6.4.3. Методы подсчета запасов газа

Различают методы подсчета запасов свободного газа и методы подсчета запасов газа, растворенного в нефти.

Объемный метод подсчета запасов свободного газа Сущность объемного метода подсчета запасов сводится к опре­делению объема порового пространства пласта-коллектора в преде­лах залежи газа и в газовых шапках. В отличие от нефти, объем газа, содержащегося в залежи или газовой шапке, зависит от пластового давления, пластовой температуры, физических свойств и химиче­ского состава самого газа.

Все сведения, необходимые для подсчета запасов газа объемным методом, получают в процессе разведки и пробной эксплуатации за­лежи.

Подсчет начальных балансовых запасов газа объемным методом производится по формуле

Произведение F h k_n.ok_r равно объему газа в залежи при стандарт­ном давлении. Объем газа в залежи под давлением Р₀ во столько раз превышает объем газа в залежи при стандартном давлении, во сколь­ко раз Р₀ α₀ больше Р_СТа_СТ.

- 313 -

Начальное пластовое давление в залежи Р₀ определяется глубин­ными манометрами или пересчетом по максимальному давлению, замеренному на устье одной из первых скважин. Замеры произво­дят устьевым манометром во временно закрытой на устье скважине. В замеры вводят поправку на силу тяжести столба газа в скважине. Величину начального пластового давления Р₀ вычисляют по формуле

Численные значения коэффициента сжимаемости Z oпpeдeляют графически по опытным кривым.

Ранее коэффициент газоотдачи при подсчете запасов газа прини­мался равным единице независимо от режима залежи и ее геолого­промысловых характеристик. Однако практика разработки газовых залежей, и теоретические исследования показывают, что полное из­влечение запасов газа достигается редко.

По ряду американских месторождений коэффициент газоотдачи равен 0,85.

Балансовые и извлекаемые запасы стабильного конденсата опре­деляют только по составу пластового газа, в соответствии с Инс трук­цией по исследованию газоконденсатных залежей, с целью опреде­ления балансовых и извлекаемых запасов конденсата и других ком­понентов газа.

Подсчет запасов свободного газа методом падения давления

Подсчет запасов свободного газа методом падения давления основан на использовании зависимости между количеством газа, от­бираемого в определенные периоды времени, и падением пластово­го давления в залежи. Считается, что для газовых залежей, работа­ющих на газовом режиме, эта зависимость постоянна во времени, т.е. количество газа Q'_r, добываемого при снижении давления на 0,1 М Па, постоянно в процессе всего срока эксплуатации залежи:

- 314 -

П олагая, что при дальнейшем снижении пластового давления на каждые 0,1 МПа от Р2 в процессе всего срока разработки залежи бу­дет добываться такое же количество газа Q'_r, можно подсчитать на­чальные балансовые запасы газа по формуле

где Р₀ — начальное пластовое давление в залежи;

α₀— поправка на сжимаемость при этом давлении.

Таким образом, метод подсчета запасов газа по падению давле­ния применим в основном при газовом режиме работы залежи. Счи­тается, что в залежах с упруго-газоводонапорным режимом этот ме­тод может быть использован в период отбора из залежи до 20...30% первоначальных запасов газа. При увеличении отборов в залежь на­чинает поступать вода. Между тем при малых отборах объем залежи может дренироваться не полностью, что также влечет погрешности при определении запасов.

О проявлении напора воды свидетельствует уменьшение темпа падения давления в залежи в процессе продолжающихся отборов. В результате пропорция между отборами газа и падением пластово­го давления, характерная для газового режима, будет нарушена и ко­личество газа, отобранного за время падения давления на 0,1 МПа, возрастет. В связи с тем, что начало внедрения воды в залежь точ­но установить не удается, исходные данные для метода падения дав­ления лучше ограничивать временем проявления газового режима в залежах.

При подсчете запасов газа методом падения давления в залежи должны быть установлены высотное положение газоводяного кон­такта и изолированность залежи от других пластов.

В процессе опытной эксплуатации и разработки залежи необ­ходимо вести тщательное наблюдение за изменением статического и рабочего давлений в добывающих скважинах, статических давле­ний в наблюдательных скважинах и статических уровней по пьезо­метрическим скважинам. Снижение давления в законтурных пьезо­метрических скважинах свидетельствует о внедрении пластовых вод в залежь. Данные о средних величинах текущих пластовых давлений желательно определять по картам изобар путем взвешивания давле­ний по объему порового пространства. Для этого необходимо знать площадь залежи и характер изменения мощности по площади. Нуж­но вести постоянное наблюдение за изменением дебитов газовых скважин, состава газа и конденсата (при его наличии).

Подсчет запасов газа, растворенного в нефти

Балансовые запасы газа, растворенного в нефти Q_{бал Г} определя­ются при любом режиме по балансовым запасам нефти Q_{бал Н} с уче­том растворимости газа в нефти г_в при среднем начальном пласто-

- 315 -

вом давлении или с учетом среднего начального (или текущего) га­зового фактора r.

Если в процессе разведки залежи были отобраны пластовые про­бы, то подсчет осуществляется с учетом величины растворимости газа в нефти, определенной при анализе этих проб. Кроме того, для подсчета запасов можно воспользоваться сведениями о величинах средних начальных (или текущих) газовых факторов. При этом нуж­но руководствоваться следующим: если r больше r_H , то для расчетов берется величина растворимости газа в нефти r_H, если r меньше r_H , то подсчет запасов производится с учетом газового фактора Таким образом, при r > r Q_{бал Г} = Q_{бал Н} r₀; при r < r₀ Q_{бал Г} =Q_{бал Н}.

На величину извлекаемых запасов газа, растворенного в нефти, оказывает влияние режим залежи. При водонапорных режимах пла­стовые давления и газовые факторы постоянны во времени. Поэто­му в соответствии с условиями предыдущих формул

Q_{извл Г} = Q_{извл Н} r₀ или Q_{извл Г} = Q_{извл Н} r.

При неводонапорных режимах извлекаемые запасы газа рассчи­тываются по формуле

где q — остаточная растворимость газа в нефти при конечном пластовом давлении Рк — 1 МПа;

α_п — плотность нефти;

Ь₀ — объемный коэффициент пластовой нефти при начальном давлении Рн;

а_н — поправка на сжимаемость газа при конечном пластовом дав­лении.

Таким образом, потери газа, растворенного в нефти, при неводо­напорном режиме определяются остаточным количеством газа в не- извлекаемой нефти при конечном давлении и количеством газа в по- ровом пространстве, освобожденном за счет извлеченной из пласта нефти, при конечном давлении.

Категории запасов газа, растворенного в нефти, определяются категориями запасов нефти.