9.2 Подсчет запасов свободного газа

При подсчете запасов свободного газа применяют два метода: объемный и метод расчета по падению пластового давления.

Объемный метод применяется на стадии завершения разведочных работ и пробной эксплуатации. Метод базируется на данных о геологических границах залежи, характере порового пространства и соответствующем пластовом давлении. Объемная формула для подсчета геологических запасов свободного газа имеет следующий вид:

,

где - геологические запасы газа, м³;

F - площадь газоносности, м²;

- средневзвешенная по площади эффективная газонасыщенная толщина пласта, м;

m – коэффициент открытой пористости, доли ед.;

- коэффициент газонасыщенности коллектора, доли ед.;

- поправка на температуру для приведения объема газа к стандартной температуре:

,

где = 20 ⁰С;

- температура пласта, ⁰С;

- абсолютная температура, равная 273 К;

- пластовое давление (среднее по залежи) на дату подсчета, атм;

- конечное пластовое давление (принимается равным 1 атм на устье скважины).

рассчитывается по формуле:

,

где - глубина скважины, см;

- плотность газа по воздуху (относительная плотность);

и - поправки на отклонение углеводородных газов от закона Бойля-Мариотта соответственно для давлений и .

Поправки и являются величиной обратной коэффициенту сверхсжимаемости z, который определяется по графику в зависимости от приведенных значений давления и температуры - и (рисунок 33).

Для определения приведенных параметров и рассчитывают так называемые «псевдокритические» параметры, которые определяются по фракционному составу газа как сумма произведений объемного содержания каждого компонента на табулированное значение критических параметров.

Рисунок 33 – Зависимость коэффициента сверхсжимаемости для природного газа от приведенного давления и температуры.

Пример расчета псевдокритических параметров давления - и температуры - по фракционному составу газа и стандартных критических значений для каждой фракции приведен в таблице 4:

Таблица 4

По рассчитанным значениям и определяют величины приведенных параметров Р_пр и Т_пр, как отношение фактических пластового давления и температуры в залежи к псевдокритическим параметрам:

; .

Таким образом, параметры и в формуле объемного метода расчета запасов газа равны:

; .

Основные физические характеристики природных газов, которые используются при подсчете запасов свободного газа и содержащихся в них компонентов, приведены ниже:

Параметры	CH4	C2H6	C3H8	C4H10	CO2	H2S	N2
Критическое уравнение Pкр, МПа	4.73	4.98	4.34	3.87	7.38	9.78	3.46
Критическая температура Ткр, К	191.1	305.4	370.0	425.2	304.2	373.6	126.2
Плотность при 0,1 МПа и 20ºС, г/м3	668	1251	1834	2418	1831	1431	1166

В соответствии с классификацией запасов для свободного газа подсчитываются только геологические запасы. Однако, опыт разработки газовых и газоконденсатных месторождений у нас в стране и за рубежом показывает, что полного извлечения газа из недр, как правило, не достигается. Обобщенные сведения по 47 залежам, законченных разработкой (данные М.Л. Фиша, И.А. Леонтьева, И.Е.Хоменкова) показывают, что средний коэффициент извлечения газа составил 0,895 в том числе по залежам с газовым режимом – 0,92, залежам с газоупруговодонапорном режиме – 0,87.

Исходя из опыта разработки залежей, находящиеся в длительной эксплуатации, величина коэффициента извлечения газа при оценке прогнозных ресурсов может быть принята равным 0,85. При подсчете запасов свободного газа следует учитывать режим разработки объекта. При газовом режиме коэффициент извлечения определяется конечным давлением, при котором разработка считается экономически рентабельной. При газоупруговодонапорном режиме извлечение газа зависит от механизма и характера вытеснения газа пластовой водой, упругими и капиллярными силами. Отработка залежи целесообразна до возможно низкого пластового давления.

Метод подсчета запасов свободного газа по падению давления применяется при работе залежи на газовом режиме и основан на использовании зависимости между количеством газа, отбираемого из залежи, и падением пластового давления. Метод может быть применен при разработке залежи в течение определенного времени по графику зависимости от , где - текущее пластовое давление, , - отбор газа.

Экстраполяция графика до пересечения с осью позволяет определить величину запасов газа (рисунок 42). Отклонение прямой линии от оси свидетельствует о том, что в конце разработки начинает проявляться влияние водонапорной системы. Если пластовое давление в начальный период разработки оказалось ниже начального, установленного при разведке, то это означает наличие утечки или переток газа в другие разрабатываемые объекты.

Для оценки потерь прямую линию экстраполируют до величины начального пластового давления (рисунок 34).

100 200 Q_г

Рисунок 34 – Зависимость для Пилюгинского месторождения (по Ю.П. Коротаеву, С.Н. Закирову)