Способ определения запасов природного газа глубокозалегающей газоконденсатной залежи, разрабатываемой в режиме истощения Советский патент 1990 года по МПК E21B43/00 

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

Целью изобретения является определение запасов газа при отсутствии замеров пластового давления.

Сущность спосбба заключается в том, что одновременно с падением давления в газоконденсатной залежи происходит ретроградная конденсация, т.е. выпадение части конденсата из подвижной газовой фазы в неподвижную жидкую фазу. Соответственно в добываемой продукции уменьшается текущий выход конденсата, т.е. отношение добычи конденсата к добыче газа за некоторый период времени. При этом с увеличением накопленного отбора скорость изменения выхода конденсата уменьшается. Следовательно, изменение выхода конденсата может, помимо давления, свидетельствовать о степени выработанности запасов. Логарифм выхода конденсата уменьшается линейно с увеличением накопленного отбора природного газа, т.е.:

01

сд

со

& ел

оь

InK InK 0 + Q tg oC,

(D

де К - текущий выход конденсата; К0 - начальный выход конденсата; Q - накопленный отбор природного

газа, м3;,

tg el- тангенс угла наклона прямолинейной зависимости натурального логарифма выхода конденсата от накопленного отбора природного газа, . $ В формуле () единицы измерения и К0 могут быть выбраны произвольно, но должны быть одинаковы (наприер, г/м3 и г/мэ).

Из формулы О) получаем выражение, 15 связывающее конечный коэффициент кон- денсатоотдачи залежи и запасы природного газа.

Текущий выход конденсата равен

К-К.е. (2) 2° При полном извлечении природного

газа из залежи общая добыча конденса- та равна

f 25

QK JKdQ jK0e dQ

V (.«

где Q K - общая добыча конденсата; зо V - запасы природного газа, м3.

Запасы конденсата связаны с запасами природного газа следующим образом:

VK - K0 V, (4) где V - запасы конденсата.

Тогда конечный коэффициент конден- сатоотдачи равен

35

или

k JL VK K™V (e 1)

iV

---7НЕГсГ ° e (5)

где ч конечный коэффициент конден- сатоотдачи.

Конечный коэффициент конденсато- отдачи можно определить по результатам дифференциальной конденсации пробы пластового газа или рассчитать.

Таким образом, зная входящие в формулу (3) значения и tg d, можно определить запасы природного газа V.

На чертеже показан пграфик зависимости текущего выхода конденсата (К) от накопленного отбора природного газа (Q).

Предложенный способ осуществляют следующим образом.

Строят график зависимости In К от накопленной добычи газа Q по имевшимся (не менее чем двум) замерам К. Проводят пярмую линию, наилучшим образом аппроксимирующую полученную зависимость. Определяют тангенс наклона прямой линии к оси абсцисс, выраженный в 1/м3. В случае наличия п точек tg o( можно определить по формуле

&,

tgcf fxv ----.-,

где

п-1&

(1пКг 1пК : ; te

(ZQi- )2;

П-I 501 П

Изобретение относится к разработке газовых месторождений. Целью изобретения является определение запасов газа при отсутствии замеров пластового давления. Указанная цель достигается тем, что на начальном этапе разработки газоконденсатного месторождения проводят замеры текущего выхода конденсата в различные моменты времени и соответствующий им накопленный отбор природного газа, определяют конечный коэффициент конденсатоотдачи залежи, строят график зависимости натурального логарифма текущего выхода конденсата от накопленной добычи газа, определяют тангенс угла наклона этой прямой и запасы газа определяют по формуле *98N = -1/V TGΑ^.(1-L^VTGΑ), где V - запасы природного газа, м³

TGΑ - тангенс угла наклона построенной прямой зависимости натурального логарифма выхода конденсата от накопленного отбора природного газа, м^-3

*98N - конечный коэффициент конденсатоотдачи залежи. 1 ил., 1 табл.

fxv

--i (In K. - --illn K.X21Q- - .)

П iM1П j: T D JL11

6X6,

1 По имеющимся данным определяют конечную конденсатоотдачу. Решают уравнение:

y-j-d-e-),

де у t;

х - искомая величина, определяемая путем вычисления (методом итераций) либо графически, как показано на чертеже.

Найдя х, определяем V по формуле

v - Z . tgef

6X6,

Полученное значение в м3 переводят в требуемую единицу измерения (млн.м, млрд.м3 и т.п.).

В качестве примера приведем данные по конкретному месторождению с подтвержденными запасами газа 22,2 млрд.м3 и объемными запасами стабильного конденсата 14,2 млн.м5.

В таблице приведены данные о динамике конденсатосодержания по этому s месторождению, а также значения In К b p/z.

Конечная конденсатоотдача равна ц 0, 17. Точки в координатах In К (liQp представлены на чертеже.

Согласно предлагаемому способу строят проходящую через эти точки прямую линию. Тангенс ее наклона равен tg о/ - 0,100952 1/млрд.м3. Получим уравнение для определения запасов газа V:

1

0,100952 V

-t.1So9S V

(1-е )

Обозначив х 0,100952 V, получим из графика на чертеже при у 0,, х 2,1.

Тогда V

М

0,100952 0,100952 20,8 млрд.м3 (ошибка 6%).

Формула изобретения

Способ определения запасов природ ного газа глубокозалегающей газоконден сатной залежи, разрабатываемой в режиме истощения, включающий осуществление не менее двух раз в различные моменты врамени замеров дебита газа, проведение расчетов по определению запасов газа путем построения графика, по оси абсцисс которого откладывается накопленный отбор природного газа, отличающийся тем, что, с целью определения запасов газа при отсутствии замеров пластового давления, дополнительно производят замеры текущего выхода конденсата, определяют конечный коэффициент кон- денсатоотдачи залежи, на графике по

оси ординат откладывают натуральный логарифм текущего выхода конденсата и по построенной прямой определяют тангенс угла наклона прямой зависимости натурального логарифма текущего выхода конденсата от накопленного отбора природного газа, запасы природного газа определяют из уравнения

10

ts

20

25

20

30

20

35

ъ