Методы подсчета запасов газа газовой залежи

В настоящее время существует несколько обоснованных методов подсчета запасов газа. Выбор метода первоначально зависит от режима работы залежи, степени ее разведанности и изученности, количество и качества первичных данных.

Запасы газа газовых залежей определяются объемным методом, а при наличии фактических полноценных геолого-промысловых данных — и по методу падения давления. По методу падения давления подсчет запасов проводится по залежам, в которых доказано отсутствие запасов нефти промышленного значения и резко выраженного водонапорного режима, определено изменение приведенного пластового давления от суммарного отбора газа из залежи во времени.

Долее будут рассмотренны каждый из методов с целью выбора нужного для пересчета запасов газа в XIIб и XIIIа пластах Северного блока Южно — Луговского месторождения Анивы.

Объемный метод подсчета запасов газа

Возникновение объемного метода как одного из основных методов подсчета запасов нефти и газа относится к самому раннему периоду развития нефтегазодобывающей промышленности США и обусловлено необходимостью оценки нефтегазоносных земель, измерявшихся в акрах площади нефтяного или газового хозяйства и в футах толщины продуктивного пласта. Такой подход имеет в первую очередь юридическое обоснование, исходящее из общей оценки частного (или общественного) владения.

Объемный метод подсчета запасов на ранней стадии его развития назывался «методом насыщения», поскольку в нем помимо объема пород необходимо было определить и характер насыщения этого объема углеводородами. Примитивность развития метода в ранние годы его использования можно охарактеризовать словами К. Била, который писал, что «определение по методу насыщения зависит от многих факторов, точное значение которых трудно установить. Факторы эти следующие: пористость, толщина, протяженность и насыщенность нефтяного пласта. На основании указанных данных определяется могущий быть извлеченным процент нефти».

В более поздние годы метод приобрел название «метода углеводородонасыщенного перового объема», а объем углеводородов, содержащихся в залежи (или на участке), как правило, рассчитывали по карте «объемов нефтеили газонасыщенных пор», представляющей собою карту произведений эффективной нефтеили газонасыщенной толщины на пористость и насыщенность, получаемые в результате определения этих параметров по скважинам.

При подсчете запасов нефти и газа объемным методом основные трудности, существенно влияющие на возможные отклонения итогов подсчета от реально существующих в недрах запасов, связаны с определением:

• 1) объема продуктивного коллектора;
• 2) эффективного объема пор, занятого углеводородами, в единице объема коллектора;
• 3) коэффициентов извлечения нефти и газа.

Определение эффективного объема коллектора основано прежде всего на выделении в скважинах и прослеживании в межскважинном пространстве продуктивных интервалов пласта-коллектора, а также нахождении границ распространения нефтегазоносности.

Выделение в скважинах пластов-коллекторов как в терригенных, так и в карбонатных отложениях в основном достаточно уверенно проводится по данным различных видов промыслово-геофизических исследований разрезов скважин.

Как было отмечено, первоначальное содержание газа в коллекторе при расчете, запасов по объемному методу может быть определено на основе изучения геологических, физических и химических особенностей, характеризующих газовое месторождение.

Знание структурных форм и особенностей геологического строения месторождения облегчает расчет подземных запасов газа. Основной задачей является определение размера порового пространства коллектора, являющегося вместилищем для газа.

Однако для расчета запасов газа, помимо коллекторских свойств; пласта, условий распределения в нем газа и границ залежи, необходимо изучить физические особенности газа, его поведение в процессе изменения давления и температуры, а также определить пластовое давление, под которым он находится, и пластовую температуру. Необходимо также знать химический состав газа и процентное содержание отдельных составляющих его компонентов.

Объемный метод подсчета запасов газа широко применяется вследствие своей простоты, а также потому, что необходимые для него параметры можно получить в процессе разведки при пробной эксплуатации залежи газа.

Объемный метод базируется на данных о геологических границах распространения залежи, характере порового пространства и соответствующем пластовом давлении.

Объемная формула для подсчета запасов газа имеет следующий вид:

(2.1).

здесь Qго — на запас газа на дату расчета в м3; F — площадь в пределах продуктивного контура газоносности в м2; hг — мощность пористой части газоносного пласта в м; m — коэффициент пористости; kпуст. о — коэффициент открытой пористости, доли ед; kг — коэффициент газонасыщенности, доли ед; Kp — барический коэффициент, доли ед; Kt — термический коэффициент, доли ед.

Для приведения объема свободного газа, содержащегося в залежи (ее части), к стандартным условиям, используется произведение барического Кр и термического Кг коэффициентов (выражения каждого из них содержатся в соответствующих квадратных скобках):

(2.2).

где Р0 — среднее пластовое давление в залежи газа на дату расчета, МПа; рост — конечное, среднее, остаточное давление в залежи после извлечения промышленного запаса газа и установления на устье скважины давления, МПа; б0 и бост — поправки на отклонение углеводородных газов от закона Бойля-Мариотта соответственно для давлений р0 и рост и обратно пропорциональны коэффициенту сжимаемости соответственно Z0 и Zост.

Коэффициент сверхсжимаемости Z — это отношение объёмов равного числа молекул реального и идеального газа при одинаковых термических условиях (то есть при одинаковых p и T). Так же можно определить по графику Брауна рисунок А.6 (Приложение А) Среднее остаточное пластовое давление в залежи получают для условий глубины Hц. т на уровне центра тяжести залежи и стандартного давления на устье всех скважин:

(2.3).

Глубина залегания центра тяжести пластовой залежи с определенной долей условности принимается на уровне половины высоты залежи, а массивной—на уровне одной трети высоты залежи от газожидкостного контакта. При подсчете начальных запасов свободного газа в процессе поисково-разведочных работ и разработки залежи используются данные о начальных пластовых давлениях, полученные лишь в поисковых и разведочных скважинах до начала разработки. Этим определяется внимание, которое должно уделяться замерам пластового давления при геологоразведочных работах.

Термический коэффициент определяем по формуле:

где tст = 20? С, tпл — пластовая температура, Т0 — абсолютная температура, равная 273°.

Среднее пластовое статическое давление в залежи газа определяется на основании данных о давлениях на устьях скважин (при временном их закрытии) с учетом веса столба газа в них.

Для определения статических забойных давлений необходимо замерять давление на устье, закрывая скважину на короткий промежуток времени (производя так называемые минутные замеры на головке закрытой скважины и пересчитывая далее их на забой).

Для вновь открытого и не бывшего еще в эксплуатации месторождения в качестве первоначального среднего пластового давления принимают максимальное давление, замеренное в одной из первых скважин при временно закрытом устье.