Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 [ 111 ] 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121 122 123 124

разведанности месторождения при малом числе скважин. Исследованиями показано, что если площадь газоносности достоверно не известна, то при выполнении условия (2) или (4) вместо соотношения (3) имеем

Здесь S - истинная площадь газоносности; 5„ - площадь газоносности, определенная на основе имеющейся информации о залежи {и заданная при моделировании).

Следовательно, выполнение условия (2) или (4) позволяет при недостоверном знании площади газоносности из соотношения (5) сразу определять искомый газонасыщенный объем порового пространства натурной залежи amhS.

Достоинство соотношений типа (2)-(3), (3)-(4), (2)-(5) состоит в том, что при соблюдении принимаемых допущений достаточно одноразовых расчетов на модельном пласте для определения запасов газа натурной залежи. Однако не во всех случаях удается получить соотношения, аналогичные приведенным выше. Это бывает затруднительно, например, при разновременном вводе скважин в эксплуатацию. В подобных случаях можно применять метод последовательных приближений.

Выполненные исследования и соответствующие расчеты позволяют рекомендовать проведение итерационного процесса по зависимостям S Фг - / (О ДЛЯ скважин натурного и модельного пластов.

Если зависимости 2 Ф/ = / (О Для натурной и модельной залежей не совпадают, следовательно, модельный пласт по своим параметрам не эквивалентен натурному. Пусть зависимость 2 Ф =/(0 Для модельного пласта располагается ниже, чем для натурного. Это означает, что параметр емкости модельного пласта amh занижен против среднего истинного значения параметра amh. В следующем приближении параметр amh следует принять ббльшим amh, использованного в расчетах предыдущего приближения.

Согласно методу последовательных приближений, значение параметра amh модельного пласта необходимо изменять до тех пор, пока не совпадут зависимости 2 Ф» = / (О Для скважин натурной и модельной залежей.

При использовании метода последовательных приближений необходимо добиваться совпадения не начальных, а конечных участков

зависимостей 2 Ф; = / (О Для натурной и модельной залежей, которые соответствуют отборам из залежи 1-1,5% от запасов газа. Эта необходимость связана с недостаточной точностью начальных участков зависимостей 2 Ф/ = / (О 119].

1 Вывод приводимых расчетных соотношений достаточно громоздок. Поэтому, а также в связи с тем, что подробный вывод их дан в работе [19], мы ограничиваемся здесь приведением конечных результатов. То же относится и к примерам расчета.

Легко видеть, что метод последовательных приближений не накладывает каких-либо ограничений на граничные условия по скважинам. Этот метод в равной мере применим для определения запасов газа залежей по данным эксплуатации скважин нри постоянных или переменных во времени дебитах или забойных давлениях, а также для определения запасов газа и однопластовых, и многопластовых месторождений, как нри известной площади газоносности, так и при недостаточной информации о ней и т. д.

Если при применении метода последовательных приближений имеется карта равных значений M/jig для натурного пласта, то ее необходимо использовать для расчета и задания переменных по площади модельного пласта электрических сопротивлений.

Подсчет запасов газа многопластовых месторождений (или залежей, представленных чередованием продуктивных пропластков) при единой сетке эксплуатационных скважин, например методом падения среднего пластового давления, связан со значительными трудностями. Например А. Л. Козлов и Е. Н. Храменков на основе проведенных расчетов приходят к выводу, что определять по падению давления суммарные запасы совместно разрабатываемых пластов, резко различающихся по проницаемости, не представляется возможным. Авторы полагают, что достоверный подсчет запасов газа можно провести лишь применив метод падения давления к каждому пласту в отдельности.

То обстоятельство, что рассматриваемая в данном параграфе методика определения запасов газа основывается на использовании данных об изменении во времени забойных давлений, позволяет рекомендовать ее для определения запасов газа многопластовых месторождений, разрабатываемых единой сеткой скважин. При разработке многопластовых месторождений единой сеткой скважин забойные давления против каждого пласта могут приниматься одинаковыми (при достаточно небольших расстояниях между пластами). Поэтому рассматриваемую методику определения запасов газа можно обобщать и применительно к многопластовым месторождениям. Однако при этом определяются суммарные запасы газа многопластового месторождения, так как в качестве модельного принимается однопластовое месторождение.

Зависимости изменения во времени забойных давлений в натурных скважинах дают информацию о сообщаемости или о несообщаемости пластов или пропластков. Поэтому даже при незнании деталей геологического строения многопластового месторождения запасы газа в нем определяются с учетом особенностей протекания фильтрационных процессов в многопластовых месторождениях.

Результаты проведенных исследований ноказьшают, что рассмотренную методику подсчета запасов газа можно эффективно применять на практике. Проверка методики на гипотетических залежах различных типов показывает ее высокую точность. Для большинства рассмотренных примеров погреншость в определении запасов газа не превышает 10% при отборе из залежи около 0,5-

1,5% запасов газа. При таких отборах практически снимается вопрос о возможном влиянии водонапорного режима на точность подсчета запасов газа.

Остановимся на вопросе о том, когда можно судить о равенстве определяемых запасов газа действительным запасом газа в пласте. При практическом использовании методики судить об отборе 0,5- 1,5% запасов можно лишь тогда, когда известны истинные запасы газа. В связи с этим рекомендуется следующий подход к решению интересующей нас задачи.

Согласно проведенным исследованиям, начиная с некоторой суммарной величины отбора газа из месторождения, погрешность определения запасов газа остается практически неизменной (рис. 101).

70 00

40 20

О.г 0,4 0.6 0,8 1,0 Отбор газа, % от запасов

1,2 1,4

Рис. 101. Зависимость погрепшости определения запасов газа от суммарного отбора из месторождения при различном числе эксплуатационных скважин [19]

Число скважин! 1 - пять; 2 - десять; 3 - двадцать

Это равносильно стабилизации отношения времен t и f„ с увеличением отбора газа. Следовательно, равенство (или близость) отноше-

ния - ДЛЯ различных величин 2 Ф/ = ( S показывает, что

из соотношения (3) или (5) можно определить искомые значения параметра емкости amh или газонасыщенного объема порового пространства amh.

Другой подход заключается в расчете параметра amh или amhS (следовательно, и запасов газа) на разные даты с использованием метода последовательных приближений. Получение сходящихся результатов по величинам amh или amhS означает, что дальнейшая эксплуатация залежи уже не уточнит размера определяемых запасов газа.

Отметим еще два интересных факта.

1. Ошибки в определении и задании параметра проводимости модельного пласта не оказывают существенного влияния на погрешность в подсчете запасов газа. Это означает, что степень достовер-