Методы подсчета запасов газа

В связи с тем, что условия залегания и разработка газовых месторож-дений и месторождений нефти с газовой шапкой и растворенным в нефти газом различны, для них применяют различные методы подсчета запасов углеводородов и запасы подсчитывают и учитывают отдельно.

Объемный метод — сущность метода, так же как при подсчете запасов в нефтяных залежах, сводится к определению объема пустотного пространства пласта-коллектора в пределах залежи газа и газовой шапки. Объем газа в залежи в силу физико-химических свойств газа зависит от пластовых давлений и температуры.

Формула подсчета запасов газа объемным методом выглядит следующим образом:

V=Fhkпkгf с0/(z0 сат) (3.3).

где V — начальные запасы газа, приведенные к атмосферному давлению и стандартной температуре; F — площадь газоносности; h —эффективная газонасыщенная мощность пласта, м; kп — коэффициент открытой пористости, доли единицы; kГ — коэффициент газонасыщенности, доли единицы; f — поправка за температуру; с0 — начальное пластовое давление, Па; сат — атмосферное давление, Па; z0- — коэффициент сжимаемости газа.

Площадь газоносности F, газонасыщенная мощность пласта h и коэффициент открытой пористости kn определяют теми же методами, что и при подсчете запасов нефти объемным методом.

Произведение Fhkпkг соответствует объему газа в залежи при ат-мосферном давлении. Объем газа в залежи зависит от пластового давления о и коэффициента сжимаемости газа z0, которые устанавливают по промысловым с0 и лабораторным zo данным. Поправку на температуру для приведения объема газа к стандартной температуре определяют по формуле.

f=Tст?Тпл =(Т0+tст?T0 +tпл) (3.4).

где Т=293 К; T0 = 273 К; tст = 20 °C.

Коэффициент извлечения газа зависит от многих факторов (режима разработки, наличия конденсата, конечного давления в залежи, неод-нородности пласта и т. п.) и должен определяться для каждого конкретного случая. В зависимости от условий он колеблется от 65 до 95%.

Точность объемного метода подсчета запасов зависит от количества фактических данных. А так как первые залежи разведуются и раз-рабатываются небольшим числом скважин (в сопоставлении с их числом на нефтяных залежах), то в зависимости от степени разведанности подсчитанные запасы газа относятся к низким категориям ©, С2). В процессе эксплуатации объемный метод корректируется методом подсчета запасов газа по падению давления.

Метод подсчета запасов свободного газа по падению давления основан на данных изменения пластовых давлений в результате отбора газа за время между двумя наблюдениями, т. е. на использовании постоянной во времени зависимости между отбором газа и падением пластового давления. При отсутствии подошвенных и краевых вод.

Vоп=Vдоб (с2 б2)/(с1 б1-с2 б2) (3.5).

где Vоп — запасы газа в пласте, м3; Vдоб — объем газа, добытый в период между наблюдениями, м3; с1и с2 — пластовые давления соответственно на дату первого и второго замеров, Па; б1, б2 — коэффициенты отклонения от закона Бойля-Мариотта при замеренных давлениях.

Данный метод подсчета запасов газа не требует знаний площади, мощности и пористости газоносного пласта, в то же время требует тщательных замеров спл и Vдоб в процессе эксплуатации. В то же время недоучет объема залежи, а в особенности разбитости залежи на отдельные несообщаемые блоки, а также активности краевых вод может привести к большим погрешностям.

Методы подсчета запасов газа, растворенного в нефти, основаны на определении насыщенности нефти газом на дату расчета.

Для подсчета запасов попутного газа, растворенного в пластовой нефти при начальном давлении, находят лабораторным путем объем газа, растворенного в 1 м³ (в 1 г) нефти, приведенный к поверхностным условиям:

V= Qr (3.6).

где Q — количество извлекаемой нефти, т; r— средний газовый фактор (т. е. количество газа, растворенного в нефти при текущем пластовом давлении).

При подсчете запасов попутного газа необходимо иметь среднее пластовое давление в залежи нефти, остаточные извлекаемые запасы на дату подсчета и величины растворимости данного газа в данной нефти на дату расчета при определенном пластовом давлении.