Особливості підрахунку запасів вільного газу в нафтогазових і газонафтових покладах
Двохфазовий стан покладів значно ускладнює не тільки процес розвідки і розробки, але і підрахунок запасів нафти і вільного газу. У газонафтових покладах необхідні додаткові дослідження по обґрунтуванню положення газонафтового контакту, кондиційних меж окремо для нафтової і газової частин покладу, так як газ має більшу проникну здатність чим нафта. Значно ускладнюється процес геометризації пластових склепінних покладів з нафтовою облямівкою.
Визначення відміток положення газонафтового контакту в пластових пересіченнях їх свердловиною проводиться за даними ГДС, а також випробувачем на кабелі. Серед геофізичних методів найбільш інформативними є нейтронні методи, але при умові повного розформування зони проникнення фільтрату глинистого розчину. Також досить ефективними для відбивки положення газонафтового контакту є гідродинамічні дослідження на кабелі.
Найбільш складною проблемою при обґрунтуванні підрахункових параметрів і підрахунку запасів є геометризація газонафтових покладів і в першу чергу їх нафтових ділянок по покладам пластового типу.
Рисунок 18.1 – Принципова схема розміщення газонафтових і нафтогазових покладів за З.Г. Борисенко
Якщо даних по свердловинах для побудови карти ізопахіт є не достатньо або мало, то на будь – якій стадії вивченості покладу, крім стадії пошуків, може бути використаний метод, який дозволяє складати такі карти по нафтовій частині підрахункового об’єкту але при взаємозв’язку з газовою частиною. Для цього на першому етапі складається карта в ізолініях нафтогазонасичених товщин підрахункового об’єкту, яка відповідає даній стадії вивченості з урахуванням кондиційних меж параметрів продуктивних пластів, як по газовій так і по нафтовій частинах покладу. Для побудови цієї карти по кожній свердловині враховується сума виділених ефективних нафтонасичених і газонасичених товщин підрахункового об’єкту. На другому етапі складається карта ефективних газонасичених товщин, тільки по газовій частині покладу. Методичні прийоми побудови згаданих карт стосовно до стадії вивченості аналогічні побудові цих карт для пластового або масивного покладів. Карта ізопахіт нафтонасичених товщин отримується шляхом геометричного віднімання карти в ізолініях газонасичених товщин з карти ізоліній нафтогазонасичених товщин. При побудові карти в ізолініях нафтогазонасичених товщин необхідно звернути увагу на те, що на зовнішньому контурі газоносності і на внутрішньому контурі нафтоносності ізопахіти повинні мати злам.
В масивних газонафтових покладах форма газової частини завжди має форму масивного покладу, що і визначає спосіб побудови карти ізопахіт на різних стадіях вивченості.
На відкритому покладі пластового покладу по даних однієї з свердловин складати карту в ізолініях нафтонасичених товщин пласта не доцільно, так як достовірність її досить низька. Об’єм колекторів нафтової частини покладу на цій стадії визначається як різниця між нафтогазонасиченим об’ємом (Vн-г), визначеним по карті в ізолініях нафтогазонасичених товщин, і газоносним об’ємом (Vг), який визначається по карті в ізолініях газонасичених товщин. Таким чином, середня ефективна нафтогазонасичена товщина нафтової частини покладу визначається за формулою:
,
де Fн – площа нафтової частини покладу в межах зовнішнього контуру нафтоносності або обмежена зовнішнім контуром нафтоносності і внутрішнім контуром газоносності.
Аналогічно визначаються об’єми середніх нафто-насичених товщин малопотужних нафтових облямівок.
При підрахунку запасів нафти газонафтових покладів доцільно дотримувати послідовну диференціацію підрахункових об’єктів (по аналогії з нафтовими покладами). Проте поряд знафтовою і водонафтовою зонами по кожному об’єкту на відповідній стадії необхідно виділяти газонафтові зони і підрахунок запасів вести диференційовано по кожній з них.