Прогнозирование темпа падения давления при отборе газа из продуктивного горизонта при разработке Мурманского газового месторождения

Аннотация



     Дипломная работа выполнена на тему: «Прогнозирование темпа падения давления при отборе газа из продуктивного горизонта при разработке Мурманского газового месторождения».

     В рамках спецвопроса рассчитан темп падения давления при разработке Мурманского газового месторождения различными методиками.

     В работе представлен расчет на затраты по оснащению лаборатории по моделированию процесса разработки газового месторождения, на закупку программных средств и обеспечения. Рассмотрена профилактика безопасности для работы в лаборатории и мероприятия для профилактики безопасности в области охраны окружающей среды.

     Иллюстраций - 22, таблиц – 6.

     Все расчеты, представленные в дипломной работе, выполнены в компьютерной среде Mathematica 9.0, а графические приложения в программе AutoCAD.































СОДЕРЖАНИЕ

Введение............................................................................................................................

6

Глава 1. Геолого-географическая часть.........................................................................

8

1.1 Характеристика района месторождения..................................................................

8

	1.2 Характеристика продуктивных горизонтов и условия залегания.........................

9

Глава 2. Методы подсчета запасов газа и нефти...........................................................

16

2.1.Сущность объемного метода подсчета начальных балансовых запасов газа и нефти.................................................................................................................................



16

2.2. Способы определения средних значений параметров объемного метода.........

21

2.3. Основные этапы подсчета запасов нефти и свободного газа объемным методом.............................................................................................................................



21

2.4. Подсчет запасов свободного газа методом падения давления.............................

22

Глава 3. Расчетная часть..................................................................................................

29

3.1 Проведение экспериментальных измерений при истечении газа из резервуара.........................................................................................................................



29

3.2 Расчет скорости истечения газа из резервуара.......................................................

33

3.3. Расчет темпа падения давления при разработке Мурманского газового месторождения.................................................................................................................



36

Глава 4. Экономика и организация производства.....................................................................................................................



39

4.1. Расчет стоимости предоставленного программного обеспечения......................

40

4.2. Расчет стоимости аппаратных средств...................................................................

41

4.3. Стоимость расходных материалов..........................................................................

41

4.4. Техническое обслуживание......................................................................................

41

4.5. Стоимость оборудования рабочего места оператора ПК......................................

42

4.6. Итоговая стоимость оборудования..........................................................................

42

Глава 5. Охрана труда. ....................................................................................................

43

5.1 Анализ опасных и вредных производственных факторов в лаборатории..........

43

5.2 Разработка технических и организационных мероприятий по снижению опасных и вредных производственных факторов на обслуживающий персонал лаборатории......................................................................................................................







44

5.2.1 Требования по оборудованию и его размещению...............................................

44

5.2.2 Требования к рабочим местам...............................................................................

45

5.2.3 Требования к технологическим процессам..........................................................

46

	5.3 Обеспечение работников средствами защиты........................................................

49

	5.3.1 Порядок допуска к работе......................................................................................

49

	5.4 Обеспечение пожарной безопасности......................................................................

51

	5.4.1 Причины пожаров...................................................................................................

51

	5.4.2 Технические и организационные предприятия по профилактике и тушению пожаров.............................................................................................................................



51

6. Экология и защита окружающей среды и недр. ......................................................

52

6.1. Оценка воздействия на атмосферный воздух. ......................................................

53

6.2. Оценка воздействия на морскую среду. ...............................................................

53

6.3. Оценка воздействия на окружающую среду при обращении с отходами производства и потребления...........................................................................................



55

6.4.1. Воздействие шума..................................................................................................

56

6.4.2. Воздействие вибрации...........................................................................................

56

6.4.3. Воздействие теплового излучения.......................................................................

56

6.4.4. Воздействие электромагнитного излучения.......................................................

57

6.5. Оценка воздействия на геологическую среду........................................................

57

Заключение.......................................................................................................................

60

Список используемой литературы.................................................................................

61













Введение



Российская Федерация обладает крупнейшим по площади шельфом в мире, большая часть которого  приходится на арктическую зону. Результаты геологических исследований говорят о больших запасах нефти и газа на шельфе. Основной проблемой освоения выступает удаленность перспективных структур от районов с развитой инфраструктурой, сложные климатические и метеорологические условия, короткий период отсутствия льда. Реализация нефтегазовых проектов в Арктике потребует применения новых технологий и потребует огромных капиталовложений. Необходимость достижения максимальной рентабельности разрабатываемых месторождений повышает требования к техническим проектам. Потребуется детальная проработка данных промысловых исследований, применение наиболее достоверных математических и физических моделей. Целью этих работ является обеспечение максимальной нефте - и газоотдачи залежи.

    Решение проблемы рациональной разработки газового месторождений требует, прежде всего, научного понимания условий, в которых происходит разработка газоносного пласта, а также физических явлений и законов, определяющих процесс эксплуатации залежи.

     Особые природно-географические условия в районе работ потребуют применения принципиально новых технологий. Так для обеспечения круглогодичной эксплуатации платформы и транспорта газа в условиях повышенных ледовых нагрузок и небольшие глубины впервые в мировой практике были созданы специализированные челночные танкеры ледового класса. 

     В рамках данной работы предпринята попытка оценки изменения пластового давления. Это позволит максимально использовать пластовую энергию без дополнительных экономических затрат на первом этапе. Положительные результаты от реализации проекта в будущем, несомненно, послужат отличным стимулом для отечественных и иностранных нефтегазовых компаний для разработки арктического шельфа Российской Федерации.































































Глава 1. Геолого-географическая часть



1.1. Природно-климатические условия



Климат района морской, арктический, но с особенностями, обусловленными ответвлениями теплого течения Гольфстрим.

Зима продолжительная, лето короткое. Самые холодные месяцы февраль-март со средней температурой воздуха минус 8-9 0С.

Климат характеризуется большой влажностью-до 80-90 %, облачностью и устойчивыми ветрами. Ветровой режим в течении года неустойчив. Зимой преобладают южные и юго-западные ветра силой 3-5 баллов, нередко до 6-7 баллов, повторяемость до 55 %. Весной основание направление ветров северо-западное и северо-восточное, летом – северные и северо-восточные ветра до 3-5 баллов, повторяемость -15-30%.

Наибольшее количество штормов силой 5-6 баллов наблюдается с сентября по март (5-6 случаев в месяц). Наиболее спокойным в штормовом отношении является летний период – с июня по август (1-2 случая в месяц). Штили и слабое волнение имеют среднемесячную повторяемость 20-30 %.

По многолетним данным Ю-3 часть Баренцева моря даже зимой свободна ото льда, в восточной части моря льды появляются в октябре, очищение ото льда происходи в мае-июне. Снег возможен в любое время года, кроме июля и августа.                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                           

Режим течения складывается из постоянных и приливно-отливных течений. Наиболее значительным постоянным течением является Нордкапское, охватывающее южную часть Баренцева моря. Скорость его 0,1-0,3 узла.

Приливно-отливные течения имеют полусуточный характер. В среднем приливно-отливная фаза длится 12 часов 30 мин. Средняя величина приливов колеблется от 2 до 4 метров, максимальная-6 метров. Скорость приливно-отливных течений от 1,5 до 2,0 узлов.

Летние северо-восточные ветры приносят густые и частые туманы. Число туманных дней в июле-августе достигает 10 в месяц. Наибольшая повторяемость  туманов (15-20%) отмечается в июле-августе, наименьшая- (1-2 %)в декабре-январе. В остальные месяцы повторяемость туманов составляет 10-15%. Ближайшие якорные стоянки расположены в Кольском заливе, губах Териберская, Чешская, у о. Колгуев. 



1.2 Характеристика продуктивных горизонтов и условия залегания



Вопросы разработки надежных технологий освоения месторождений на шельфе Арктики являются важными из-за значительных выявленных здесь запасов УВ. Есть своя специфика освоения арктических месторождений, и важно использовать уже имеющейся опыт [7].

При разработке ряда месторождений суши проявляются техногенные процессы, в частности просадка поверхности вследствие снижения пластового давления. В ходе освоения морских месторождений это также важно учитывать, так как возможны осложнения[7]. 

Месторождение открыто в 1983 г. Оно расположено в южной части Баренцева моря, в независимой зоне и имеет определенное стратегическое значение, так как находится относительно близко от Мурманска, в незамерзающей части Баренцева моря (рис. 1.2.1.). На протяжении последних 10 лет не раз возникали предложения по освоению данного месторождения, одно из них было представлено на международной конференции РАО – CIS Offshore 2013 [7].

Сложность освоения Мурманского месторождения связывают с условиями морских глубин, с достаточно большим расстоянием до берега и, соответственно, с установкой добычных платформ, а также с возможными осложнениями из-за прохождения неконсолидированных ледовых полей.



Рисунок 1.2.1. Мурманское газовое месторождение в Баренцевом море.

В тектоническом отношении рассматриваемое месторождение расположено в юго-западной бортовой части Южно-Баренцевской синеклизы [3]. На месторождении пробурено 9 скважин, максимальная глубина одной из них (скв. 24) составила 4373 м. Промышленная газоносность здесь связана с отложениями среднего и нижнего триаса. Выделены 4 продуктивных горизонта. Средняя глубина залегания продуктивных пластов составляет 2500–2750 м. Пласты характеризуются невыдержанностью толщин, вплоть до выклинивания. Структурная карта по кровле верхнего продуктивного горизонта представлена на рис. 1.2.2., а геологический профиль на рис. 5 [7].

Продуктивные горизонты испытывались в шести скважинах. При испытании в 14 объектах опробования получены промышленные притоки газа. Максимальный дебит –4 740 тыс. м3/сут. на штуцере 22 мм, минимальный – 30 м3/сут. Газ сухой, метановый, низкоазотный, бессернистый, низкоуглекислый, с высокой теплотворной способностью [7].



Рисунок 1.2.2. Структурная карта по кровле I (верхнего) продуктивного горизонта.

Коэффициент аномальности пластового давления изменяется от 1,3 до 1,6. Запасы газа по залежам оценены в 120 млрд кубометров, что позволяет отнести данное месторождение к крупным. Сложное геологическое строение подтверждено данными интерпретации промысловых исследований скважин [4]. Мурманское газовое месторождение может осваиваться как с использованием ледостойких платформ, так и современных подводных технологий. При платформенном способе необходимо учитывать возможность сезонного прохождения ледовых полей в течение 2–х месяцев, с частотой 1 раз в 5 лет [7].

При разработке данного месторождения следует уделить внимание возможной неравномерной просадке дна моря в процессе его разработки и истощения. Оценка величин вертикального смещения дна моря важна, поскольку следствием этого смещения может быть разгерметизация заколонных пространств скважин, смятие и слом обсадных колонн, деформация трубопроводов, а также уменьшение клиренса добычной платформы до уровня досягаемости волн и возможный выход из строя крепящих якорей [7].



Рисунок 1.2.3. Геологический профиль по линии скважин 24-22-26

Расчеты просадки морского дна базируются на использовании имеющегося на данный момент геолого-промыслового материала. Математическая постановка данной задачи формулируется в рамках теории упругих деформаций. Предполагается, что величина смещения кровли продуктивного пласта равна смещению поверхности морского дна [7].

Месторождение является сложным, многопластовым по строению, поэтому с точки зрения разработки целесообразно выделить два эксплуатационных объекта, каждый из которых состоит из двух продуктивных пластов (см. рис. 1.2.3.). Первым в эксплуатацию целесообразно вводить эксплуатационный объект с давлением 47,7 МПа [7].

Далее, по мере снижения пластового давления, подключается второй эксплуатационный объект. Сводные данные по разработке приведены в таблице 1. [7].

Изменение проектных пластовых давлений при разработке залежей 

Мурманского месторождения по данным ООО «НИПИморнефть»

Таблица 1.2.1.

Год

Мурманское газовое месторождение



1 эксплуатационный объект (пласты 3+4)

2 эксплуатационный объект (пласты 1+2)



Pпл

Pзаб

Pуст

Pпл

Pзаб

Pуст

1

47.7

45.2

37.1

-

-

-

10

34.0

31.8

25.9

25.5

23.5

19.6

20

21.1

19.0

14.2

16.1

14.1

11.6

30

12.6

10.6

6.7

9.7

7.7

5.5



Литолого-стратиграфическая характеристика.

Проектный  литолого-стратиграфический разрез типовой разведочной скважины составлен с использованием данных бурения поисковых скважин.

При бурении разведочных скважин, предназначенных для разведки залежей верхнего структурного этажа, предполагается вскрыть четвертичные, неогеновые, меловые, юрские и триасовые отложения.

Четвертичные и неогеновые отложения представлены чередованием суглинков, супесей, песков с примесью гравийного материала кварца, кремней. Мощность-160 м.

Меловые отложения представлены в верхней части алеврито-песчано-глинистыми породами.

Алевриты серые и светло серые, с зеленоватым оттенком, глауконитовые, глинистые, известковистые, слюдистые, иногда горизонтально и косослоистые.

Пески серые, с зеленоватым оттенком, кварцевые, слабоотсортированные.

Глины серые, со слабым зеленоватым оттенком, тонкоотмученные, неизвестковистые, комковатые.

 Ниже отложения представлены циклично чередующимися пачками песчаников, алевролитов, глин. Встречаются маломощные плотные прослои известняков и мергелей.

Песчаники серые, с зеленоватым оттенком, тонкозернистые, кварцевые, известковистые, неслоистые крепкие.

Алевролиты серые, кварцевые, неравномерно известковистые, переходящие в неравномерно глинистые, нередко с обугленным детритом по наслоению.

Глины землисто-серые, неравномерно алевритовые неплотные, иногда глины коричневато-серые, заохренные, известковистые, участками сидеритизированные, крепкие. Мощность-1010 м. 

Отложения юрской системы в верхней части представлены преимущественно глинами темно-серыми, прослоями черными, слюдистыми по наслоению, неравномерно алевролистыми, иногда с прослоями алевролитов глинистых, слабоизвестковистых, неплотных.

Ниже преимущественное значение имеют пески и песчаники тонкозернистые, слюдистые, кварцевые, слабоглинистые. Встречается чередование пачек песков слабоглинистых, каолитовых с пачками слюдистых, неравномерно алезритистых.

Песчаники серые, тонкозернистые, алевристые, полимиктовые, слюдистые, рыхлые, с прослоями глин темно-серых до черных. Мощность-780.

Триасовые отложения представлены отложениями глин песчаников, алевролитов.

Глины серые, зеленовато-серые, в нижней части до перехода в красиоцветные, часто плотные, аргиллитоподобные, с линзами песчаников и алеврвлитов, встречаются прослои глинистых известняков.

Песчаники и алевролиты зеленовато-серые, неравномерно глинистые, сцементированные глинисто-известковистым цементом. Песчанистость увеличивается к низу.

Вскрываемая мощность отриасовых отложений-1250 м.

В таблице 1.2.2. приведен проектный разрез типовой разведочной скважины:

Таблица 1.2.2.

Система

Отдел

Интервал, м.

Мощность





от

до



Четвертичная и неогеновая

-

100

260

160

Меловая

верхний

нижний

260

1270

1010

Юрская

Верхний

Средний

нижний

1270

1750

1950

1750

1950

2050

480

200

100

Триасовая

Верхний

Средний

нижний

2050

2400

3000

2400

3000

3300

350

600

300



Нефтегазоносность.

При бурении разведочных скважин предполагается вскрыть следующие нефтегазоносные и перспективные комплексы:

Юрско-меловой перспективный комплекс;

Триасовый нефтегазоносный комплекс.

Юрско-меловой перспективный комплекс.

Отложения данного комплекса представлены мощной толщей терригенных отложений, достигающей площади 2000 м.

При бурении поисковых скважин № 21, 22 на Мурманской площади прямых признаков признаков нефтегазоносности в юрских и меловых отложениях не обнаружено.

Глава 2. Методы подсчета запасов газа

2.1. Сущность объемного метода подсчета начальных балансовых запасов газа и нефти.

Сущность объемного метода заключается в определении массы нефти или объема свободного газа, приведенных к стандартным условиям, в насыщенных ими объемах пустотного пространства пород-коллекторов залежей нефти и газа или их частей.

Величину этих объемов получают путем умножения горизонтальной проекции площади залежей нефти или свободного газа (F) на среднее значение вертикальной эффективной нефте(газо)-.насыщенной толщины пласта hн. эф,   на среднее значение коэффициента открытой пористости  kп.о и на среднее значение коэффициента нефтенасыщенности kн или газонасыщенности kг. При этом выражение F hн.эф определяет объем коллекторов залежи (ее части), F hн.эф kп.о — объем пустотного пространства пород-коллекторов, F h kп.о kн или F h kп.о kг — объемы пустотного пространства пород-коллекторов, насыщенных соответственно нефтью или свободным газом. Объемы пустотного пространства, насыщенные нефтью или свободным газом, можно получить путем умножения F hн.эф  на среднее значение коэффициента эффективной пористости. Для нефти коэффициент эффективной пористости hн. эф равен произведению kо.п  kн, а для газа — hп.эф — kп.о  kг которые рассчитываются по каждому однородному продуктивному интервалу пласта [2].

В пустотном пространстве пород-коллекторов, насыщенных нефтью, в пластовых условиях нефть содержит растворенный газ. Для приведения объема пластовой нефти к объему нефти, дегазированной при стандартных условиях, используется среднее значение пересчетного коэффициента 6, учитывающего усадку нефти [2].

С учетом этих параметров объем нефтяной залежи (ее части) .при  стандартных условиях  будет определяться  выражением

                                                                                           (2.1.1)

или

                                                                                             (2.1.2)

Умножив Vн. ст на среднее значение плотности нефти при стандартных условиях, получим начальные запасы нефти, содержащиеся в этой залежи или ее части:

                                                                                         (2.1.3)

или

                                                                                                (2.1.4)

Для приведения объема свободного газа, содержащегося в залежи (ее части), к стандартным условиям используется произведение барического Kp и термического Kt коэффициентов:

                                     (2.1.5)

где  — среднее начальное пластовое давление в залежи (ее части), МПа;  — поправка, обратно пропорциональная коэффициенту сжимаемости реальных газов Zo при давлении : =1/Z0;  — среднее остаточное давление, устанавливающееся в залежи, когда давление на устье добывающих скважин равно стандартному, МПа; —соответствующая  поправка на сжимаемость реальных газов, равная 1/ZOCT;  — давление при стандартных, условиях, равное 0,1 МПа; =273 К;  = 20°C;  —средняя температура в залежи в пластовых условиях, °С [2].

Значения коэффициента Z устанавливаются обычно по опытным кривым (рис. 2.1.1.).

Значения  получают интерполяцией к уровню центра тяжести залежей данных замеров глубинным манометром или манометрического давления на устьях скважин, приведенных к глубине кровли пласта с учетом веса столба газа:

                                                                              (2.1.6)

где  - манометрическое давление на устье закрытой скважины, МПа; е —основание натуральных логарифмов;  — относительная плотность газа по воздуху;  — глубина кровли пласта в скважине [2].

Среднее остаточное пластовое давление в залежи получают для условий глубины  на уровне центра тяжести залежи и стандартного давления на устье всех скважин.

                                                                                     (2.1.7)

Глубина залегания центра тяжести пластовой залежи с определенной долей условности принимается на уровне половины высоты залежи, а массивной — на уровне одной трети высоты залежи от газожидкостного контакта. При подсчете начальных запасов свободного газа в процессе поисково-разведочных работ и разработки залежи используются данные о начальных пластовых давлениях, полученные лишь в поисковых и разведочных скважинах до начала разработки. Этим определяется внимание, которое должно уделяться замерам пластового давления при геологоразведочных работах [2].





Рисунок 2.1.1. Зависимость коэффициента сверхсжимаемости газа.

Средние значения пластовой температуры  вычисляются по данным о замерах в скважинах и также приводятся к уровню центра тяжести залежей [2].

В соответствии с изложенным формулы для подсчета начальных запасов свободного газа залежи (ее части)    объемным методом имеют следующий вид:

                                                                                  (2.1.8)

                                                                                    (2.1.9)

Часть балансовых запасов нефти, которая может быть извлечена из недр, — извлекаемые запасы — определяется с помощью коэффициента извлечения :

                                                                                        (2.1.10)

Объемный метод можно считать практически универсальным для подсчета запасов любой залежи или ее части при любой степени изученности. Внешне он представляется довольно простым однако эта простота таит в себе множество проблем. Основные проблемы объемного метода заключаются в своевременном выявлении особенностей геологического строения залежи и объективном определении параметров, характеризующих, объем пустотного пространства, насыщенного нефтью или свободным газом [2].

Любая залежь представляет собой сложный объект. Его сложность обусловлена типом пустотного пространства пород-коллекторов и условиями залегания их в ловушке, типом самой ловушки характером насыщения пустотного пространства и его изменчивостью по площади и разрезу, взаимосвязанностью параметров, условиями залегания флюидов в недрах и т. п. По существу объективное выявление каждого из перечисленных факторов представляется проблемой, которая нередко усложняется недостаточностью и низким качеством фактических данных. Поэтому процесс изучения залежи идет непрерывно с момента ее открытия до завершения разработки. Тем самым первоначально созданные представления о строении залежей в виде статических моделей постоянно совершенствуются, а иногда и в корне меняются [2].

Совершенствование статических моделей происходит в результате как увеличения объема наблюдений, так и привлечения новых методов исследования и рационального комплексирования их с другими применительно к условиям каждой стадии геологоразведочных работ и разработки залежей. Чем ниже стадия изученности залежи или проще ее строение, тем проще модель и применяемый вариант объемного метода. С повышением степени изученности они усложняются. Именно этим обусловливается многовариантность объемного метода. Каждому варианту присущи свои способы определения объемов пород-коллекторов, объемов пустотного пространства, насыщенного нефтью или газом, способы определения средних значений параметров по скважинам, подсчетным объектам или залежи в целом и т. п [2].

	

	

	2.2. Способы определения средних значений параметров объемного метода

При подсчете запасов нефти и свободного газа объемным методом используются различные способы расчета средних значений параметров:

среднего арифметического;

средневзвешенного;

средневзвешенного по эффективной нефте (газо) насыщенной толщине;

средневзвешенного по площади;

средневзвешенного по объему (пород-коллекторов; пустотного пространства пород-коллекторов; пустотного пространства пород-коллекторов, насыщенного нефтью или свободным газом) [2].

Возможность применения каждого из этих способов определяется степенью изученности залежей и объемом фактических данных, характером расположения скважин по площади залежи, наличием или отсутствием взаимосвязи между параметрами и закономерностей изменения их по площади, степенью однородности пластов-коллекторов и характером статистического распределения параметров [2].



2.3. Основные этапы подсчета запасов нефти и свободного газа объемным методом



На любой стадии изученности залежей процесс подсчета запасов нефти и свободного газа объемным методом включает три этапа последовательных работ [2]:

	1.детальную корреляцию разрезов скважин с целью выделения в разрезе литолого-стратиграфического комплекса нефтегазоносных горизонтов, пластов, пропластков и  непроницаемых разделов между ними, а также   прослеживание   их по площади, залежи;

	2.выделение типов коллекторов и определение  параметров пласта и насыщающих его флюидов по пластовым пересечениям в скважинах; на этом этапе в каждой скважине выделяются эффективные и эффективные нефте(газо) насыщенные толщины пласта, определяются коллекторские свойства пластовых пересечений.

	нефте(газо) насыщенность, отметки ВНК и ГВК, параметры нефти в пластовых и поверхностных условиях, начальные пластовые давление и температура;

	3.построение статической модели и подсчет запасов в соответствии со степенью изученности залежи; этим этапом предусматривается обоснование отметок ВНК и ГВК залежи в целом, обоснование и выделение границ залежи и подсчетных объектов и их геометризация, выбор варианта объемного метода и обоснование параметров подсчета; обоснование границ категорий запасов и составление подсчетного плана, подсчет балансовых (или забалансовых) запасов по каждому подсчетному объекту и залежи в целом.

Вопросы детальной корреляции разрезов, выделения типов коллекторов и определения параметров пласта и насыщающих его флюидов подробно рассмотрены в дисциплинах «Нефтегазопромысловая геология» и «Геофизические исследования скважин». В данном учебнике основное внимание уделяется предмету исследований на третьем этапе применительно к коллекторам и залежам различных типов и к разным стадиям изученности залежей.



2.4. Подсчет запасов свободного газа методом падения давления



Подсчет запасов свободного газа методом падения давления  основан на использовании зависимости между количеством газа, отбираемого в определенные периоды, и падением пластового давления в залежи. Считается, что для газовых залежей, работающих на газовом режиме, эта зависимость постоянна во времени, т. е. количество газа, добываемого при снижении пластового давления на 0,1 МПа, постоянно в процессе всего срока эксплуатации залежи:

                                                       (2.4.1)

где  и  — добытое количество газа соответственно на вторую и первую даты, м3; ,—соответствующие первой и второй датам пластовые давления в залежи, МПа; , — поправки на сжимаемость газа соответственно при давлениях  и  обратные коэффициенту сжимаемости Z, т. е.  =l/Z.

В соответствии со сказанным начальные запасы свободного таза будут определяться по формуле

                                                (2.4.2)        

где  — начальное пластовое давление в залежи, МПа; — соответствующая ему поправка на сжимаемость.

Если замеры отборов  и давления р ведутся с самого начала разработки, то формула (2.4.2) может быть записана в более простом виде:

                                                                             (2.4.3)

По существу метод падения давления основан на принципе материального баланса. Исходя из постоянства объема пор, занятых газом как при давлении , так и при любом текущем для газового режима давлении  Ф. А. Гришин уравнение материального баланса представляет в виде [2].

                                                                                           (2.4.4)

где Qri — накопленная добыча газа при снижении в ней пластового давления от р0 до pi, м3  — объемный коэффициент газа при р0, равный 0,000352 (Tо/ р0) Z0;  —то же, при рi: ; To ,Ti — абсолютная температура залежи соответственно при р0 и pi.

Произведя подстановку значений v0 и v в формулу (2.4.4), при условии, что  =l/Z, получим

         (2.4.5)

Так как температура пласта в процессе разработки практически не меняется, отношение , а формула (2.4.5) примет вид (2.4.3).

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

                        (2.4.6)

                                                  (2.4.7)

где  — остаточное давление в залежи при давлении на устье 0.1 МПа;  — соответствующая давлению  поправка на сжимаемость.



Рисунок 2.4.1. Примеры зависимости  для газовой залежи (по Ю. П. Коротаеву, С. Н. Закирову). 1-4-упруговодонапорный режим при реальных темпах разработки; 5-газовый режим и бесконечно высокие темпы разработки при упруговодонапорном режиме.



Рисунок 2.4.2. Изменение темпов отбора газа  из залежи в процессе разработки(1) и зависимость   для газового (2) и упруговодонапорного (3) режимов (по Ю. П. Коротаеву, С. Н. Закирову).

Метод падения давления применим на залежах, работающих на газовом режиме. Поскольку он позволяет определять запасы дренируемого объема, то непременным условием отнесения подсчитанных запасов к начальных балансовым является вовлечение в разработку всего объема залежи [2].

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 5—10% 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 [2].





Режим газовой залежи устанавливается с помощью графика, построенного в координатах . Если фактические точки образуют прямую, то в залежи проявляется газовый режим. Продолжив прямую до пересечения с осью Qг, получим начальные запасы свободного газа в залежи (рис. 2.4.1), приведенные к стандартным условиям.

Внедрение воды в залежь отражается в постепенном уменьшении угла наклона прямой вследствие замедления темпа падения приведенного среднего пластового давления (рис. 2.4.1). Однако бывают случаи, когда работа залежей на упруговодонапорном режиме   характеризуется   прямолинейной   зависимостью.   Как   показали Ф. А. Требин и В. В. Савченко, ее прямолинейность обусловлена соответствующим изменением темпа отбора газа (рис. 2.4.2.). Поэтому по каждой залежи должен проводиться комплекс исследований по контролю за внедрением воды в залежь. Он включает наблюдения за изменением давления в пьезометрических скважинах. Снижение в них начального пластового давления свидетельствует о распространении воронки депрессии за границы залежи [2].

Для контроля за подъемом ГВК на крупных месторождениях бурят контрольные скважины, в которых периодически проводятся геофизические исследования НГМ [2].

В процессе разработки газоконденсатных месторождений Краснодарского края применялся гидрохимический метод контроля за режимом залежи, причем Г. В. Россохиным и др. было 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 [2].

На месторождениях Краснодарского края также установлено,, что обводнению некоторых скважи.......................