12.2. Методы подсчета запасов газа

Условия формирования, залегания и разработка газовых месторождений, нефтяных месторождений с газовой шапкой и месторождений нефти с растворенным в нефти газом различны. Соответственно запасы газа подсчитываются различными методами и учитываются отдельно [47].

Объемный метод. Сущность метода сводится к определению объема пустотного пространства пласта-коллектора в пределах залежи газа и газовой шапки. Объем газа в залежи в силу физико-химических свойств газа зависит от пластовых давлений и температуры.

Формула подсчета запасов газа объемным методом выглядит следующим образом:

V = F x h x k_п x k_г x [ρ₀ : (z₀ x ρ_ат)] x f ,

где V – начальные запасы газа, приведенные к стандартным условиям -

давлению и температуре (ρ_ст = 0.1 МПа и Т_ст = 293 К), млн. м³;

F – площадь газоносности, м²;

h – эффективная газонасыщенная мощность пласта, м;

k_п- коэффициент открытой пористости, доли единицы;

k_г- коэффициент газонасыщенности, доли единицы;

f - поправка на температуру для приведения объема газа к

стандартной температуре (f = Т_ст : Т_пл = 293 К : (273 К + t_пл);

ρ₀- начальное пластовое давление в залежи, МПа;

ρ_ат- атмосферное давление, МПа;

z₀ – коэффициент сжимаемости газа.

Произведение Fhk_пk_г соответствует объему газа в залежи при атмосферном давлении. Объем газа в залежи зависит от пластового давления ρ₀ и коэффициента сжимаемости газа z₀, которые устанавливают по промысловым ρ₀ и лабораторным z₀ данным. К_извл газа зависит от многих факторов (режима разработки, наличия конденсата, конечного давления в залежи, неоднородности пласта и т.п.) и должен определяться для каждого конкретного случая. В зависимости от условий К_{извл газа}= 0.65 – 0.95.

Метод подсчета запасов свободного газа по падению давления применяется для пластов, в которых первоначальный объем пор, занятый газом, не изменялся в процессе эксплуатации. В случае водонапорного режима указанный метод неприменим, хотя при небольшом подъеме ГВК ошибки определений в пределах допустимых. Формула подсчета основана на предположении о постоянстве количества извлекаемого газа при снижении давления на единицу во время разработки газовой залежи:

V_оп=V_добх {(ρ₂х α₂) : [(ρ₁х α₁) – (ρ₂х α₂)] ,

где V_оп- запасы газа в пласте, м³;

V_доб- объем газа, добытый в период между наблюдениями, м³;

ρ₁, ρ₂– пластовые давления соответственно на дату первого и второго

замеров, Па;

α₁, α₂– коэффициенты отклонения от закона Бойля-Мариотта при

замеренных давлениях.

Метод требует тщательных замеров ρ_плиV_добв процессе эксплуатации. Недоучет объема залежи, особенно разбитости ее на отдельные экранированные блоки, активности краевых вод может привести кбольшим погрешностям [12, 47].

Метод подсчета извлекаемых запасов растворенного в нефти газа по газовому фактору основан на определении насыщенности нефти газом на дату расчета. Для подсчета запасов попутного газа, растворенного в пластовой нефти при начальном давлении, находят лабораторным путем объем газа, растворенного в 1 м³нефти, приведенный к поверхностным условиям. Подсчет газонасыщенности нефти проводится по формуле:

V₀=Q_or_o-Q_извлb_op_kα_kf-Q_извл(b_o–b)p_kα_kf-Q_неизвлr_k,

где Q_o,Q_извл, Q_{неизв –} соответственно балансовые, извлекаемые и неизвлекаемые

запасы нефти, м³;

b_o,b– объемный коэффициент пластовой нефти на анчальную (при давлении

p_o) и конечную (при остаточном давлении, конечном, давленииp_k) даты

разработки;

α_k– поправка на коэффициент сжимаемости газа при давленииp_k;

r_o– первоначальный газовый фактор, м³/м³;

f- поправка на температуру для приведения к стандартным условиям;

r_k- остаточное (конечное) количество газа, растворенного в нефти при

давлении p_k, м³/м³.

Балансовые запасы газа определяются по газовому фактору, измеренному по пластовым пробам нефти [47].

Метод подсчета запасов конденсата в газоконденсатных месторождениях проводится теми же методами, которые применяются для газовых залежей. Балансовые запасы стабильного конденсата определяются по данным о балансовых запасах газа в залежи:

Q_o=V_oqp_k,

где Q_o- начальные балансовые запасы стабильного конденсата при стандартных

условиях, м³;

V_o- начальные балансовые запасы газа (включая конденсат) при стандартных

условиях, м³;

p_k- плотность стабильного конденсата, т/м³;

q- среднее начальное содержание в газе стабильного конденсата, м³/м³

(газоконденсатный фактор).

Объем конденсата в пластовом газе в значительной в значительной степени зависит от его состава. Извлекаемые запасы конденсата определяются коэффициентом конденсатотдачи, значение которого по опытным данным достигает 0,75, а при разработке с поддержанием пластового пластового давления0,95 [47].