СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ЗАПАСОВ ПРИРОДНОГО ГАЗА ГАЗОКОНДЕНСАТНОЙ ЗАЛЕЖИ Российский патент 1996 года по МПК E21B43/00 

Изобретение относится к разработке газовых месторождений, а именно к способам определения запасов природного газа газоконденсатной залежи, разрабатываемой в режиме истощения.

Известно несколько способов определения запасов природного газа. Они применяются на разных стадиях изучения месторождения, основаны на различных принципах и предполагают, как правило, определение множества параметров и выполнение нескольких операций. Так, для подсчета запасов газа на начальных стадиях изучения месторождения применяется объемный метод, который предусматривает определение геометрических размеров залежи, пористости пластов, их газонасыщенности и учет поправок на специфические условия нахождения газа в недрах. В процессе эксплуатации месторождения запасы могут быть пересчитаны методом падения пластового давления, основанным на постоянстве в период работы залежи на газовом режиме добычи газа при снижении давления на 0,1 МПа [1]
Предлагаемый способ определения запасов газа более прост в применении, не требует определения этих параметров, дает достаточно точный результат.

Наиболее близок по технической сущности к предлагаемому способ определения запасов природного газа по а.с. 1563656 [2] который также предусматривает замеры в различные моменты времени накопленного отбора природного газа. Для определения запасов по способу-прототипу требуются также дополнительные замеры текущего выхода конденсата на начальном этапе разработки залежи, определение конечного коэффициента конденсатоотдачи и тангенса угла наклона прямой, выражающей зависимость натурального логарифма текущего выхода конденсата от накопленного отбора природного газа.

Задачей изобретения является определение запасов природного газа газоконденсатной залежи при отсутствии замеров пластового давления. Задача решается только замерами дебита газа в различные моменты времени и расчетами накопленного отбора газа. Сущность способа заключается в том, что одновременно с падением давления в газоконденсатной залежи происходит вначале возрастание скорости отбора природного газа, а затем ее падение. При неограниченном времени разработки газоконденсатного месторождения эта скорость стремится к нулю. Следовательно, изменение накопленного отбора природного газа свидетельствует о степени выработанности запасов. Логарифм накопленного отбора природного газа уменьшается экспоненциально с увеличением времени эксплуатации газоконденсатного месторождения, т.е.

ln V(t) = lnV - β exp(-Kt^γ) (I)
где V(t) текущий накопленный отбор природного газа, млрд.м³;
V запасы газа газоконденсатной залежи, млрд.м³;
t время эксплуатации залежи, лет.

Безразмерные коэффициенты β, K и g характеризуют зависимость скорости накопленного отбора природного газа от времени эксплуатации залежи и определяются анализом по замерам накопленного отбора природного газа по методу наименьших квадратов в нелинейном случае [2]
Сумма квадратов ошибок для нелинейной модели имеет следующий вид:

где
a=lnV, y_i=lnV(t_i).

Чтобы найти МНК оценку , необходимо продифференцировать (2) по .

Это дает Р (в нашем случае Р=4) нормальных уравнений относительно :

где
n количество замеров накопленного отбора газа.

Частные производные будут иметь вид:




Более подробно система нормальных уравнений (3) будет
выглядеть следующим образом:




Таким образом, рассчитав ассимптотическое значение в зависимости [1] определяем запасы газа из соотношения
V=exp(b) (4).

На приведенном чертеже изображена зависимость логарифма накопленного отбора природного газа от времени эксплуатации залежи.

Способ осуществляется следующим образом. В различные моменты времени эксплуатации месторождения замеряют дебит и определяют соответствующий этим моментам накопленный отбор природного газа. Строят график зависимости логарифма накопленного отбора природного газа lnV(t) от времени эксплуатации залежи t. Проводят линию
ln V(t) = ln V-β exp(-Kt^g),
наилучшим образом аппроксимирующую полученную зависимость. Определяют асимптотическое значение построенной кривой, вычисляют экспоненту от полученного ассимтотического значения и получают запасы газа.

В качестве примера приводим данные по конкретному месторождению с подтвержденными запасами газа 22,2 млрд. м³ из описания изобретения к а.с. 1553656. В таблице приведены данные о динамике накопленного отбора природного газа ∑ V(t), а также значения lnV. Точки в координатах lnV-t представлены на чертеже. Согласно предлагаемому способу строят проходящую через эти точки кривую. Ее ассимптотическое значение равно 3,08648. Обозначив ассимптотическое значение через b, вычисляем запасы газа
V=e^b=21,9 млрд.м³ (ошибка 1,35%).

Способ может применяться для определения запасов газа газоконденсатных залежей, разрабатываемых в режиме истощения. ТТТ1

Изобретение относится к разработке газовых месторождений, а именно к способам определения запасов природного газа газоконденсатной залежи, разрабатываемой в режиме истощения, при отсутствии замеров пластового давления. Для этого при разработке газоконденсатного месторождения в различные моменты времени замеряют накопленный отбор природного газа и строят график зависимости натурального логаpифма накопленного отбора природного газа от времени эксплуатации месторождения. Затем определяют ассимптотическое значение построенной кривой, равное натуральному логарифму запасов природного газа. 1 ил. , 1 табл.

Способ определения запасов природного газа газоконденсатной залежи, разрабатываемой в режиме истощения, включающий замеры дебита газа в различные моменты времени и определение накопленного отбора газа с последующим построением графика, отличающийся тем, что при построении графика на оси абсцисс откладывают время эксплуатации залежи, на оси ординат натуральный логарифм значений накопленного отбора природного газа и определяют асимптотическое значение полученной кривой, а запасы природного газа определяют в соответствии с выражением
V e^b,
где V- запасы природного газа, млрд. м³;
е основание натурального логарифма;
b асимптотическое значение натурального логарифма накопленного отбора природного газа.