Подсчет запасов газового конденсата

 

Геологические запасы конденсата определяются по формуле:

 

,

 

где - геологические запасы конденсата;

- геологические запасы газа;

- газоконденсатный фактор, т.е. содержание конденсата в газе, г/м³.

Извлекаемые запасы конденсата – К_извл. – определяются как разница между потенциальным его содержанием в газе и потерями (выпадением в пласте) в процессе разработки:

,

 

где - начальное пластовое содержание конденсата в газе;

- потери конденсата в пласте за счет снижения давления при разработке.

 

При содержании конденсата в газе менее 30 г/м³ конденсатоотдача может быть определен по графику (рисунок 35).

 

 

Рисунок 35 – Зависимость коэффициента извлечения конденсата β от отношения ((С₂+С₃+С₄)/С₅+в) при разработке газоконденсатных залежей на истощение.

При большем содержании конденсата для определения конденсатоотдачи необходимо определить потери конденсата в пласте при снижении пластового давления. Потери определяются специальными лабораторными исследованиями проб газоконденсатной смеси. Динамика выпадения конденсата из газа в процессе снижения давления показана на рисунке 36 (кривая 1), суммарное извлечение конденсата (кривая 2), изменение потенциального содержания конденсата в добываемом газе при разработке залежи (кривая 3).

Содержание конденсата в газе варьирует в широких пределах. Например, в газе Оренбургского газоконденсатного месторождения стабильный конденсат содержится в количестве 73 г/м³ газа. В газе пласта Д_IV Зайкинского месторождения содержание конденсата составляет более 350 г/см³ газа. Выявлена закономерность: чем выше газоконденсатный фактор, тем ниже коэффициент извлечения конденсата.

 

1 – дифференциальная конденсация пластовой смеси при пластовой температуре; 2 – суммарное извлечение конденсата из пласта; 3 – изменение потенциального содержания конденсата в пластовом газе.

Рисунок 36 – Кривые дифференциальной конденсации пластовой смеси.