1992 | 8 | 8,97 | 0,962 | 10,296864

1993 | 28,7 | 8,24 | 0,968 | 9,493165

1994 | 55 | 7,92 | 0,871 | 9,091822

1995 | 86,7 | 7,48 | 0,876 | 8,542342

1996 | 120,5 | 6,98 | 0,881 | 7,921750

1997 | 155,3 | 6,71 | 0,884 | 7,588522

1998 | 191,2 | 6,38 | 0,888 | 7,183225

1999 | 237,1 | 6,2 | 0,890 | 6,983128

2000 | 293,1 | 5,66 | 0,897 | 6,307296

2001 | 336,8 | 5,13 | 0,905 | 5,670668

2002 | 387,2 | 5,19 | 0,904 | 5,742366

2003 | 427,21 | 5.0 | 0.901 | 5,54938

За результатами розрахунків (таблиця 2.4) будуємо графік залежності (рисунок 2.2).

Аналізуючи побудований графік, одразу видно, що горизонт НД-10-НД-12 по характеру зміни пластового тиску фактично розробляється на газовому режимі, пластові води, які потрапляють у газову зону, не призводить до зростання пластового тиску, оскільки вони не мають зовнішнього джерела живлення.

Увігнутість графіка пояснюється поступовим залученням до розробки нових газоносних прошарків горизонтів. Деяке підвищення зведеного пластового тиску в 2002 році пояснюється тим, що були розкриті пласти-лінзи з тисками, близькими до початкових пластових тисків (залучення до розробки малопрониклі прошарки з високими тисками).

2. 5 Уточнення початкових і залишкових запасів газу

Для визначення початкових запасів газу використовуємо рівняння матеріального балансу для газового родовища при газовому режимі.

,

де zпл і zпоч – коефіцієнти стисливості газу при пластовій температурі і тисках і Рпоч; Qвид(t)- сумарний видобуток газу на момент часу t, млн.м3; - зведений газонасичений поровий об’єм, млн.м3/МПа; Рпоч, - відповідно початковий і потчний пластові тиски, МПа.

Щоб знайти запаси газу, необхідно визначити зведений газонасичений поровий об’єм. Його можна визначити безпосередньо з рівняння матеріального балансу, використовуючи значення вихідних величин для двох різних точок на прямій залежності приведеного пластового тиску від сумарного видобутку газу:

Проте такий спосіб не враховує відхилення точок від прямолінійної залежності, тому для підвищення точності визначення початкових запасів слід використати метод найменших квадратів:

.

Тоді початкові запаси газу визначаємо за формулою:

Вихідні дані для визначення запасів газу за методом зниження пластового тиску наведено в таблиці 2.5.

Таблиця 2.5 – Вихідні дані для визначення початкових запасів газу горизонту НД-10 за методом зниження пластового тиску

Рік розробки | Середній пластовий тиск , МПа | Коефіцієнт стисливості газу, | Приведений пластовий тиск, , МПа | Сумарний видобуток газу, , млн.м3 | , (млн.м3)2 | , млн.м3·МПа

1992 | 8,87 | 0,862 | 10,2867 | 8 | 64 | 82,295

1993 | 8,24 | 0,868 | 9,4932 | 28,7 | 823,69 | 272,454

1994 | 7,92 | 0,871 | 9,0918 | 55 | 3025 | 500,050

1995 | 7,48 | 0,876 | 8,5423 | 86,7 | 7516,89 | 740,021

1996 | 6,98 | 0,881 | 7,9218 | 120,5 | 14520,25 | 954,371

1997 | 6,71 | 0,884 | 7,5835 | 155,3 | 24118,09 | 1178,495

1998 | 6,38 | 0,888 | 7,1837 | 191,2 | 36557,44 | 1373,433

1999 | 6,2 | 0,890 | 6,9631 | 237,1 | 56216,41 | 1650,958

2000 | 5,66 | 0,897 | 6,3672 | 293,1 | 85907,61 | 1848,668

2001 | 5,13 | 0,905 | 5,6707 | 336,8 | 113934,24 | 1909,881

2002 | 5,19 | 0,904 | 5,7424 | 357,2 | 149923,54 | 2223,444

2003 | 5.0 | 0.901 | 5,54938 | 427,21 | 182508,38 | 2370,751

Сума | 1899,6 | 492107,46 | 12734,812

Знайдемо приведений газонасичений поровий об’єм:

Визначимо початкові запаси газу:

.

Отже початкові запаси газу для горизонту НД-10Більче-Волицького газового родовища становлять 744 млн.м3.

Балансові запаси в другому комплексі становлять 708,6 млн.м3;

Приймаємо запаси газу в обсязі 744 млн.м3

Визначаємо залишкові запаси газу:

,

де - початкові запаси газу, підраховані методом падіння пластового тиску, млн.м3, - сумарний видобуток газу з горизонту НД-10млн.м3 на 1.01.2004 року.

Qзап.зал(t)=744-387.2=356.6 млн.м3

2.6 Визначення поточних і прогнозування кінцевих коефіцієнтів газовилучення за промисловими даними

Коефіцієнт поточного газовилучення визначаємо за формулою:

На 01.01.2004 р. коефіцієнт поточного газовилучення становить:

Для прогнозування коефіцієнта кінцевого газовилучення використовують три методи:

1. Метод кривої середньої продуктивності.

Крива середньої продуктивності – це залежність між річним і сумарним відбором газу, виражену в долях або у відсотках від початкових запасів

Екстраполюючи кінцеву ділянку даної залежності до перетину з віссю абсцис отримуємо прогнозний коефіцієнт газовилучення.

Але, так як на родовищі ще є період зростаючого видобутку газу, то застосувати цю методику неможливо.

2. Метод прямої лінії.

Суть методу полягає в тому, що будується графік зміни в часі річних відборів газу в напівлогарифмічній системі координат (lnQ(t)=f(t)). Екстраполюємо цю залежність до перетину з горизонтальною лінією, яка відповідає гранично-рентабельному річному відборі газу, яка дорівнює 0,1 % від початкових запасів. З прямої екстраполяції визначимо значення логарифмів від прогнозованих річних відборів з 2003 року до року, який відповідає точці перетину графіку зміни в часі річниз відборів газу в напівлогарифмічній системі координат і лінії гранично-рентабельного річного відбору газу, а ними в свою чергу, дійсні значення темпів відбору газу.

Але застосовувати цю методику неможливо також через те, що на горизонті НД-10 родовища ще є період зростаючого видобутку газу.

3. Аналітичний метод

По аналітичних залежностях виходячи із кінцевого значення пластового тиску по формулі:

Розрахунок коефіцієнтів надстисливості газу проводимо аналогічно тому, як було описано в пункті 2.4.

а)

де Н – середня глибина залягання покладу, м

б)

в)

г)

Середнє значення визначеного по аналітичних залежностях коефіцієнта кінцевого газовилучення становить:

Значення коефіцієнтів кінцевого газовилучення визначені за аналітичними формулами, які до того ж