9 Абрикосов и. X. И др. 241

ведки с запасами до 50 млн. т, при определении¹ коэффициента извлечения нефти пользуются Временным методическим руковод­ством. При больших запасах коэффициент извлечения рассчиты­вают на основе технико-экономического обоснования (ТЭО).

Объемный метод подсчета запасов нефти является основным. Он применим для подсчета запасов нефти в недрах при любом режиме работы залежи в контуре любой категории запасов. Понятие о методе материального баланса

Для подсчета начальных запасов нефти в коллекторах смешан­ного типа применяют также метод материального баланса, согласно которому количество нефти, содержащейся в залежи, может быть определено путем изучения изменений физических свойств нефти в зависимости от снижения пластового давления в процессе раз­работки залежи. Отбор нефти, попутного газа и воды из залежи вызывает непрерывное перераспределение этих флюидов вслед­ствие снижения пластового давления. При этом баланс между количеством углеводородов, содержавшихся в залежи до начала разработки, и количеством углеводородов, добытых и еще остав­шихся в недрах, не нарушается. Следовательно, подсчет началь­ных запасов нефти методом материального баланса базируется на принципе сохранения материи.

§ 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.

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

Подсчет начальных балансовых запасов газа объемным _мето-дом производится по формуле Q_r = Fhk_n-0k_rf (р₀а,₀/р_С1.а_Ст,), где Q_r — начальные запасы газа, приведенные к стандартным условиям (р_от = 0,1 МПа и Т_ст = 293 Ю, млн. м³; F — площадь газоносности, га; h — эффективная мощность газонасыщенной части пласта; k_n. ₀ — коэффициент открытой пористости; k_v— коэффициент газонасыщенности; р₀ — начальное пластовое давле­ние в залежи, МПа; сс₀ — поправка на сжимаемость газа при на­чальном давлении р₀ и пластовой температуре, равная 1/Z₀; ^аст — ^{то же}> ^ПР^И стандартных условиях; / — поправка на тем-242

пературу для приведения объема газа к стандартной температуре: / = Г_ст/Т_ил = 293 К/(273 К + *„„).

Произведение Fhk_u. _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 р₀а₀ больше р_ста_ст.

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 р₀ = р_та_Хе¹²⁹³'¹⁰ ' ^рг, где р_шах — заме­ренное манометром максимальное давление на устье закрытой скважины; е — основание натуральных логарифмов, равное 2,71; Я — средняя глубина залегания залежи; р_г — плотность газа по воздуху.

г Численные значения коэффициента сжимаемости Z определяют графически по опытным кривым (см. рис. 32).

В СССР коэффициент газоотдачи при подсчете запасов газа принят равным единице независимо от режима залежи и ее геолого-промысловых 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 Инструкцией 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 Qr, добываемого при снижении давления на 0,1 МПа, постоянно в процессе всего срока эксплуа­тации залежи: Qr = (Q_ra — Q_ri)/(/>i^ai — Р2«г), где Q_rl и Q_r2 — добытое суммарное количество газа соответственно на первую и вторую даты; p_t и /?₂ — соответствующие на эти даты пластовые давления в залежи; а_х и а₂ — поправки на сжимаемость газа соответственно при давлениях р_г и р₂.

Полагая, что при дальнейшем снижении пластового давления

на каждые 0,1 МПа от р_г в процессе всего срока разработки за-

9* 243

-J

лежи будет добываться такое же количество газа Qr, можно под­считать начальные балансовые запасы газа по формуле Q_r = == [ро^ао (Qr2 — Qn)1/(pi«i — Ра^а2). где Ро — начальное пласто­вое давление в залежи; «₀ — 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 дадения 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, растворенногй в нефти

Балансовые запасы газа, растворенного в нефти <2бал. _г. опре­деляются при любом режиме по балансовым запасам нефти Q_6aJI. _H с учетом растворимости газа в нефти г₀ при среднем начальном пластовом давлении или с учетом среднего начального (или теку­щего) газового фактора г.

Если в процессе разведки залежи были отобраны пластовые пробы, то подсчет осуществляется с учетом величины раствори-244

мости 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 г больше г₀, то для расчетов берется величина растворимости газа в нефти г„, если г меньше г₀, то подсчет запасов производится с учетом газо­вого фактора г. Таким образом при г >r₀ Q_{6ajb г} = Q_6aJI. „r_n;

ПрИ Г < Г₀ <2бал. г — <2бал. 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 физвл. г ⁼ ~ Уизвл. н^О ИЛИ физвл. г ⁼⁼ Уизвл. тяГ-

При неводонапорных режимах извлекаемые запасы газа рас­считываются ПО формуле <2извл. г = Фбал. н^го — Фнеизвл. н<7 —

— 3„звл.нМркак/РнРста_Ст)> где <? —остаточная растворимость газа в нефти при конечном пластовом давлении р_к = 1 МПа; р_н — плотность нефти; Ь₀ — объемный коэффициент пластовой нефти при начальном давлении р_п; а_к — поправка на сжимаемость газа при конечном пластовом давлении.

Таким образом, потери газа, растворенного в нефти, при неводонапорном режиме определяются остаточным количеством газа в неизвлекаемой нефти при конечном давлении и количе­ством газа в поровом пространстве, освобожденном за счет извле­ченной из пласта нефти, при конечном давлении.

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