Підрахунок запасів вільного газу об’ємним методом

Об’ємний метод підрахунку вільного газу також є ефективним методом, що може бути використаний для підрахунку запасів на будь-якій стадії пошукових, розвідувальних і експлуатаційних робіт або розробки родовища.

Сутність методу полягає у визначенні об’єму вільного газу приведеного до стандартних умов (0,1МПа і 20°С), який заповнює газонасичений об’єм пустотного простору колектора в межах покладу або родовища. Універсальність даного методу полягає в тому, що підрахункові параметри, що входять в формулу підрахунку можуть бути взяті безпосередньо по родовищу або покладу, які досліджуються безпосередньо по свердловинах, що пробурені або запозичені з сусідніх родовищ чи покладів, що знаходяться в даному нафтогазоносному районі і мають аналогічну будову, як старі так і нові родовища і поклади.

Формула власно об’ємного методу для підрахунку балансових запасів газу має наступний вигляд:

,

або

.

Видобувні запаси газу визначаються за формулою:

,

або

,

де V_г.о, V_г.вид – відповідно балансові (геологічні) і видобувні запаси газу, млн. м³.

F – площа газоносності, м²;

h – середня ефективна газонасичена товщина пласта, м;

m – середній коефіцієнт відкритої пористості, долі од.;

β_г – середній коефіцієнт газоносності порід, долі од.;

υ_о – об'ємний коефіцієнт пластового газу, долі од.;

η_г – коефіцієнт газовіддачі в долях од. (»1) приймається рівний 1, на практиці складає 0,96-0,98, тобто poдовище рахується виснаженим або виробленим повністю, коли тиск газу на усті свердловини дорівнює 0,1 МПа;

f_t – температурна поправка, долі од; (вираховується за формулою):

– відповідно середній пластовий тиск до початку розробки покладу і кінцевий пластовий тиск в кінці розробки;

– поправки за відхилення вуглеводневих газів від закону Бойля-Маріотта при :

 

де , Z_к – відповідно коефіцієнти стиснення газу на початку розробки і в кінці при тисках .

Пластовий тиск в газових свердловинах визначається на основі даних про тиски на гирлах свердловин (при тимчасовому їх закритті) з урахуванням сили тяжіння стовпа газу за формулою:

Р_виб. = Р_м е^{1293 х 10-9 Нρ}_г

Залишковий тиск в покладі (ρ_к) визначається при умові прийняття тиску на гирлі 0,1 МПа (після вилучення промислових запасів газу) відповідно до вище приведеної формули. Зазвичай, в залежності до глибини залягання і складу газу величина ρ_к коливається в межах 0,1-0,3 МПа і навіть більше. При водонапірному режимі урахування залишкового тиску ρ_к в пласті недоцільно, в цьому випадку ρ_к=0.

Площа газоносності, середня потужність пористої частини пласта і середній коефіцієнт пористості визначають так само, як і при підрахунку запасів нафти об’ємним методом. Варто тільки мати на увазі, що поверхня контакту газ-вода зазвичай горизонтальна, границі її по покрівлі і підошві, як правило, слідують ізогіпсам підземного рельєфу газоносного пласта.

Відхилення вуглеводневих газів від законів складання ідеальних газів може бути визначено за даними про відхилення окремих компонентів газової суміші. Дослідження показують, що відхилення тим більше, чим вище молекулярна маса газу; при підвищенні температури вони змешуються.

Відхилення для складових частин природного газу на 0,1 МПа α при 15°С приведені в таблиці 11.1.

Таблиця 11.1 - Відхилення складових частин природного газу

Компоненти вуглеводневого газу	Відхилення на 0,1 МПа при 15°С
Метан	0,0022176
Етан	0,0088128
Пропан	0,0186192
Вуглекислий газ	0,0065520
Азот	0,0001008
Повітря	0,0004896

 

Примітка: Відповідно до приведених даних відхилення суміші газу на 0,1 МПа може бути підраховано шляхом множення величини відхилення кожної складової частини на відповідний вміст цієї складової частини газу у суміші і сумування цих добутків. Слід мати на увазі, що при наявності у суміші тяжких вуглеводнів, при такому розрахунку в залежності від того чи іншого тиску отримуються досить різні і крайнє наближені дані по відношенню до дійсної величини відхилення суміші. Відхилення азоту від закону Бойля-Маріотта настільки мале, що його зазвичай не приймають до уваги.

Для визначення відхилення природного газу від закону Бойля-Маріотта при температурі 15°С користуються таким виразом:

n=,

де n – відхилення, %

Р_м – манометричний абсолютний тиск, МПа;

вміст в природному газі в %: m –метану, e – етану,d – пропану, c – вуглекислоти, s - сірководню, l – повітря.

Підрахувавши за характером компонентного складу газу величину n, підставляють в об’ємну формулу поправку α:

α = 1+.

При значному вмісті важких вуглеводнів і при абсолютних тисках більше 10 МПа отримані за формулою величини відхилень значно відрізняються від дійсних. В цьому випадку наведеною формулою користуватися не варто і рекомендується визначати стисливість газу дослідним шляхом в лабораторії.

Для визначення коефіцієнта газонасиченості β_r можна користуватися графіком А.А. Ханіна, який дозволяє визначити цю величину з урахуванням вмісту зв’язаної води. Вказаний графік застосовується для ефективних розрахунків, коли відсутні конкретні дані лабораторних досліджень.

Найбільш складним при підрахунку запасів газу об’ємним методом є обґрунтування коефіцієнта газовіддачі, так як даних по цьому питанню недостатньо. У зарубіжних роботах є тільки деякі міркування загального порядку і відсутні конкретні дані про вплив різних факторів на величину газовіддачі газових родовищ. Це імовірно пояснюється тим, що у всіх формулах об’ємного методу підрахунку запасів газу, які приведені у зарубіжних роботах, як правило, відсутній параметр, що характеризує коефіцієнт газовіддачі; тільки у супроводжувальному тексті відмічається можливість вилучення тієї чи іншої кількості підрахованих запасів (без всякого обґрунтування). Більше того, у формулах часто не враховується величина залишкового тиску, але в практичних розрахунках запасів газу ця величина завжди враховується.

Деякі автори приводять величину коефіцієнта газовіддачі для газових родовищ в межах 0,5-0,95, але при цьому не вказують конкретно вплив тих чи інших факторів на цю величину.

Аналіз матеріалів по 49 газових родовищах США (з яких 22 закінчені розробкою) показують, що для закінчених розробкою родовищ з запасами газу більше 1,5-2 млрд. м³ фактичний коефіцієнт газовіддачі коливається в межах 0,9-0,99, а для родовищ з меншими запасами – 0,66-0,80, при цьому менші величини отриманих для менших запасів.

Середньоарифметичний розрахунок коефіцієнта газовіддачі по 22 родовищах США, закінчених розробкою, дав середню цифру 0,87. Таким чином, середні втрати газу складають 0,13 від початкових запасів газу (в тому числі середні втрати газу в пласті за рахунок залишкового тиску, прийнятого на устях свердловин рівним 0,1 МПа, склали біля 0,02).

Коефіцієнт газовіддачі Ленінградського газового родовища по даних розробки склав біля 0,84, а Канівського родовища – біля 0,81-0,82.

На коефіцієнт газовіддачі великий вплив має величина залишкового тиску.

В США при підрахунку запасів газу цю величину часто вибирають не з міркувань максимальної дегазації покладу і доведення тиску на усті експлуатаційних свердловин до 0,1 МПа, а в залежності від ряду тільки економічних факторів.

Даних про величини залишкового тиску, які приймають у США не має, але мабуть вони досягають 0,7-1,2 МПа. Хоча практично газові родовища продовжують експлуатуватися до повної дегазації, втрати газу в пласті за рахунок залишкового тиску в офіційних підрахунках запасів газу не фігурують, що приводить до занижених цифр запасів в опублікованих даних.

Для великих газових покладів, як правило, залишковий тиск на гирлах свердловин приймається рівним 0,1 МПа, завдяки чому по великим родовищам досягають більш високі коефіцієнти газовіддачі.

При підрахунку запасів газу в колишньому СРСР виходили з повного обліку всіх запасів, які можуть бути вилучені, тому залишковий тиск визначався виходячи з величини кінцевого тиску на гирлах експлуатаційних свердловин – 0,1 МПа.

Крім урахування залишкового тиску при підрахунку запасів газу необхідно вводити ще й коефіцієнт газовіддачі, який враховує кількість вилученого газу від фізично-підрахованих запасів. Коефіцієнт газовіддачі в покладах з газовим режимом, який найбільш розповсюджений, слід приймати в розмірі 0,90-0,95.

В покладах газу газових родовищ з водонапірним режимом балансові видобувні запаси газу підраховуються без врахування залишкового тиску, за виключенням особливих випадків, коли є дані про те, що після закінчення експлуатації із-зі недостачі напору краєвих вод буде обводнений не весь газовий поклад.

Деякі дослідники рахують, що при підрахунку запасів газу в покладах з водонапірним режимом необхідно вводити коефіцієнт віддачі, який залежить від будови пласта і самого покладу, зміни колекторських властивостей, відносної проникності для газу і води, ступені газонасиченості, тощо. Про величину коефіцієнта газовіддачі при водонапірному режимі є деякі дані, отримані по лабораторним дослідженням з витиснення газу водою з колекторів різного типу, проведених за кордоном в основному на природних і частково на штучних зразках керну пісковиків і вапняків.

В результаті було встановлено, що при витисненні газу водою в колекторах залишається значна кількість газу від 16-50% від об’єму порового простору колектору. Так, для рихлих пісковиків після витиснення газу водою залишкова газонасиченість дорівнювала 16%; для щільних пісковиків вона коливалась в межах 25-50%, а для вапняків складала біля 50%. Було також відмічено, що в’язкість, щільність і поверхневий натяг витисняючих рідин не впливають на величину залишкової газонасиченості, а пластові умови (температура, тиск, швидкість витиснення і вміст зв’язаної води) впливають не досить суттєво.

Є деякі промислові дані про залишкову газонасиченість по родовищах Вест-Бомонт в Техасі і Лейксайд в Луїзіані. Залишкову газонасиченість визначали в обводненій частинній структури на основі даних дослідження керну і електрокаратажу про просування газоводяного контакту в двох свердловинах. Було з’ясовано, що залишкове газонасичення за даними аналізу керну коливається від 16,7-18,5%, а за даними електрокаратажу від 19,4-37% при пористості пісковиків 31-32,9%. Ці дані дозволяють орієнтовано приймати коефіцієнт газовіддачі для газових покладів з водонапірним режимом рівним 0,8.

На основі приведених даних можна зробити наступні висновки:

1) для родовищ з запасами газу більше 1,5-2 млрд. м³ коефіцієнт газовіддачі коливається в межах 0,9-0,99 (від початкових запасів, підрахованих з урахуванням залишкового тиску 0,1 МПа);

2) для родовищ з меншими запасами коефіцієнт газовіддачі коливається в межах 0,66-0,8 ( в цьому випадку залишкові тиски що приймались, при яких були підраховані запаси, виявились вищими ніж для родовищ з більшими запасами);

3) при витисненні газу водою з рихлих пісків залишкова газонасиченість складає біля 16%; для щільних пісковиків вона коливається в межах 25-50%;

4) промислові дані вивчення кернів, взятих з газоносної частини площі, що обводнилась, показують залишкову газонасиченість в межах 16,7-21,8%.

Таким чином стає зрозумілим необхідність врахування коефіцієнта газовіддачі при підрахунку запасів газу в газових родовищ (покладах) з урахуванням вище вказаних міркувань і особливостей геологічної будови покладу газу.