Физико-химические свойства природных газов, необходимых при подсчете запасов

Дисциплина «СКАЖИННАЯ ДОБЫЧА И ПОДЗЕМНОЕ ХРАНЕНИЕ ГАЗА» Лекция №3 ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ПРИРОДНЫХ ГАЗОВ, НЕОБХОДИМЫХ ПРИ ПОДСЧЕТЕ ЗАПАСОВ Составил доцент, к.т.н., доцент кафедры «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»: Саранча Алексей Васильевич ТИУ (ТюмГНГУ) 1 Саранча А.В. После изучения материала данной лекции вы будете знать:  что такое уравнение состояние и как оно используется в газовой промышленности;  что такое коэффициент сверхсжимаемости газа;  по данным каких исследований определяется площадь газоностности;  как осуществляется подсчет запасов газа и какие параметры для этого необходимы;  какие виды поверхностной сейсморазведки существуют и в чем их отличия;  что такое эффективная толщина пласта, расчлененность, песчанистость, пористость и связанная вода. ТюмГНГУ 2 Саранча А.В. Молекулярная масса газовой смеси Одним из основных показателей, определяющих тип пластового флюида, является его молекулярная масса, она напрямую связана с его физическими свойствами, и по ней можно охарактеризовать состав природного газа, чем она больше, тем выше в нем концентрация углеводородов с большими молекулярными массами. Молекулярная масса жирного газа, газоконденсата, в пластовых условиях обычно больше, чем при нормальных поверхностных условиях, что связано с выпадением конденсирующихся, более высокомолекулярных углеводородов в пласте. В таблице ниже приведены диапазоны молекулярных масс классифицирующих углеводородные пластовые флюиды как сухие и жирные газы, газоконденсаты сухого и жирного газа, летучие нефти, нефти с высокой степенью усадки, нелетучие нефти и тяжелые нефти. Данные интервалы являются приблизительными, так как существуют некоторые исключения. показатели Жирный и сухой газ Молекулярная масса Цвет не более 20 бесцветный Доля С7+ ТИУ 0-1 Газоконденсаты Сухого Газа 20-25 Конденсаты жирного газа 25-40 Летучие нефти от желтоватого до прозрачного от оранжевого до желтого 1-6 6-12 от зеленоватого до оранжевого 10-30 30-60 Нефть с высокой степенью усадки 50-90 Нелетучая нефть от коричневатого до светлозеленого от коричневого до темно-зеленоватого 30-50 25-35 75-150 Тяжелая Нефть и гудроны более 150 черный Более 50 Саранча А.В. 3 Молекулярная масса газовой смеси В таблице приведены значения молекулярной массы смеси углеводородов и составы пластовых флюидов некоторых чисто газовых, газоконденсатных и нефтяных месторождений. Видно, что молекулярная масса больше у составов с преобладанием более тяжелых углеводородных компонентов. Месторождение тип Медвежье (Россия) Новопорто-вское (Россия) Юбилейное (Россия) Надымское (Россия) Ромашкинское (Россия) Рэли (США) Месторожде-ние Западного Техаса (США) Каннерли (Калифорния США) ТИУ тип флюида Молекуллярная CH4 масса 16,27 98,56 газовое сухой газ газовое жирный газ 18,60 газоконденсатное газоконденсатное нефтяное конденсат сухого газа конденсат жирного газа летучая нефть нефтяное нефть с высокой степенью усадки тяжелая нефть нефтяное нефтяное битуминозная нефть Состав газа, % объемные С2Н6 C3H8 С4Н10 С5H12+ СО2 N2 высшие 0,17 0,01 0,02 0,02 0,22 1,0 88,1 6,6 2,2 0,94 0,52 0,4 1,5 21,91 79,47 9,06 4,43 1,64 4,38 0,54 0,48 26,32 68,45 10,99 5,66 1,65 10,72 0,88 1,66 32,27 38,8 19,1 17,8 8 6,8 76,0 45,21 7,09 4,61 4,5 35,16 1,19 0,51 108,9 15,93 10,47 10,69 9,41 53,69 0,01 0,13 268,6 22,62 1,69 0,81 0,89 73,99 1,5 8 Саранча А.В. 4 Молекулярная масса газовой смеси В таблице ниже представлены молекулярные массы алканов, которые также могут быть определены по формуле: (3.1) М  12,011а  1,00794b где а – число атомов углерода; b – число атомов водорода. Молекулярная масса алканов Метан СН4 16,043 Химическая формула Молекулярная масса Этан С2Н6 30,070 Пропан С3Н8 44,097 Бутан С4Н10 58,124 Пентан С5Н12 72,151 Гексан С6Н14 86,178 Гептан С7Н16 100,20 Молекулярные массы неуглеводородных компонентов Химическая формула Молекулярная масса Углекислый газ СО2 44,010 Азот Сероводород Водяной пар N2 28,013 H2S 34,082 H2O 18,015 Если известен молярный состав смеси в процентах, то среднюю молекулярную массу можно определить по формуле: n М см  M y i 1 i 100 i у М  у2 М 2  ...  уn M n  1 1 100 (3.2) где у1, y2, …, уn – молярные (объемные) доли компонентов, %; М1, М2, …, Мn – молекулярные массы компонентов. 5 ТИУ Саранча А.В. ПРИМЕР РАСЧЕТА Одним из Пример расчета молекулярной массы. Определить молекулярную массу смеси на Медвежьем месторождении. Компонентный состав газовой смеси сеноманского продуктивного горизонта Медвежьего месторождения Месторождение Продуктивный горизонт Медвежье сеноманский СН4 С2Н6 98,56 0,17 Состав газа, % объемные С3Н8 С4Н10 С5Н12+ 0,01 0,02 0,02 СО2 N2 0,22 1 Решение. Для определения молекулярной массы смеси используем формулу (3.2): 16,043  98,56  30,07  0,17  44,097  0,01  58,124  0,02  72,151 0,02  44,011 0,22  28,016 1  100  16,27. М см  ТИУ Саранча А.В. 6 Молекулярная масса газовой смеси Упражнение 1. Определить молекулярную массу смеси газовых месторождений, представленных в таблице. Пример решения на предыдущем слайде. Месторождение Продуктивный горизонт Состав газа, % объемные СН4 С2Н6 С3Н8 С4Н10 С5Н12+ СО2 N2 1 Березовское П(юрский) 94,61 0,95 0,16 0,03 — 1,04 3,20 2 Бованенковское Сеноманский 96,44 1,44 0,17 0,14 0,06 0,18 1,61 3 Нурминское ТП21-26 92,40 1,72 0,62 0,11 0,07 0,99 4,09 4 Губкинское Сеноманский 96,95 0,47 0,07 — — 0,53 1,98 5 Заполярное Сеноманский 98,80 0,07 0,01 0,004 0,01 6 Комсомольское Сеноманский 96,37 0,22 0,03 0,01 — 0,49 2,88 7 Ямсовейское Сеноманский 95,0 0,08 0,006 0,01 — 0,3 4,6 8 Тазовское Сеноманский 98,68 0,06 0,003 0,01 — 0,39 0,86 9 Ямбургское Сеноманский 98,2 0,04 0,006 0,001 0,1 0,3 1,353 10 Уренгойское Сеноманский 99,05 0,06 0,01 – – 0,08 0,80 ТИУ 0,13 0,976 Саранча А.В. 7 Молекулярная масса газовой смеси Газовые смеси можно охарактеризовать не только молярными, но и массовыми концентрациями компонентов. Молярный и объемный составы газовых смесей примерно совпадают друг с другом, так как объемы 1 кмоля идеальных газов при одинаковых нормальных физических условиях (P=0,1013 МПа и Т=273 К) по закону Авогадро составляют 22,41 м3. Более точные значения молярных объемов алканов и неуглеводородных компонентов входящих в состав природных газов представлены в таблицах ниже. Молекулярный объем алканов Химическая формула Молекулярный объем 1 кмоля, м3 Метан СН4 22,36 Этан С2Н6 22,19 Пропан С3Н8 21,941 Бутан С4Н10 21,455 Пентан С5Н12 20,576 Гексан С6Н14 19,944 Гептан С7Н16 19,029 Молекулярный объем неуглеводородных компонентов Химическая формула Молекулярный объем 1 кмоля, м3 ТИУ Углекислый газ СО2 22,264 Азот Сероводород Водяной пар N2 22,403 H2S 22,190 H2O 20,845 Саранча А.В. 8 Молекулярная масса газовой смеси Пересчет молярных (объемных) концентраций компонентов газовой смеси в массовые и наоборот производится при помощи следующих формул: yM (3.3) gi  n i i - в массовых долях;  yi M i i 1 gi  yi M i  100 - в массовых процентах; n  yi M i (3.4) i 1 yi  yi  gi n g Mi  i i 1 M i gi 100 n g Mi  i i 1 M i - в молярных долях; (3.5) - в молярных процентах, (3.6) где gi – массовая доля i-го компонента; Мi – молярная масса i-го компонента. ТИУ Саранча А.В. 9 ПРИМЕР ПЕРЕВОДА ИЗ ОБЪЕМНЫХ В МАССОВЫЕ ДОЛИ Пример расчета. Пересчитать объемные процентные в массовые проценты на Медвежьем месторождении. Исходные данные представлены в примере расчета 1.1. Решение. Для определения массовой доли метана используем формулу (3.3): 98,56 16,043  98,56 16,043  0,17  30,07  0,01  44,097  0,02  58,124  0,02  72,151  0,22  44,011  1  28,016  0,9718  97,18% g метан  Таким образом, рассчитываются массовые доли всех входящих компонентов, значения которых представлены в таблице. Молярная доля, % Массовая доля, % ТИУ С1 С2 98,56 97,18 С3 С4 С5+ СО2 N2 0,17 0,01 0,02 0,02 0,22 1 0,31 0,02 0,07 0,08 0,59 1,72 10 Саранча А.В. Уравнение состояния для идеального газа Для определения многих физических свойств природных газов используют уравнение состояния – аналитическую зависимость между основными параметрами состояния газа (объем, давление и температура). Уравнением состояния идеальных газов называют уравнение Менделеева-Клапейрона или Клапейрона-Менделеева, которое впервые было получено Клапейроном, однако более удобный, усовершенствованный вид ему придал Менделеев, записав его в следующем виде: m PV  nRT  RT M (3.7) где Р – абсолютное давление, Па; V – объем занимающий газом, м3; n – число киломолей газа; m – масса вещества; М – молекулярная масса; Т – абсолютная температура, К; R – универсальная газовая постоянная, 8314,3 Дж/(кмоль∙К). Универсальная газовая постоянная – это работа расширения одного моля газа при нагревании на один градус при постоянном давлении. В системе СИ измеряется Дж/(моль·К) и равняется 8,3143, однако в формуле выше используется значение 8314,3, так как n измеряется в киломолях а не в молях. ТИУ 11 Саранча А.В. Критические параметры газа В прошлой лекции «Агрегатные состояния парафинов» уже давалось подробное объяснение критической температуры и давления, здесь только повторим определения. Критической называется такая температура, выше которой, при любом давлении, газ не может быть переведен в жидкое состояние. Давление, необходимое для сжижения газа при критической температуре, называется критическим. Критические параметры углеводородных (алканов) и неуглеводородных компонентов входящих в состав природных газов ТИУ 12 Саранча А.В. Критические параметры газа При известном составе газа, в котором содержание метана более 95 % критические параметры газовой смеси можно определить по правилу аддитивности: n Tкр  Т i 1 крi yi 100  Т кр1  y1  Т кр 2  y2  ...  Tкрn  yn 100 , [K] (3.8) n Pкр  P i 1 крi 100 yi  Pкр1  y1  Pкр 2  y2  ...  Pкрn  yn 100 , [МПа] (3.9) где у1, y2, …, уn – молярные (объемные) доли компонентов, %; Ткрi и Ркрi - критические температура и давление i – х компонентов смеси, К и МПа. При решении практических задач, не требующих высокой точности, псевдокритические параметры Ркр и Ткр с приемлемой погрешностью могут быть определены по формулам: Ркр = 4,892 – 0,013979Мсм, [МПа]; Ткр = 94,717+5,8997Мсм, [К], где Мсм – молекулярная масса газовой смеси, определяется по формуле 3.2. 13 ТИУ Саранча А.В. Приведенные параметры газа Приведенными параметрами называют безразмерные величины, показывающие, во сколько раз действительные параметры состояния газа (давление, температура, плотность, удельный объем) больше или меньше критических: Т пр.см ТИУ Т  , Т кр Рпр.см Р  . Ркр (3.10) 14 Саранча А.В. Коэффициент сверхсжимаемости газа m PV  nRT  RT M Уравнение Менделеева-Клайперона (уравнение состояния для идеальных газов) широко используется для решения многих практических задач, но для описания поведения природных газов во время добычи, переработки и транспортировки, при давлениях, намного выше атмосферного, в данное уравнение вводится коэффициент сверхсжимаемости газа Z, который учитывает отклонение реального газа от законов идеального: PV  ZnRT (3.11) где Z – безразмерный коэффициент сверхсжимаемости газа, который вводится в уравнение состояния идеального газа (уравнение Менделеева-Клапейрона), для того чтобы учитывать отклонение реального газа от законов идеального. Коэффициент сверхсжимаемости (зависит от давления, температуры и состава природного газа) может быть определен в лабораторных условиях, на пробах оторванных из скважин или, как это чаще бывает, получен расчетным путем с использованием корреляционных зависимостей. ТИУ 15 Саранча А.В. Определение коэффициента сверхсжимаемости графически по двум параметрам Методика определения коэффициента сверхсжимаемости газа по двум параметрам, является наиболее простой, и заключается в графическом определении Z по двум приведенным параметрам Рпр.см и Тпр.см. Эту методику можно использовать, когда природные газы содержат не более 2 % мольных высококипящих углеводородов С5+. Порядок определения Z следующий: 1) Находят критические параметры газовой смеси (Ркр и Ткр); 2) Рассчитывают приведенные параметры газовой смеси (Рпр.см и Тпр.см); 3) По графику Брауна-Катца представленному на рисунке справа определяют для рассчитанных Рпр.см и Тпр.см коэффициент сверсжимаемости газа Z. ТИУ Приведенное давление 16 Саранча А.В. Коэффициента сверхсжимаемости 0,85-0,87 Коэффициента сверхсжимаемости газа для сеноманских чисто газовых залежей с высоким содержанием метана более 95 %, в пластовых условиях (при пластовых давления около 10 МПа и температурах около 30 °С) равен значению в диапазоне от 0,85 до 0,87. При атмосферном давлении и температуре 20 °С равен единице. Соответственно, коэффициент Z для сеноманского газа изменяется от 0,85 до 1, в зависимости от давления и температуры при которых он находится. ТИУ 17 Саранча А.В. Определение коэффициента сверхсжимаемости расчетным путем Рассчитать коэффициент сверхсжимаемости газа при давлении P и температуре T можно по формуле: 𝑧 =𝐴+ 1−𝐴 + exp(𝐵) 𝐷, 𝐶 ∙ 𝑃пр (3.11.1) где параметры A, B, C и D определены по формулам 𝐴 = 1,39 ∙ 𝑇пр − 0,92 − 0,36 ∙ 𝑇пр − 0,101 𝐵 = 0,62 − 0,23 ∙ 𝑇пр ∙ 𝑃пр + 𝐶 = 0,132 − 0,32 ∙ lg 𝑇пр , −1 2 + 0,32 ∙ 𝑃 6 /109∙𝑇пр , 0,037 ∙ 𝑃пр пр (3.11.3) (3.11.4) 2 𝐷 = 100,3106−0,49∙𝑇пр+0,1824∙𝑇пр . ТИУ 0,066 − 𝑇пр −0,86 (3.11.2) (3.11.5) 18 Саранча А.В. КОЭФФИЦИЕНТ РАСШИРЕНИЯ И ОБЪЕМНЫЙ КОЭФФИЦИЕНТ ГАЗА В практике разработки месторождений используется уравнение состояния реальных газов для определения соотношений между объемами углеводородов в пластовых и поверхностных условиях. При подсчете запасов газа, геологи сначала оценивают его объем в пластовых условиях, а потом перечитывают какой объем он будет занимать на поверхности при стандартных условиях, этот объем и будет ставится на баланс государства. Для того чтобы сделать перерасчет используют коэффициент расширения газа Е или объемный коэффициент газа Вг. Эти коэффициенты между собой связаны следующим соотношением: E 1 ТИУ Вг . (3.12) 19 Саранча А.В. КОЭФФИЦИЕНТ РАСШИРЕНИЯ И ОБЪЕМНЫЙ КОЭФФИЦИЕНТ ГАЗА Коэффициент расширения газа Е – это безразмерный параметр, показывающий во сколько раз объем газа при стандартных условиях Vcт (Ратм=101325 Па и Тст=293 К) больше объема, который занимает этот газ в пластовых условиях Vпл. Vст объем n киломолей газа в стандартных условиях E  Vпл объем n киломолей газа в пластовых условиях Используя уравнение состояния реального газа, для стандартных условий (Ратм=101325 Па, Тст=293 К, Zcт=1), коэффициент расширения газа Е можно представить следующим образом: Vст Р  Т cт  Z ст P E   0,002892 . Vпл Ратм  Т  Z Z T ТИУ (3.13) 20 Саранча А.В. КОЭФФИЦИЕНТ РАСШИРЕНИЯ И ОБЪЕМНЫЙ КОЭФФИЦИЕНТ ГАЗА Коэффициент расширения и объемный коэффициент газа используется при подсчете запасов газовых месторождений приведенных к поверхностным стандартным условиям. Для этого используется следующее уравнение: Vг . з.г  Vг .ч. з  mот  (1  S в )  Ен.д  Vг .ч. з  mот  (1  S в ) / Вг , (3.14)  Ен.д – коэффициент расширения газа при начальном давлении и температуре на приведенной глубине залежи, которая соответствует горизонтальному сечению пласта, делящему массу газа, содержащемуся в этом пласте, пополам;  Vг.з.г – запасы газа в залежи, приведенные к стандартным условиям на поверхности Земли, м3;  Vг.ч.з – объем газонасыщенной части залежи, м3;  Vг.ч.з= F∙hэф= произведению площади газонасыщенной части залежи F на эффективную газонасыщенную толщину (мощность) hэф  mот – коэффициент открытой пористости, доли единиц;  Sв – коэффициент остаточной водонасыщенности, доли единиц На следующих слайдах, более подробно рассмотрим каждый из этих параметров и источники их получения ТИУ 21 Саранча А.В. ПЛОЩАДЬ ГАЗОНОСТНОСТИ Для определения площади газоносности F необходимы данные сейсморазведки (информация о глубинном строении осадочных толщ) и каротажные исследования разрезов скважин в около скважинном пространстве (информация о свойствах разбуренных пород, выявление продуктивных и перспективных на газ интервалов пород и оценки содержащихся в них запасов углеводородов или же водонасыщенных интервалов). Полученная информация дает представление о глубинном строении осадочных толщ, горизонтальном положении контактов ГВК и соответственно о контурах (площади F) газоностности, что позволяет составлять структурные карты и подсчетные планы, которые представляют собой карты глубин залегания кровли продуктивных пластов в абсолютных отметках. ГВК – газоводяной контакт ТИУ 22 Саранча А.В. ОЦЕНКА ОБЪЕМА ГАЗОНАСЫЩЕННОЙ ЧАСТИ На рисунке черным цветом представлен продуктивный газонасыщенный пропласток, коричневым непроницаемая кровля, синим законтурная вода. Красные линии – скважины, в которых в результате геофизических исследований были определены эффективная мощность и положение ГВК, а также геометрическая форма залежи, что позволяет дать приблизительную оценку какой объем имеет сама газонасыщенная часть залежи. ТИУ 23 Саранча А.В. СЕЙСМОРАЗВЕДКА . ОСНОВНЫЕ ТЕРМИНЫ И ПОНЯТИЯ Сейсморазведка – позволяет определить структуру залегания пород (геометрические формы) и местонахождения предполагаемых ловушек углеводородов путем «просвечивания» подземного пространства звуковыми волнами. Сейсморазведка не позволяет определить наличие углеводородов в предполагаемой ловушке. Наличие углеводородов может быть подтверждено только путем бурения поисковых скважин. Источником сейсмического сигнала на суше, излучающим в землю сейсмические волны служит «Вибросейс», представляющий собой большой гидравлический пресс-вибратор, смонтированный на грузовике таким образом, чтобы он мог производить колебания почвы заданной частоты и амплитуды. Приемниками сейсмического сигнала служат устройства регистрирующие сейсмические волны. На суше используют геофон – детектор, регистрирующий вибрации почвы в виде сейсмограммы, графика смещения поверхности от времени. Виды поверхностной сейсморазведки  Профильные 2D – источники и сейсмоприемники располагаются вдоль одной линии;  3D – источники и сейсмоприемники покрывают некоторую площадь;  4D – регистрируются различия в сейсмограммах нескольких 3D (или 2D) сейсмических исследований, проводимых на одной и той же площади (вдоль одного и того же профиля), но в разное время, с целью суждения о процессах и изменениях, произошедших за время между сейсмическими исследованиями. 24 ТИУ Саранча А.В. ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН Открытием месторождения считается, когда в поисковой скважине получен промышленный приток нефти и/или газа. После чего начинается разведочный этап. Составляется «Проект разведочного бурения», с целью разведки и уточнения геологического строения пластов месторождения, определения абсолютных отметок ВНК, ГВК, ГНК, а также оконтуривания углеводородных залежей. Для этих целей в пробуренных поисково-разведочных скважинах проводятся комплекс геофизических исследований скважин (ГИС), позволяющий определять положение контактов нефть вода, газ - вода, газ- нефть, т.е. нефте, газо или водонасыщенности, выявления коллекторов, количественного определения фильтрационно-емкостных свойств, а также эффективных нефте или газонасыщенных толщин продуктивных горизонтов. ТИУ 25 Саранча А.В. ЭФФЕКТИВНАЯ ТОЛЩИНА ПЛАСТА Эффективная толщина пласта (hэф) – это суммарная толщина всех продуктивных нефте или газонасыщенных слоев вскрываемых скважиной. Источник данного параметра каротажные диаграммы (данные ГИС). hэф = h1 + h2 +…+ hn Коэффициент песчанистости – отношение суммарной толщины песчаников hэф к общей толщи пород, слагающих продуктивный горизонт h. Измеряется в долях ед. Расчлененность представляет собой отношение суммарного числа песчаных пластов и пропластков, вскрытых скважинами, к общему числу пробуренных скважин. Измеряется в единицах. ТИУ Kпес = hэф/h 26 Саранча А.В. КОЭФФИЦИЕНТ ОТКРЫТОЙ ПОРИСТОСТИ Под пористостью горной породы понимают наличие в ней пустот, которые являются результатом того, что песчаные зерна и частицы карбонатного материала, слагающие песчаниковые и известняковые коллекторы, никогда не прилегают идеально плотно друг к другу. Пустотное пространство, всегда существует в горных породах между слагающими зернами и называется поровым или межзерновым пространством, которое в свою очередь заполнено флюидами (жидкостями и/или газами). Поровое пространство характеризуется коэффициентом пористости, который выражаются в долях единицах или его можно перевести в проценты путем умножения на 100. В расчетах всегда используется в долях единиц. Пористость важнейший емкостной параметр горных нефте или газосодержащих пород, так как используется при подсчете запасов углеводородных месторождений. ТИУ 27 Саранча А.В. КОЭФФИЦИЕНТ ОТКРЫТОЙ ПОРИСТОСТИ Открытая пористость – это объем открытых связанных поровых каналов. Коэффициент открытой пористости mот равен отношению суммарного объема открытых пор Vоп к объему образца породы Vобр. mот Vоп  . Vобр Источники данных пористости По данным керна Пористость горных пород измеряется в лабораторных условиях на небольших образцах горных пород цилиндрической формы, более или менее равномерно выпиливаемых из керна. По данным ГИС Если определение пористости по кернам называют прямыми методами оценки, то к косвенным можно отнести интерпретацию каротажных диаграмм полученных в результате различных геофизических исследований скважин (ГИС), которые в свою очередь калибруются на данные керна и позволяют иметь представление об изменении пористости в разрезе скважин. ТИУ 28 Саранча А.В. НАСЫЩЕННОСТЬ ОСТАТОЧНОЙ ВОДОЙ В нефтегазонасыщенных залежах помимо нефти или газа, всегда содержится некоторое количество воды, которая называется остаточной (связаной или реликтовой). Природа связанной воды Вода может находиться не только в подошвенной части залежи или ее законтурных областях. Некоторое количество воды, может содержаться в любой точке коллектора, насыщенного углеводородами и даже в значительном удалении выше от водонефтяного (ВНК) или газоводного (ГВК) контакта. Связано это с тем, что поровая структура осадочного материала во время его отложения и литификации, первоначально была пропитана морской водой, но на последующих этапах погружения породы и формирования определенной структуры ловушки, происходит накопление углеводородов, и вытеснение воды в пониженные части залежи. При этом не вся вода может быть вытеснена при этих процессах из нефте или газонасыщенных коллекторов, и поэтому в продуктивных пластах также всегда содержится некоторое количество воды, которая и называется остаточной. ТИУ 29 Саранча А.В. НАСЫЩЕННОСТЬ ОСТАТОЧНОЙ ВОДОЙ Источники данных насыщенности По данным керна Насыщенность флюидом может определятся по данным керна или путем измерения количества флюидов, экстрагируемых из образца керна, или за счет замеров капиллярного давления. По данным ГИС Водонасыщенность можно измерить косвенно в пластовых условиях при помощи 2-х типов каратажных приборов, а именно каротажа сопротивлений и импульсного нейтронного каротажа. ТИУ 30 Саранча А.В. РЕШИТЬ ЗАДАЧУ № 2 Упражнение 2. Подсчитайте запасы газового месторождения. Исходные данные в таблице ниже. Пример решения задачи представлен на следующем слайде. Вари ант 1 2 Месторождение Березовское Комсомольское CH4 95,1 96,37 3 Тазовское 98,68 0,06 0,003 0,01 4 Верхнекондинское 94,4 1,2 0,35 0,2 5 Горное 96,39 1,36 0,84 6 Геофизическое 89,75 5,03 1,39 7 Заполярное (сеноман) 98,8 0,07 8 Бованенковское (сеноман) Уренгойское (сеноман) Ямбургское (сеноман) 96,44 99,05 9 10 ТИУ 98,2 Компонентный состав газа, % объемные С2Н6 C3H8 С4Н10 С5H12+ СО2 1,1 0,3 0,07 0,03 0,4 0,22 0,03 0,01 0,49 N2 3 2,88 Рпл, МПа 11 12,3 0,39 0,86 0,01 1 0,39 0,25 0,38 0,01 1,44 0,06 0,04 Тпл, К 306 Vг.ч.з, м3 309,9 43∙109 56∙109 mот, % 16 16 Sв , % 10 10 10,4 304,2 34∙109 16 10 2,84 13,5 313,5 47∙109 16 10 0,56 0,21 12,4 310,2 24∙109 16 10 2,78 0,42 0,25 11,7 37∙109 16 10 0,004 0,01 0,13 0,976 13,4 308,1 313,2 125∙109 16 10 0,17 0,14 0,06 0,18 1,61 12,6 310,8 204∙109 16 10 0,01 0,08 0,8 12,8 311,4 395∙109 16 10 0,001 0,1 0,3 1,353 12,3 309,9 270∙109 16 10 0,006 31 Саранча А.В. ПРИМЕР РАСЧЕТА ЗАДАЧИ № 2 Пример расчета. Оценить запасы Медвежьего газового месторождения, при пластовом давлении 13 МПа и пластовой температуре 313 К на приведенной глубине. Объем газонасыщенной части залежи равен 72658470000 м3, коэффициент открытой пористости mот = 16 %, коэффициент остаточной водонасыщенности Sв = 10 %. Не забывайте что в формулы значения в процентах не ставятся, нужно перевести их в доли единицы путем деления на сто. Решение. Определяем коэффициент сверхсжимаемости Z графически из рисунка справа по двум приведенным параметрам, которые при пластовых давлении 13 МПа и температуре 313 К, составили Рпр.см=2,83 и Тпр.см=1,65. Z=0,671. Далее по формуле 3.13 определяем коэффициент расширения газа: E  0,002892 Z=0,85 Тпр.см=1,65 13000000  141 0,85  313 Определяем объем запасов Медвежьего газового месторождения приведенных к стандартным условиям по формуле 3.14. Vг . з.г  72658470000  0,16  (1  0,1) 141   1475257574880 м 3  1,475 трл. м 3 ТИУ Приведенное давление Рпр.см=2,83 32 Саранча А.В. ВСЕ НЕОБХОДИМОЕ ДЛЯ РАСЧЕТА ЗАДАЧИ № 2 Компонент Формула Метан Этан Пропан n-Бутан i-Бутан n-Пентан Углекислый газ Азот Сероводород Водяной пар СН4 С2Н6 С3Н8 n-С4Н10 i-С4Н10 n-С5Н12 СО2 N2 Н2S Н2О Критическая температура Ткр, К tкр, ºС 190,5 305,8 369,8 425,1 408,1 469,7 304,2 126,2 373,2 647,1 -82,65 32,65 96,65 151,95 134,95 196,55 Критическое давление Ркр, МПа 4,60 4,88 4,25 3,78 3,65 3,36 7,39 3,39 8,94 22,06 31,05 -146,95 100,05 373,95 n Tкр  Т i 1 крi yi 100  Т кр1  y1  Т кр 2  y2  ...  Tкрn  yn 100 , n Pкр  P i 1 крi 100 Т пр.см  E yi  Pкр1  y1  Pкр 2  y2  ...  Pкрn  yn Т , Т кр 100 Рпр.см  , Р . Ркр Vст P  0,002892 пл . Vпл Z  Tпл Vг. з.г  Vг.ч. з  mот  (1  Sв )  Ен.д Приведенное давление 33 КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ 1. Как рассчитывается средняя молекулярная масса газовой смеси? 2. Что такое уравнение состояние и для чего оно используется в газовой промышленности? 3. Что такое коэффициент сверхсжимаемости газа? 4. Что такое коэффициент расширения и объемный коэффициент газа? 5. Как определяется площадь газоностности газовой залежи? 6. Какие виды поверхностной сейсморазведки существуют и в чем их отличия? 7. Что такое эффективная толщина пласта? 8. Что такое коэффициент песчанистости? 9. Что такое расчлененность? 10. Что такое пористость и почему она существует? 11. Что такое связанная вода и откуда она берется в нефте или газонасыщенной части коллектора? 12. По данным каких исследований определяют пористость и насыщенность? ТюмГНГУ Саранча А.В. СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМЫХ ИСТОЧНИКОВ 1. Коротаев Ю.П. Добыча, транспорт и подземное хранение газа / Коротаев Ю. П., Ширковский А.И. Учебник для вузов. – М.: Недра, 1984, 486 с. 2. Вяхирев Р.И.. Коротаев Ю.П.. Кабанов Н.И. Теория и опыт добычи газа. М. ОАО "Издательство "Недра", 1998. - 479 с. 3. http://www.gazprominfo.ru/articles/methane-from-coal/ 4. Хайн Норман Дж. Геология, разведка, бурение и добыча нефти / [Пер. с англ. З. Свитанько]. – M.: ЗАО «Олимп – Бизнес», 2008. – 752 с.: ил. – (Серия «Для профессионалов и специалистов»). 5. Саранча А.В. Физические основы разработки углеводородных месторождений, часть 1. – Тюмень.: «ТюмГНГУ», 2010. – 32 с. 6. Саранча А.В. Физические основы разработки углеводородных месторождений, часть 2. – Тюмень.: «ТюмГНГУ», 2010. – 32 с. 7. Колмаков А.В., Кротов П.С., Кононов А.В. Технологии разработки сеноманских залежей низконапорного газа // СПб.: ООО «Недра», 2012. – 176 с. 8. http://ru.wikipedia.org/wiki/Сеноманский_ярус 9. http://www.rbc.ru/rbcfreenews/56877b619a7947121169c43b ТюмГНГУ Саранча А.В.