2. Режими родовищ природних газів

Родовища природних газів можуть розроблятися на режимах виснаження пластової енергії (природних режимах) або з повним чи частковим підтриманням пластового тиску шляхом закачування в продуктивні пласти газу, води, пари, розчинів різних речовин і вуг­леводневих розчинників (штучних режимах).

При розробці родовищ на виснаження, без уведення в пласт з поверхні додаткової енергії, трапляються два режими: газовий і водонапірний.

При газовому режимі приплив газу до вибою свердловини відбувається під дією енергії тиску самого газу. Газовий режим характеризується тим, що при відборі газу з родовища початковий контур газоносності залишається нерухомим або наявне незначне проникнення в газонасичену частину пласта крайової чи підошовної води, яке не чинить помітного впли­ву на процес розробки. У міру зниження пластового тиску газонасичений поровий об'єм може зменшуватися у випадку колекторів, що деформуються, і в результаті випадіння у пласті вуглеводневого конденсату, збільшуватися внаслідок випаровування зв'язаної води, усадки залишкової нафти і розкладання гідратів в газогідратних родовищах або залишатися постійним. Газовий режим переважно спостерігається в екранованих (замкнутих) пластах, а також при розробці родовищ природних газів, приурочених до водонапірного басейну об­межених розмірів або з погіршеними колекторськими властивостями пластів (проявом гра­ничного градієнта тиску) в зоні газоводяного контакту.

Більшість родовищ газу розробляється в умовах водонапірного режиму. При водо­напірному режимі газ припливає до вибою свердловин як за рахунок пружної енергії стис­нутого газу, так і за рахунок напору крайової або підошовної води. Надходження в родови­ще пластової води супроводжується переміщенням газоводяного контакту, що приводить до зменшення газонасиченого порового об'єму і скорочення площі газоносності. Залежно від геологічної будови родовища і умов відбору газу активність прояву водонапірного режиму може бути різною. При повній компенсації відбору газу припливом законтурної води пла­стовий тиск в процесі розробки родовища залишається постійним і видобуток газу з пори­стого середовища проходить виключно за рахунок напору пластової води. Цю різновидність водонапірного режиму називають жорстководонапірним режимом. У переважній більшості випадків розробка родовищ, приурочених до пластових водонапірних систем, відбувається при спадаючому пластовому тиску, в умовах прояву пружних властивостей пористого сере­довища і насичуючих його води і газу. Сили пружності колектора і води відіграють неістотну роль порівняно з іншими джерелами пластової енергії. Тому, виходячи з прийня­тої класифікації режимів по головному (переважаючому) виду енергії, режим розробки га­зових родовищ при спадаючому тиску слід визначати як водонапірний замість терміну пружноводонапірний, який часто застосовується.

Переважно в початковий період розробки газового родовища, приуроченого до пласто­вої водонапірної системи, тиск падає як при газовому режимі. Тривалість даного періоду збільшується з ростом розмірів родовища (площі газоносності), темпу відбору газу і змен­шенням проникності продуктивнх відкладів, особливо в законтурній частині родовища. Сповільнення надходження води в газове родовище може бути також пов'язано з проявом граничного градієнта тиску у водоносному пласті, розгазуванням пластової води при зни­женні тиску, погіршенням проникності пористого середовища в області початкового конту­ру газоносності, розбуханням глин в слабоглинизованих колекторах при контакті їх з кон­турною водою. Досвід розробки газових родовищ свідчить, що помітний прояв водо­напірного режиму починається після зниження пластового тиску на 3-30 % від початкового значення. З промислової практики також відомі випадки, коли вода надходила тільки на за­ключній стадії розробки родовищ.

При уведенні в пласт з поверхні додаткової енергії реалізуються газовий або водо­напірний режими та їх поєднання. У випадку часткового підтримання пластового тиску ро­довище розробляється на змішаному режимі. В процесі відбору вуглеводнів родовище може послідовно розроблятися на різних режимах.

3. Запасами називають масу нафти і конденсату або об'єм газу у виявлених, розвіданих і розроблюваних покладах на дату підрахунку, зведених до стандартних умов (0,1 МПа і 20°С). При визначенні запасів родовищ обов'язковому підрахунку і обліку підлягають не тільки запаси нафти, газу, конденсату, але і всі цінні компоненти, які містяться в них (етан, пропан, бутан, сірка, гелій, метали), видобуток яких є доцільним. Запаси нафти, га­зу, конденсату і компонентів, які містяться в них, за ступенем вивченості діляться на кате­горії А, В, і С₃

Категорія А - запаси покладу (його частини) вивчені детально. Обчислюються у по­кладі (його частині), який розбурений згідно з затвердженим проектом розробки родовища нафти або газу.

Категорія В - запаси покладу (його частини), нафтогазоносність якого виявлена на ос­нові одержаних промислових припливів нафти або газу в свердловинах на різних гіпсометричних відмітках.

Категорія С1 - запаси покладу (його частини), нафтогазоносність якого виявлена на ос­нові одержаних у свердловинах промислових припливів нафти або газу (частина свердло­вин випробувана випробувачем пластів) і позитивних результатів геологічних і ге­офізичних досліджень у невипробуваних свердловинах.

Категорія С₂ - запаси покладу (його частини), наявність яких обгрунтована даними геологічних або геофізичних досліджень. Підраховуються у нерозвіданих частинах покла­ду, які прилягають до ділянок з запасом більш високих категорій; в проміжних і вищезаля-гаючих невипробуваних пластах розвіданих родовищ.

Запаси нафти, газу, конденсату і компонентів, які містяться в них, діляться на дві гру­пи: балансові — запаси родовищ (покладів), розробка яких на сучасному етапі економічно доцільна; забалансові — запаси родовищ (покладів), розробка яких на теперішній час еко­номічно недоцільна, або технічно і технологічно неможлива, але які в майбутньому можуть бути переведені в балансові. В групі балансових запасів виділяють видобувні запаси, тобто ту їх частину, яку можна видобути з надр при сучасному рівні техніки і технології видобутку.

Оцінка запасів нафти і газу. Найважливішим момен­том у прийнятті рішень щодо розробки нафтового чи газового родовища є визначення запасів нафти і газу. Знання запасів нафти і. газу визначає економічну стратегію в, розвитку регіону чи держави в цілому. Залежно від величини запасів оцінюєть­ся обсяг капітальних вкладень на освоєння і розробку родо­вища, обсяги будівельно-монтажних робіт, на впорядкування родовища об'єктами з видобування і транспортування нафти і газу, трудові витрати і житлово-соціальне будівництво.

Запаси, нафти і газу за результатами розвідки родовища оцінюються, як правило, об'ємним методом за формулою:

де: F - площа нафтоносності, визначається з використанням структурної карти і структурних розрізів; всередині зовніш­нього контура нафтоносності, h_{c -} середня ефективна нафтонасичена товщина пласта, т - пористість, р₀ - початкова нафтонасиченість пласта, b{р_пл) --об'ємний коефіцієнт пласто­вої нафти.

Розраховані за формулою (2.12) запаси нафти визнача­ються в м³ і називаються геологічними запасами.

Запаси нафти, які можуть бути підняті з надр на поверх­ню, визначаються за формулою:

тобто коефіцієнт нафтовіддачі є відношенням видобутих запа­сів нафти, до початкових (геологічних) запасів, Коефіцієнт на­фтовіддачі визначається в частках, одиниці або в %. Чим бли­жче коефіцієнт нафтовіддачі до одиниці, тим ефективніше здійснюється розробка родовища. Величина коефіцієнта нафтовіддачі залежить від геолого-фізичних характеристик нафтопродуктивного пласта, властивостей рідин, що насичують пласт, і режимів розробки родовищ.

Сучасні технології розробки родовищ можуть забезпе­чити нафтовіддачу на 50-70%, що є непоганим показником, оскільки на початок 60-их років, коли тільки починали вико­ристовувати методи, підвищення нафтовіддачі, цей показник становив 28-30%.

Зазначимо, що в нафтотехнічній літературі термін «ви­добувні запаси» часто ототожнюється з терміном «балансові запаси». Це зумовлено тим, що, коли видобувні запаси затвер­джено в Державній комісії по запасах (ДКЗ), їх називають ба­лансовими.

Оскільки в пластових нафтах завжди розчинені вуглево­дневі гази - метай, етан, продай та інші, які в нафтопромисло­вій практиці називають попутними нафтовими газами, то за­паси цього газу визначають за формулою:

Якщо при проведенні розвідувальних робіт відкрито чис­то газове родовище, то запаси газу визначаються за формулою:

де: F - - площа газонасиченого пласта; h_cр - середня газонасичена товщина пласта; т - пористість; р₀ - початкова газона­сиченість nop пласта; р₀ - початковий пластовий тиск; р_ст стандартний тиск; z(p₀), z(р) - коефіцієнт надстисливості газу при початковому і стандартному тиску; Т₀, Т_ст - темпе­ратура в газовому покладі і стандартна температура,

У зв’язку з тим, що вимірювані об'єми газу значного мі­рою залежать від тиску і температури, то всі вимірювання з визначення об'ємів газу зводяться до стандартних умов. За стандартні умови беруть Т_ст =293⁰ К. р_ст =0,103 МПа.

Визначені об'ємним: методом запаси нафти і газу в процесі розробки родовищ можуть уточнюватись.

Метод матеріального балансу. Згідно з цим методом балансові запаси вуг­леводнів в покладі до початку розробки дорівнюють сумі видобутих і залишкових запасів на будь-яку дату розробки:

Балансові запаси нафти за даним методом визначають залежно від режиму роботи покладу:

для режиму розчиненого газу

для пружноводонапірного режиму

для змішаного режиму роботи газонафтового покладу (з газовою шапкою)

де - нагромаджений видобуток нафти в об.од; - двофазний об'ємний коефіцієнт пластової нафти і газу при зниженні пластового тиску від ; об'ємний ко-

ефіцієнт пластової нафти до початку розробки; - середній газовий фактор за період ви­добутку аб'ємів нафти при стандартних умовах; - число об'ємів газу, розчиненого в одному об'ємі нафти при середньому початковому пластовому тиску ; - об'ємний ко­ефіцієнт пластового газу при початковому тиску ,

де - коефіцієнт стисливості газу при тиску ; , - пластова температура,

°С; - кількість води, яка зайшла в пласт, і видобутої води за період зниження пласто­вого тиску від при стандартних умовах, об.од.; - відношення об'єму газу в га­зовій шапці (в пластових умовах) до об'єму нафти з розчиненим в ній газом (в пластових умовах); - об'ємний коефіцієнт пластового газу при тиску на дату розрахунку,

де - коефіцієнт стисливості газу при тиску