RU2067162C1 - Способ определения запасов природного газа газоконденсатной залежи - Google Patents
Способ определения запасов природного газа газоконденсатной залежи Download PDFInfo
- Publication number
- RU2067162C1 RU2067162C1 SU5044443A RU2067162C1 RU 2067162 C1 RU2067162 C1 RU 2067162C1 SU 5044443 A SU5044443 A SU 5044443A RU 2067162 C1 RU2067162 C1 RU 2067162C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- natural gas
- reserves
- natural
- accumulated
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Sampling And Sample Adjustment (AREA)
Abstract
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.
Description
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.
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(-Ktγ) (I)
где V(t) текущий накопленный отбор природного газа, млрд.м3;
V запасы газа газоконденсатной залежи, млрд.м3;
t время эксплуатации залежи, лет.
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, yi=lnV(ti).
Сумма квадратов ошибок для нелинейной модели имеет следующий вид:
где
a=lnV, yi=lnV(ti).
Это дает Р (в нашем случае Р=4) нормальных уравнений относительно :
где
n количество замеров накопленного отбора газа.
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).
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(-Ktg),
наилучшим образом аппроксимирующую полученную зависимость. Определяют асимптотическое значение построенной кривой, вычисляют экспоненту от полученного ассимтотического значения и получают запасы газа.
ln V(t) = ln V-β exp(-Ktg),
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=eb=21,9 млрд.м3 (ошибка 1,35%).
V=eb=21,9 млрд.м3 (ошибка 1,35%).
Способ может применяться для определения запасов газа газоконденсатных залежей, разрабатываемых в режиме истощения. ТТТ1
Claims (1)
- 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 eb,
где V- запасы природного газа, млрд. м3;
е основание натурального логарифма;
b асимптотическое значение натурального логарифма накопленного отбора природного газа.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU5044443 RU2067162C1 (ru) | 1992-05-27 | 1992-05-27 | Способ определения запасов природного газа газоконденсатной залежи |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU5044443 RU2067162C1 (ru) | 1992-05-27 | 1992-05-27 | Способ определения запасов природного газа газоконденсатной залежи |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2067162C1 true RU2067162C1 (ru) | 1996-09-27 |
Family
ID=21605361
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
SU5044443 RU2067162C1 (ru) | 1992-05-27 | 1992-05-27 | Способ определения запасов природного газа газоконденсатной залежи |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2067162C1 (ru) |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN112324426A (zh) * | 2020-10-31 | 2021-02-05 | 中国海洋石油集团有限公司 | 一种基于气测资料快速判别凝析气藏油环大小的方法 |
CN112443323A (zh) * | 2020-11-26 | 2021-03-05 | 中国石油天然气股份有限公司 | 基于单位压降采出程度的水驱气藏生产动态分析方法 |
-
1992
- 1992-05-27 RU SU5044443 patent/RU2067162C1/ru active
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
1. Жданов М.А. Нефтегазопромысловая геология и подсчет запасов нефти и газа - М.: Недра, 1981, с. 453. 2. Авторское свидетельство СССР N 1553656, кл. Е 21 В 43/00, 1990. * |
Cited By (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN112324426A (zh) * | 2020-10-31 | 2021-02-05 | 中国海洋石油集团有限公司 | 一种基于气测资料快速判别凝析气藏油环大小的方法 |
CN112324426B (zh) * | 2020-10-31 | 2023-10-20 | 中国海洋石油集团有限公司 | 一种基于气测资料快速判别凝析气藏油环大小的方法 |
CN112443323A (zh) * | 2020-11-26 | 2021-03-05 | 中国石油天然气股份有限公司 | 基于单位压降采出程度的水驱气藏生产动态分析方法 |
CN112443323B (zh) * | 2020-11-26 | 2023-08-22 | 中国石油天然气股份有限公司 | 基于单位压降采出程度的水驱气藏生产动态分析方法 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
Alvarez et al. | A fast inverse solver for the filtration function for flow of water with particles in porous media | |
CN110346831B (zh) | 一种基于随机森林算法的智能化地震流体识别方法 | |
CN104504604B (zh) | 一种定性气井井筒积液的方法 | |
CN109900617B (zh) | 一种基于声电成像测井图的裂缝性地层渗透率曲线计算方法 | |
CN108150160B (zh) | 一种地层中欠压实作用超压的求取方法 | |
CN109298464B (zh) | 致密砂岩储层成岩相测井识别方法及装置 | |
CN112016212B (zh) | 一种基于渗流控制方程的储层纵向非均质性评价方法 | |
CN112796738A (zh) | 一种阵列声波测井和常规测井结合的地层渗透率计算方法 | |
RU2067162C1 (ru) | Способ определения запасов природного газа газоконденсатной залежи | |
CN112761631B (zh) | 纯地层水的密度确定方法、取样方法和污染率的确定方法 | |
Rushton et al. | Drawdowns in Large‐Diameter Wells Due to Decreasing Abstraction Rates | |
CN109426657B (zh) | 一种油藏井间连通系数的计算方法及系统 | |
CN110410044B (zh) | 气驱co2、n2开发方式下区块产油量计算方法 | |
RU2812730C1 (ru) | Способ определения коэффициентов фильтрационных сопротивлений газоконденсатной скважины | |
RU2809029C1 (ru) | Способ уточнения фильтрационно-емкостных свойств пласта в межскважинном пространстве путем численной адаптации гидродинамической модели на результаты масштабных газодинамических исследований | |
CN110222408A (zh) | 一种确定岩电参数m值的图版方法 | |
CN117077419B (zh) | 一种新型缝洞型油藏的地层压力分析方法 | |
CN110824561B (zh) | 度量时移地震数据可重复性的方法 | |
CN117784278B (zh) | 一种致密砂岩气甜点的预测方法和预测系统 | |
RU2067664C1 (ru) | Способ исследования газовых скважин при нестационарных режимах фильтрации | |
CN113391373B (zh) | 一种杨氏模量的计算方法、装置、设备和存储介质 | |
CN114417536B (zh) | 一种油气井钻井过程中钻井参数优选方法 | |
RU2125151C1 (ru) | Способ определения параметров газоносного пласта и дебита пробуренных в нем скважин | |
Adeyemi et al. | MATHEMATICAL ANALYSIS OF INFLOW PERFORMANCE FOR MULTIPHASE FLOW RESERVOIRS | |
CN107329181A (zh) | 一种求取泥质砂岩储层地层水电阻率以及岩电参数的方法 |