Формула объемного метода подсчета запасов газа. Параметры, входящие в формулу подсчета

Первоначальное содержание газа в коллекторе при расчете запасов по объмному методу может быть определено на основе изучения гело-х,физич-х,химич-хособенностей характеризующих газовое местор.

V=F*h*m*f(Po*αo-Pk*αk)β г*η

V-извлекаемые запасы газа на дату расчета, м3

F-S залежи в пределах продукт контура газоносности, м2

h- мощность пористой части газоносного пласта,м

m-коэф пористости

f-поправка на t для приведения объема газа к стандартной темпе

f= T+tст/T+tпл

tст=20,T=273

Ро- начальное пластовое давление(опред глуб монометром или на устье скв после с переч к забою)

Рк-кон давлен в залежи(=0.1МПа)

αo, αk- поправ коэф для Ро и Рк на отклон УВ газов от закона Бойля-Марриота

αo=1/Z

Z-коэф сжимаемости газа

β-коэф газонасыщ пород определ по керну

η-коэф газоотдачи

Понятие ГНК и ГВК. Что такое внутренний и внешний контур ГВК? Что такое ЧГЗ, ГНЗ, чем они отличаются?

В залежи выделяется:

Кровля – граница пород-коллекторов нефтяного, или газового пласта с перекрывающими их породами-флюидоупорами.

- Подошва - граница пород-коллекторов нефтяного, или газового пласта с подстилающими их породами-флюидоупорами. Если залежь находится в массивном природном резервуаре, или пласт заполнен нефтью или газом не на полную мощность, подошвой служит граница нефти или газа с водой.

Газоводяной контакт (ГВК) - граница раздела свободного газа и воды в газовой залежи. Газоводяной контакт может быть горизонтальным и наклонным. Для точного определения поверхности газоводяного контакта проводятся комплексные исследования: электрический, радиоактивный и акустический каротаж, изучение кернов, промысловые испытания скважин.,

Газонефтяной контакт (ГНК) - поверхность, разделяющая в нефтяной залежи нефть и газ, находящийся в свободном состоянии в виде газовой шапки. Поверхность газонефтяного контакта условна, т.к. между газовой и нефтяной частью залежи имеется переходная зона смешанного нефтегазонасыщения, толщина которой обычно невелика. Во многих случаях поверхность газонефтяного контакта не горизонтальна, что обусловливается неоднородностью коллекторов продуктивного пласта, условиями формирования газонефтяной залежи или наличием регионального движения вод в пластовой водонапорной системе, к которой приурочена залежь. Для наблюдения за

перемещением газонефтяного контакта в процессе эксплуатации залежи периодически строятся карты поверхности газонефтяного контакта.

Линию пересечения поверхности с кровлей пласта называют внешним контуром газоносности. Линию пересечения поверхности газонефтяного раздела с подошвой пласта - внутренним контуром газоносности.

Газонефтяная зона (ВНЗ) – часть пласта, которая даёт приток нефти с газом.

Чисто газовая зона (ЧНЗ) – часть пласта, содержащая в себе чистый газ.

30. Формула объемного метода подсчета запасов газа. Состав углеводородного газа. Коэффициент газонасыщенности, его отличия от коэффициента нефтенасыщенности.

V=F*h*m*f(Po*αo-Pk*αk)β г*η

V-извлекаемые запасы газа на дату расчета, м3

F-S залежи в пределах продукт контура газоносности, м2

h- мощность пористой части газоносного пласта,м

m-коэф пористости

f-поправка на t для приведения объема газа к стандартной темпе

f= T+tст/T+tпл

tст=20,T=273

Ро- начальное пластовое давление(опред глуб монометром или на устье скв после с переч к забою)

Рк-кон давлен в залежи(=0.1МПа)

αo, αk- поправ коэф для Ро и Рк на отклон УВ газов от закона Бойля-Марриота

αo=1/Z

Z-коэф сжимаемости газа

β-коэф газонасыщ пород определ по керну

η-коэф газоотдачи

β-коэф насыщения пласта нефтью(коэф нефтенасыщения) (определение производ по данным узучения образцов пород,взятых в спец скв,вскрывающих пласт с применением раствора на нефтеной основе,либо при помощи косвенных методов. Для определения нефтенасыщенности пород используют данные геофиз-ки,т.к м/у удельн сопрот и нетенасыщ существует связь,выражающая в том что для одного и того же коллектора при прочих равных условиях с увеличение нефтенас пласта повышаеться уд сопр.

Для определения газонасыщ можно пользоваться графиком,позволяющим определить эффективную пористость,т.е произведение β г*m(с учетом содержания связанной воды)

Составные части газов смеси являтся: метан этан пропан бутан CO₂, N₂воздух

Формула объемного метода подсчета запасов газа. Определение и формула коэффициента сжимаемости газа. Формула поправки на сжимаемость углеводородного газа a, методы ее определения. Барический коэффициент в формуле объемного подсчета запасов газа.

V=F*h*m*f(Po*αo-Pk*αk)β г*η

V-извлекаемые запасы газа на дату расчета, м3

F-S залежи в пределах продукт контура газоносности, м2

h- мощность пористой части газоносного пласта,м

m-коэф пористости

f-поправка на t для приведения объема газа к стандартной темпе

f= T+tст/T+tпл

tст=20,T=273

Ро- начальное пластовое давление(опред глуб монометром или на устье скв после с переч к забою)

Рк-кон давлен в залежи(=0.1МПа)

αo, αk- поправ коэф для Ро и Рк на отклон УВ газов от закона Бойля-Марриота

αo=1/Z

Z-коэф сжимаемости газа

β-коэф газонасыщ пород определ по керну

η-коэф газоотдачи

Z-коэф сжимаемости газа

Z={PV/RT}

a=1/Z

для определения отклонения природного газа от закона Бойля-Мариотта при температуре 15грС получается так же выражение

n=2.26p(m+4e+8d+3e+5.5s+0.22l)/1000

n-отклонение %

p-манометрич абсолютн давл m-метан e-этан d-пропан s-сероводор l-воздух с- углекислота

подсчитав по характеру компонент-го состава газа велич n, подставляют в объемн формулу поправку

a=1+(n/100)

при высоком содержании тяж углеводо-в и при абсолютн давлении больше 100 кГ/см2 получаемые по формуле величины отклонений значительно отличаются от действительных, в этом случае приведенной формулой пользоваться не следует и рекомендуется определять сжимаемость опытным путем в лаб-и.

32. Формула объемного метода подсчета запасов газа. Температурный коэффициент. Рассчитать температурный коэффициент при Т_пл=100°С.

V=F*h*m*f(Po*αo-Pk*αk)β г*η

V-извлекаемые запасы газа на дату расчета, м3

F-S залежи в пределах продукт контура газоносности, м2

h- мощность пористой части газоносного пласта,м

m-коэф пористости

f-поправка на t для приведения объема газа к стандартной температуре

f= T+tст/T+tпл

tст=20,T=273

Ро- начальное пластовое давление(опред глуб монометром или на устье скв после с переч к забою)

Рк-кон давлен в залежи(=0.1МПа)

αo, αk- поправ коэф для Ро и Рк на отклон УВ газов от закона Бойля-Марриота