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

Принимается допущение о возможности проведения итерационного процесса по S Ф/ = / (О Для скважин натурного и модельного пластов. Тогда графическое сопоставление зависимости (4) с соответствующей зависимостью для натурного пласта позволяет ответить на вопрос о соответствии запасов модельной залежи запасам гааа в натурной залежи.

Если, например, оказывается, что на графике зависимость

2 Ф/ =/„ (О располагается ниже 2 Ф.- = / (0> это указывает

80000

60000

20000

8 Т 8 3 10 П 12 I 2 3 I, 5 6 1 8 S 10 и 12 I 2 3 5 6 1 8 Э W 1П2 1369Г imr 1911Г

время разработни, t, нес

Рис. 102. Последовательные приближения при определении запасов газа Совхозного месторождения

на заниженность запасов газа в модельном пласте по сравнению с истинными запасами газа в натурной залежи. В этом случае для проведения расчетов во втором приближении запасы газа модельной залежи увеличиваются на некоторую величину. Дальнейший порядок расчетов аналогичен расчетам первого приближения.

Процесс последовательных приближений продолжается до совпа-

/ п \ п

дения зависимостей 2 Ф/ =/м (О и 2ф=/(0> а следовательно,

Ум г-1

И запасов модельной и натурной залежей с погрешностью не более заданной.

По изложенной методике определены запасы газа Совхозного месторождения (Оренбургская область). Они оказались равными 15 млрд. м« 122].

п / " \

На рис. 102 представлены зависимости 2 Ф» = / (О 2 Фг =

1=1 \1-1 /м

~ /м (О Д1я различных приближений. Возрастающий во времени характер этих зависимостей связан с ростом в процессе разработки числа эксплуатационных скважин.

§ 6. Оценка запасов газа и параметра слабопроницаемой перемычки многопластового месторождения

В § 5 главы VII было показано, что изменение среднего пластового давления в залежах, разделенных слабопроницаемой перемычкой, описывается следующей системой уравнений:

-r--=--r---НРат(/доб(Г)-/axVnepV). (1)

h (pil

= + p„„, , it) + pQ„ (t); (2)

Qnv(t) = lgnep(t)dt; (3)

?пер(0 = Т[ф»(0-ф1(0]- (4)

Данная система уравнений учитывает обменные процессы и при наличии перетоков, например, по системам трещин. Параметр у характеризует фильтрационные сопротивления зоны перетока.

Для расчета запасов газа в I и II пластах воспользуемся идеей Е. М. Минского, использованной нри определении запасов газа двух взаимодействующих залежей, приуроченных к одной водонапорной системе.

Сложим уравнения (1) и (2). Получим

Ph«iQh1 [ Ph«2Qh2 . Pl (О и1йн1 [ Рг (О «2н2 [ » 2(pi) г0>2)

+ PгrQяоб lit)+p,rQ06 At). (5)

Уравнение (5) представим в виде:

Рн Р2 (t)

"iHi + а А2 --= РДоб+До» (6)

Рн Pl(<) Рн Pi(0

z(pi) гн z(pi)

Из уравнения (6) следует, что если промысловые данные о средних пластовых давлениях и добытых количествах газа обрабатывать в координатах

рн Р2(0

<?доб1(0 +<?доб2(0 „

Pljt) 2(P1)

(Рг) Pi{t)

z(Pi)

-7Г--FTT---P , 0/

TO В случае газового режима получаем точки, лежащие на прямой линии (рис. 103). При этом на оси ординат отсекается отрезок,

равный по величине а i, а тангенс угла наклона прямой равняется азнг- Следовательно, определив oQhi и

«282» устанавливаем значения начальных запасов газа в каждом пласте.

Как и для однопластовых месторождений, рассмотренная методика оценки запасов газа в пластах применима и для условий водонапорного режима, когда на момент проведения расчетов продвижение воды мало и слабо ощутимо.

После определения запасов газа по формуле (1) или (2) вычисляется зависимость изменения во времени суммарного количества перетекающего из пласта в пласт газа

Рис. 103. К определению запасов газа отдельных пластов и интегрального фильтрационного параметра слабопроницаемой перемычки

Qnep = Qnep (0.

Согласно (3) имеем, что дебит перетока

/,\ tqnep (О

Упер и; -

Численное или графическое дифференцирование (7) позволяет определить изменение во времени дебита перетекающего газа

9пер = ?пер(0- . .

С использование зависимостей ф = ф (/?), Pi = Pi (t), р = Pz (О определяются значения

Ф1=ф1(0; (10)

Ф2 = Ф2(0. (11)