенного в нефти, зависит от существующего в залежи режима.

1. При водонапорном и упруговодонапорном режимах величина пластового давления в процессе разработки всегда выше давления насыщения, поэтому величина газового фактора постоянно, а извлекаемые запасы определяются по формуле: Q_{г.р. изв} = Q_н изв · r₀.

2. При режиме растворенного газа, газонапорном или смешанном режимах, извлекаемые запасы газа, растворенного в нефти определяются из уравнения материального баланса как разница между начальными балансовыми запасами растворенного газа и неизвлекаемыми запасами этого газа: Q_{г.р. изв} = Q_г.р.0 ­– Q_{г.р неизв}. Основной показатель в формуле, требующий определения – это объем не извлекаемых запасов газа, который складывается из:

• Объема свободного газа в объеме пор, освобожденном за счет извлекаемой нефти;

• Усадки неизвлекаемой нефти;

• Объема неизвлекаемого растворенного газа в неизвлекаемой нефти.

Пз конденсата

Газоконденсат – это состояние углеводородной системы, в которой жидкий УВ при определенных температуре и давлениях находятся в растворенном состоянии в газовой фазе. Конденсат – смесь углеводородных соединений С₅ и вышекипящие (пентан и выше).

Различают сырой и стабильные конденсаты: сырой – жидкие УВ с растворенными в них газообразными компонентами (CH₄, C₂H₆, C₃H₈, H₂S) в стандартных условиях; стабильный – состоящий только из жидких УВ. Плотность стабильного конденсата 0,6 – 0,82 г/см³.

При определении запасов конденсатов учитывается только стабильный конденсат, количество которого определяется по запасом в залежи пластового газа. Поэтому для подсчета балансовых запасов конденсата необходимо определить его содержание в составе пластового газа способом одно-двухступенчатой сепарации. Пробы для определения содержания конденсата при значительном этаже газоносности (более 300 м) должны быть отобраны:

• В наиболее продуктивных скважинах, расположенных на разных гипсометрических отметках;

• В разных зонах залежи (свод, крылья);

• В разных фазовых зонах залежи (газоконденсатная, зона нефтяной оторочки), так как содержание конденсата может сильно варьировать.

Отобранные пробы помещаются в сепаратор, где происходит отделение сырого конденсата от газа и замер газоконденсатного фактора (отношение количества добытого газа к количеству полученного конденсата в сепараторе). Эта величина может изменяться от 1500 до 25000 м³/м³. Далее из полученного продукта полностью удаляются газообразные компоненты (метан и частично его гомологи, также сероводород, углекислый газ, азот и др.). Оставшееся вещество представляет собой стабильный конденсат, запасы которого собственно и подсчитывают.

Балансовые запасы конденсата определяются с учетом балансовых запасов газа и потенциального содержания конденсата в нем: Q_к0 = Q_г0 · П, где П – потенциальное содержание конденсата – то есть, сумма компонентов C5 и вышекипящих гомологов в сыром конденсате (К) т содержание этих же компонентов в отсепарированном газе (L) П = К + L.

Пример: если балансовые запасы газа в газоконденсатной залежи составляют 100 млрд. м³, то запасы конденсата могут составлять до 8000 тыс. м³.

Начальные извлекаемые запасы конденсата определяются по формуле: Q_к и = Q_к 0 k_изв, k_изв – коэффициент извлечения конденсата – это отношение разности величины начального потенциального содержания конденсата и его пластовых потерь к начальному пластовому содержания: k_изв = П – q_пл.п. / П

Разработка газоконденсатных залежей ведется с постепенным снижением пластового давления ниже давлении конденсатообразования, и как следствие, имеет место «выпадение» конденсата в пласт. Поэтому, сокращение пластовых потерь конденсата составляет одну из сложнейших задач газовой промышленности. Одним из решений данной проблемы является применение сайклинг-процессов – то есть, подержание в залежи пластового давления путем циклической закачки газа, освобожденного на поверхности от конденсата вплоть до полного извлечения последнего из пласта. Метод требует больших капиталовложений и составления экономических, технологических и геологических обоснований.

Величина пластовых потерь конденсата при разработке (q_пл.п) определяется в лабораторных условий на специальной установке УГК-3. По выполненным замерам составляют графики зависимости объема (V) выделившегося конденсата от величины пластового давления.

П о кривым рассчитываются величины пластовых потерь конденсата за весь период эксплуатации с учетом специальных формул.