2.Методы подсчета запасов газа. Роль уравнения материального баланса при проектировании.

• Объемный метод.

Запасы газа определяются по формуле:

(1)

Средневзвешенные значения расчетных величин:

(2) (3)

где

(4) (5)

где

(6)

Средневзвешенное давление по поровому газонасыщенному объему определяют путем разбиения залежи на большое число малых объемов n и расчета по формуле:

(7)

где m_i, F_i, h_i – соответственно пористость, площадь и толщина i-го элемента залежи.

Зная объем залежи, нетрудно вычислить запасы газа месторождения по формуле:

(8)

Объем залежи можно определить по структурной карте месторождения.

Полученные по формуле (8) запасы газа иногда называют геологическими. Естественно, что в процессе разработки по различным причинам извлекаются не все запасы газа. Поэтому в проекте разработки должна быть рассмотрена величина извлекаемых за­пасов газа. Используя формулы (1) или (8). величину извлекаемых запасов газа можно определить по формуле:

(9)

Где

или где Р_У=1 атм

• Метод падетия пластового давления.

Газовый режим.

Уравнение материального баланса:

(10)

Из уравнения (10) видно, что зависимость P/Z от Q_доб 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.

(11)

Уравнение (11) соответствует уравнению прямой (12) где ;

; и (13)

Если Р_t/z_t=0, то из уравнения (11) Q_доб=-а/b= Q_зап.

Следовательно, необходимо построить зависимость P/Z от Q_доб, провести по точкам прямую и найти отрезок, отсекаемый прямой на оси Q_доб (величина b). Затем разделить на найденное значение b.

Определить запасы газа можно и по методу наименьших квадратов:

(16)

В одонапорный режим.

Уравнение материального баланса (17)

При водонапорном режиме зависимость P/Z от Q_доб (уравнение (10)) будет нелинейной.

В этом случае запасы газа можно определить по касательной, проведенной к начальному участку кривой падения давления.

3.Приближенный метод определения объема вторгшейся воды в газовую скважину. Основные недостатки этого метода.

Метод Ван Эвердингера и Херста.

Овальную форму месторождения заменяют круговой.

Количество вторгшейся воды Q_вt в период падающей добычи, мы продолжаем расчет по методике работы №7 с момента t = t_пост+1. Т.е.

где Q_вt - объем вторгшейся в залежь воды на момент времени t, млрд. м³; k_в - проницаемость в водоносной части пласта, Дарси; h - толщина водоносного пласта, м; R_з - радиус газовой залежи, км;  - коэффициент пьезопроводности пласта, м²/с; Р_j - изменение пластового давления в j - ый интервал времени, МПа; - безразмерный дебит воды; - вязкость воды , мПа с;

= - параметр Фурье,

t - время разработки, годы.

Сумма (3) для расчета вторгшейся воды составляется с учетом периода постоянной добычи:

Необходимо предположить, что форма водоносного круговая, проницаемость газоносной зоны по периметру и толщина пласта постоянные, пласт однородный по толщине. Следует также подчеркнуть, что замена залежи овальной формы круговой допускается, если продольная ось залежи 2в не превышает поперечную более чем в 2 раза, т.е. в≤2а. Залеж заменяется укрупненной скважиной. В качестве забойного давления «водяной скважины» принимается средневзвешенное пластовое давление газовой залежи.

Предлагаемая методика расчета суммарного объема вторгшейся в газовую залежь воды является приближенной даже для идеально однородного пласта. Для многослойных неоднородных, для полосообразных залежей эта методика не применима.