Подсчет запасов свободного газа

 

Объемный метод подсчета запасов свободного газа основан на тех же принципах определения объема залежи, что и объемный метод подсчета запасов нефти:

 

Q_G = F * h * K_n * f * K_G * (P₀ * a₀ - P_cm * a_cm) / P_cm,

 

где Q_G – начальные запасы газа (в стандартных условиях, Р_ст = 0,5 МПа, Т_ст = 293° К);

F – площадь в пределах контура газоносности, м²;

h – эффективная газонасыщенная мощность (толщина), м;

k_n – коэффициент открытой пористости;

P₀ – начальное пластовое давление в залежи, МПа;

P _cm – среднее остаточное давление, МПа, в залежи после извлечения промышленных запасов газа и установления на устье скважины давления, равного 0,1 МПа;

a₀ и а_cm – поправки на отклонение углеводородных газов от закона Бойля-Мариотта соответственно для давлений Р₀ и Р_cm, равные 1/z, где z = PV / RT – коэффициент сжимаемости газа, определяемый по пластовым пробам;

f – поправка на температуру для приведения объема газа к стандартной температуре: Т_ст / Т_пл = 293° К / (273° К + T_m);

K_G – коэффициент газонасыщенности с учетом содержания связанной воды;

T_m – пластовая температура.

 

Метод подсчета запасов газа по падению давления

 

Он основан на связи количества извлекаемого газа с величиной падения давления в процессе разработки газовой залежи. Если на первую дату подсчета в начале разработки залежи добыто Q₁ объемов газа, при этом давление в залежи составило P₁, а на вторую, более позднюю дату, отобрано Q₂ объемов газа и давление поднялось до Р₂, то добыча газа за этот период (от первого до второго подсчета) на единицу падения давления составит:

 

Q = (Q₂ - Q₁) / (P₁ - P₂).

 

Исходя из того, что и в дальнейшем при падении пластового давления в залежи до некоторой его конечной величины будут добываться одинаковые количества газа на единицу падения давления, получают следующую формулу для подсчета запасов газа:

 

Q_G = (Q₂ - Q₁) (P₂ a₂ - P₁ a₁) / (P₁ a₁ - P₂ a₂).

 

где Q_G – промышленные запасы газа на дату, когда уже было отобрано газа Q ₂, м³.

Для залежей с водонапорным режимом метод по падению давления неприменим, так как при подсчете запасов газа этим методом предполагается, что первоначальный объем пор пласта, занятый газом, не меняется в процессе эксплуатации. При газо-водонапорном режиме в формулу необходимо вводить поправку на количество газа, вытесненного за определенный период времени напором воды (Q '). Тогда формула для подсчета запасов примет следующий вид:

 

Q_G = (Q₂ - Q₁ - Q ' ) (P₂ a₂ - P₁ a₁) / (P₁ a₁ - P₂ a₂).

 

Остаточное давление в этом случае учитывать нет необходимости.

Если количество газа, вытесненного напором воды, определить невозможно, запасы газа следует подсчитывать объемным методом.

Если месторождение конденсатное, то после определения запасов газа подсчитывают запасы конденсата:

 

Q_K = Q_G П,

 

где П – потенциальное содержание конденсата

 

Подсчет запасов газа, растворенного в нефти

 

Балансовые запасы газа, растворенного в нефти, рассчитывают по формуле:

 

Q_{G бал} = Q_{O бал} * r₀,

 

где Q_{G бал} – балансовые запасы газа в м³,

Q_{O бал} – балансовые запасы нефти в т,

r₀, – содержание газа в нефти при начальном пластовом давлении, м³/т.

Величина извлекаемых запасов газа, растворенного в нефти, зависит от режима работы нефтегазоносных пластов. При водонапорном режиме газовый фактор в процессе эксплуатации залежи мало изменяется во времени, и извлекаемые запасы газа, растворенного в нефти, подсчитывают по упрощенной формуле:

 

Q_{G изв} = Q_{O изв} * r_П,

 

где Q_{G бал} – извлекаемые запасы газа в м³,

Q_{O бал} – извлекаемые запасы нефти в т,

r₀, – газовый фактор м³/т, замеренный на поверхности земли при давлении 0,1 МПа.

 

ГЛАВА 12. ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ РАЦИОНАЛЬНОЙ

ПОДГОТОВКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ (ЗАЛЕЖЕЙ) НЕФТИ И ГАЗА

К РАЗРАБОТКЕ

 

Разработкой нефтяной (газовой) залежи или эксплуатационного объекта называют совокупность технологических операций, обеспечивающих извлечение из продуктивных пластов путем управления процессом движения жидкостей или газа по пласту-коллектору к забоям добывающих скважин при использовании естественной энергии залежи или искусственном воздействии на нее.

Собственно под системой разработки залежи (объекта) понимается совокупность добывающих и нагнетательных скважин, определенным образом расположенных на площади залежи, средств подъема флюидов, а также закачки энергоносителей (вытесняющего агента), нагнетаемых в продуктивные пласты эксплуатационного объекта.

Система разработки конкретной залежи (месторождения) оказывается тем более эффективной, чем полнее она учитывает особенности ее геологического строения. Поэтому геологическому обоснованию выбора наиболее эффективной для данных геолого-физических условий системы разработки должно отводиться первостепенное внимание.

Геологическое и технико-экономическое обоснование эффективных систем разработки для конкретных залежей и месторождений осуществляется при проектировании их разработки на основании информации, полученной при разведке и пробной эксплуатации.

Периодом промышленной разведки считается период с момента первого промышленного притока нефти (газа) на месторождении до его ввода в разработку. Под промышленной разведкой следует понимать систему размещения и бурения определенного количества разведочных скважин и проведение в них утвержденного комплекса геологических, геофизических, гидродинамических, промысловых исследований с целью получения данных, необходимых для подсчета запасов и составления проектных документов на разработку.

В результате разведочных работ по каждому нефтяному месторождению должны быть установлены: размеры и форма залежей (положение контуров нефтегазоносности, тектонических нарушений и их амплитуд, границ выклинивания, замещения, несогласного залегания слоев); гипсометрическое положение нефте(газо)-водяных контактов; закономерности изменения литологических и фильтрационно-емкостных свойств продуктивных пластов, эффективной нефте(газо)-насыщенной мощности и других видов геологической неоднородности; критерии оценки продуктивности пластов, нижние пределы коллекторских свойств; дебиты нефти, газа и воды, величины начального пластового давления и давления насыщения нефти газом, газовых факторов, коэффициенты продуктивности скважин и их изменения по площади залежи; свойства и состав нефти, газа и воды в пластовых условиях; гидрогеологические условия – гидродинамическая связь залежи с законтурной областью, отдельных пластов и тектонических блоков; природный режим залежи; запасы нефти, растворенного и свободного газа, конденсата и сопутствующих полезных компонентов; условия для эффективной разработки залежи.

Для ускоренного ввода месторождений в разработку принят принцип

двухстадийного проектирования. На первой стадии разработки составляется технологическая схема разработки (ТСР) для нефтяной залежи или опытно-промышленной эксплуатации (ОПЭ) для газовой залежи по результатам поисково-разведочных работ и опытной эксплуатации скважин. В некоторых случаях для крупных месторождений принимают план пробной эксплуатации, а в начальной стадии подготавливают принципиальную схему разработки.

Исходной первичной информацией для составления ТСР служат данные разведки, подсчета запасов, результаты лабораторных исследований процессов воздействия пробной эксплуатации разведочных скважин или первоочередных участков, действующие нормативы.

После разбуривания залежи на основе составленной ТСР или проекта ОПЭ и учета выявленных геолого-промысловых особенностей переходят ко второй стадии проектирования разработки – составлению проекта разработки.

Технологические схемы и проекты разработки являются основными документами, по которым нефтедобывающие предприятия осуществляют весь комплекс технологических и технических мероприятий по извлечению нефти и газа из недр, контролю процесса разработки, обеспечению безопасности населения, охране недр и других объектов окружающей природной среды. Они служат основой для составления планов по добыче нефти и газа, планирования объемов буровых работ и капиталовложений.

Технологические схемы разработки составляют на начальные балансовые запасы нефти и газа категорий С1 и С2. Проекты разработки составляют на запасы категории В.

В проектных документах на разработку обосновываются: выделение эксплуатационных объектов; порядок ввода объектов в разработку; выбор способов и объектов воздействия на пласты; системы размещения и плотности сеток добывающих и нагнетательных скважин; способы и режимы эксплуатации скважин; уровни, темпы и динамика добычи нефти, газа, жидкости из пластов, закачки в них вытесняющих агентов; вопросы повышения эффективности реализуемых систем разработки с заводнением и другими методами воздействия; выбор рекомендуемых способов эксплуатации скважин, устьевого и внутрискважинного оборудования; требования и рекомендации к конструкциям скважин и производству буровых работ; методам вскрытия пластов и освоения скважин; требования к системам сбора и промысловой подготовки продукции скважин и к системам поддержания пластового давления; мероприятия по контролю и регулированию процесса разработки; комплекс геофизических и гидродинамических исследований скважин; специальные мероприятия по охране недр и окружающей среды при бурении и эксплуатации скважин, технике безопасности; объемы и виды работ по доразведке месторождения; вопросы, связанные с опытно-промышленными испытаниями новых технологий и технологических решений.

В каждом проектном документе составляется несколько вариантов разработки месторождения, различающихся очередностью ввода в разработку и темпами разбуривания месторождения. Варианты могут различаться выбором эксплуатационных объектов, самостоятельных площадей (блоков) разработки, способами и агентами воздействия на пласт, системами размещения и плотностями сеток скважин, режимами и способами их эксплуатации, уровнями и продолжительностью периода стабильной добычи.

Во всех расчетных вариантах предусматривается резервный фонд скважин, предназначенный для разработки отдельных линз, зон выклинивания и застойных зон, не вовлеченных в разработку скважинами основного фонда. Число резервных скважин принимается в зависимости от степени неоднородности продуктивных пластов и плотности сетки скважин основного фонда, а их число может составлять в технологических схемах до 25% и в проектах разработки – до 10% от основного фонда.

Технологические показатели расчетных вариантов прогнозируются с использованием современных физически содержательных математических моделей продуктивных пластов и процессов их разработки.

Экономические показатели вариантов разработки определяются и выбираются в соответствии с действующими в отрасли методиками экономической оценки путем сопоставления технико-экономических показателей расчетных вариантов.