2000 | 1 | - | 6,86 | 48,56 | 3,5 | 1,285 | - | 0,341 | - | 3,460 | - | 1,001 | -

2001 | 1 | - | 6,37 | 46,79 | 3,39 | 1,239 | - | 0,310 | - | 4,699 | - | 1,311 | -

2002 | 1 | - | 3,37 | 46,1 | 3,4 | 1,242 | - | 0,245 | - | 5,941 | - | 1,556 | -

2003 | 1 | 1 | 11,6 | 45,8 | 3,5 | 1,213 | 6,0 | 0,265 | 1,94 | 7,154 | 6,0 | 1,821 | 1,94

2004 | 2 | 1 | 11,7 | 45,52 | 2,2 | 1,035 | 23,0 | 0,369 | 7,44 | 8,189 | 29,0 | 2,19 | 9,38

2005 | 2 | 2 | 7,4 | 44,9 | 1,2 | 1,019 | 27,0 | 0,222 | 8,73 | 9,208 | 56,0 | 2,412 | 18,11

Рис. 2.1 - Зміна в часі фактичних показників розробки Візейського покладу горизонту В-16н.

2.3. Аналіз зміни тиску по площі газоносності , взаємодії та відробки окремих горизонтів.

Комишнянське газоконденсатне родовище є багатопластовим, на родовищі виділяють п’ять основних експлуатаційних об’єктів. поклади між собою гідро-динамічно не пов’язані. Для родовища характерні багаточисленні тектонічні порушення. У покладів різні умови роботи і розміри робочих дебітів. Тому в проекті розробки Комишнянського ГКР рекомендується розглядати візейський поклад як окремий експлуатаційний об’єкт.

Аналіз розподілу пластового тиску по площі газоносності робиться на основі карти ізобар. В цілому по родовищу відбувається подальше поширення центральної депресійної воронки, яка обмежена ізобарою. На її фоні виділяються локальні ділянки з більш низькими або більш підвищеними значеннями пластового тиску, які обумовлені нерівномірною роботою пластів і суміщенням об’єктів.

Взагалі, з початку розробки Візейського покладу пластовий тиск в основному зменшувався з 56,75 МПа до 44,9 МПа. Проте в окремі роки мало місце зростання пластових тисків по причині введення в експлуатацію нових свердловин.

2.4. Оцінка режиму покладу за промисловими даними.

Для оцінки режиму покладу за промисловими данимивикористовується залежність зведеного пластового тиску від суммарного видобутку газу. Вихідні дані для побудови графічної залежності зводимо в табл. 2.2.

Таблиця 2.2. – Вихідні дані для побудови графічної залежності зведеного пластового тиску від сумарного видобутку газу для візейських відкладів В-16н Комишнянського ГКР.

Рік розробки | Середній пластовий тиск на кінець року Pпл(t), МПа | Сумарний відбір газу на кінець року Qвид(t), млн. м3 | Коефіцієнт стисливості газу, Z | Pпл(t) / Z(Pпл), МПа

1995 | 56,75 | 0,010 | 1,325 | 42,83

1996 | 56,3 | 0,015 | 1,317 | 42,749

1997 | 53,2 | 0,113 | 1,259 | 42,256

1998 | 53 | 0,823 | 1,256 | 42,197

1999 | 51,7 | 2,175 | 1,232 | 41,162

2000 | 48,56 | 3,460 | 1,177 | 41,257

2001 | 46,79 | 4,699 | 1,146 | 40,829

2002 | 46,1 | 5,641 | 1,135 | 40,617

2003 | 45,8 | 7,154 | 1,13 | 40,531

2004 | 45,52 | 8,189 | 1,125 | 40,462

2005 | 44,9 | 9,208 | 1,115 | 40,269

Приведемо приклад розрахунку коефіцієнту стисливості газу для початкового пластового тиску.

Коефіцієнт стисливості газу визначаємо за формулою:

(2.1)

де: (2.2)

(2.3)

(2.4)

(2.5)

- середньокритична температура і тиск;

- приведена температура і тиск;

Відносна густина газу с = 0,927. Пластова температура Tпл= 397,2 К.

Pср.кр.=4,892-0,4048с=4,892-0,40480,927=4,517 МПа.

Tср.кр.=94,717+170,8с=94,717+170,80,927 = 253,049 К.

Рпоч(95) = Рпл(95) = 56,75 МПа.

=(0,4lgTпр+0,73)Pпр.+0,1Pпр.

=(0,4lg1,57 +0,73)12,564.+0,1*12,564=1,325

Решта розрахунків здійснена на ЕОМ.

За даними табл. 2.2. побудовано графічну залежність .

Решта розрахунків здійснена на ЕОМ.

За даними табл. 2.2. побудовано графічну залежність

З аналізу наведеної залежності видно, що родовище розробляється в умовах газового режиму. Гафік залежності - деякі точки яких трохи відхиляються від прямої лінії, що зумовлено:

родовище спочатку розробляється центральними свердловинами, а в подальшомувводились периферійні свердловини в зону пласта, які слабо дренувались, де пластові тиски є більші ніж в центральній зоні.

така залежність зустрічається у випадку коли родовище складається ззі окремих пластів різної проникності. Спочатку газ відбирається із пластів більшої проникності, а із пластів низької проникності він не відбирався через початковий gradP, після зниження тиску на певну величину створився перепад тиску між низько проникними і високо проникними пластами, газ з низько проникних пластів почав перетікати у високо проникні пласти.

Qвид(t), млн. м3

Рисунок.2.2 - Графік залежності зведеного тиску від суммарного видобутку газу Рпл/Zпл. = f(Qвид)

2.5. Уточнення початкових і залишкових

запасів газу

Для уточнення запасів газу за промисловими даними використовуємо рівняння матеріального балансу для газового родовища при газовому режимі

(2.6)

де: , - початковий і поточний пластовий тиск;

, - коефіцієнт стисливості газу при пластовій температурі і відповідно при і ;

Qвид(t)- сумарний видобуток газу, зведений до стандартних умов;

- зведений газонасичений поровий об’єм.

Для визначення початкових запасів газу потрібно знати приведений газонасичений об’єм пор (2.7)

визначаємо використовуючи метод найменших квадратів. Вихідні дані для знаходження наведені в табл. 2.3.

(2.8)

Знайдемо приведений газонасичений поровий об’єм згідно табл.. 2.3.

*== 3,464 млн.м3/Мпа.

Qзап. поч = *·Pпоч/Zпоч = 3,464 * (56,75/1,325) = 148,4 млн.м3.

Як видно з приведених розрахунків запаси газу Візейського покладу В-16н Комишнянського родовища становлять 148,4 млн.м3. запаси газу по покладу В-16н , затверджені в ДКЗ в розмірі 306 млн м3. За графіком залежності