3. Методы подсчёта запасов газа. Объёмный метод, метод по падению давления, методика оценки ресурсов ув по водорастворённым газам.

Природные газы в земной коре встречаются в виде свободных скоплений, а также растворённые в нефти, растворённые в воде и оклюдированные каменноугольными пластами. Условия залегания, разработка и методика подсчёта запасов чисто газовых месторождений, газовых шапок и растворённых в нефти (попутных) газов нефтяных месторождений различна и поэтому их должны подсчитывать и у читывать отдельно. Наличие различных геологических условий предопределяет возможность более успешного применения того или другого метода подсчёта запасов нефти и газа. Обычно для залежей платформенного типа применяют исключительно объёмный метод, для залежей геосинклинального типа – объёмный и статистический. Также применяются методы подсчета запасов газа по падению давления, подсчёт запасов газа растворённого в нефти и довольно редко метод приближённого расчёта остаточного запаса газа (для полностью разбуренных пластов, по которым эксплуатационное бурение закончено).

Объёмный метод. Первоначальное содержание газа в коллекторе при расчёте запасов по объёмному методу может быть определено на основе изучения геологических, физических и химических особенностей, характеризующих газовое месторождение. Однако для расчёта запасов газа, помимо коллекторских свойств пласта, условий распределения в нём газа и границ залежи, необходимо изучить физические особенности газа, его поведение в процессе изменения давления и температуры, а также определить пластовые давления и температуру, химический состав газа и процентное содержание отдельных составляющих его компонентов (в месторождениях подстилаемых водой по мере снижения давления легкорастворимые в воде СО₂ и Н₂S выделяются из раствора и обогащают газ, в газовых шапках нефтяных месторождений может происходить обогащение газа газовой шапки более тяжёлыми углеводородами выделяющимися из нефти). Объёмный метод подсчёта запасов газа широко применяется вследствие своей простоты, а также потому, что необходимые для него параметры можно получить в процессе разведки при пробной эксплуатации залежи газа. Объёмная формула для подсчёта запасов газа:

V = F*h*m*f*(p*α - pк*αк)*βг*ηг

Где V – извлекаемые (промышленные) запасы газа на дату расчёта м²; F – площадь в пределах продуктивного контура газоносности м²; h - мощность пористой части газоносного пласта м; m – коэффициент пористости; p- среднее абсолютное давление в залежи газа на дату расчёта кГ/см²; pк – конечное, среднее, остаточное абсолютное давление кГ/см²; α и αк – поправка на отклонение углеводородных газов от закона Бойля-Мариотта соответственно для давлений p и pк.

Метод подсчёта запасов газа по падению давления применяют для пластов, в которых первоначальный объём пор, занятый газом, не изменяется по величине в процессе эксплуатации. Формула подсчёта запасов по давлению основана на предположении о постоянстве количества газа, извлекаемого в кубических метрах на 1кГ/см² падения давления, во все периоды разработки газовой залежи. Таким образом, если на первую дату (с начала разработки) из газовой залежи было добыто Q₁ объёмов газа и давление в залежи составляло р₁, а на вторую дату (с начала разработки) было добыто Q₂ объёмов газа и давление в залежи равно р₂, то за период разработки от первой до второй даты на 1кГ/см² падения давления добыча газа составила в м²:

Q = (Q₂- Q₁ ) / (р₁ - р₂ ). Подсчёт запасов газа методом падения давления допускается по залежам, в которых доказано отсутствие промышленных запасов нефти или газа когда намечается одновременная эксплуатация газа и нефти, а также по пластам (горизонтам), в которых отсутствует резко выраженный активный напор краевых вод. При подсчёте запасов газа газовых месторождений по падению давления должны быть приведены:

1. уточнённые данные о количестве газа, извлечённого за определённые периоды времени;

2. все сведения о результатах замеров образцовыми манометрами пластовых давлений по скважинам за те же периоды времени;

3. обоснование величины среднего пластового давления на дату подсчёта запасов;

4. сведения о режиме работы горизонта и динамике продвижения контура водоносности.

Метод приближённого расчёта остаточных запасов газа по отдельным скважинам. Для этого необходимо иметь данные по скважинам на две различные даты. Первая дата: забойное давление (определяемое на основе минутного замера на устье закрытой скважине) р₁; суммарное количество добытого газа с начала разработки на эту дату Q₁; среднесуточная добыча газа (при свободном дебите) на туже дату равная q₁. Вторая дата: те же данные на вторую дату соответственно. Тогда остаточные запасы газа V₁ и V₂ по скважине на вторую дату могут быть определенны по одному из следующих соотношений: V₁=((Q₂-Q₁)*p₂*α₂)/(p₁*α₁-p₂*α₂);

V₂ = ((Q₂-Q₁)*q₂)/(q₁-q₂). Указанные расчёты могут быть применены для полностью разбуренных пластов, по которым эксплуатационное бурение закончено.

За последние годы получены важные фактические данные о ре­сурсах растворенных газов пластовых вод различных водона­порных систем. Наряду с газонасыщенностью выявлены также составы этих газов, давления насыщения систем, закономер­ности распределения различных типов газа и связь перечислен­ных параметров с конкретными гидрогеологическими условиями изученных регионов.

Уже на начальном этапе анализа полученного материала была установлена прямая функциональная связь между общи­ми ресурсами растворенных газов пластовых вод нефтегазонос­ных или потенциально нефтегазоносных бассейнов и их прогноз­ными запасами. Наиболее полные сведения по растворенным газам были получены сначала по Среднекаспийскому бассейну и по центральным районам Русской платформы, позднее по Ка­ракумскому, Устюртскому, Верхнепечорскому и Западно-Си­бирскому бассейнам.

Что касается состава газа, то для газонефтеносных бассейнов он преимущественно углеводород­ный, а для непромышленных—преимущественно или почти исключительно азотный.

Анализ этих данных свидетельствует о несомненной связи между ресурсами растворенных газов водонапорных систем и прогнозными запасами приуроченных к ним нефтегазоносных бассейнов. В настоящее время представляется возможным уточ­нить ранее сформулированное положение, согласно которому любой нефтегазоносный бассейн генетически связан с водона­порной системой, ресурсы растворенных газов которой на один-два порядка превышают прогнозные запасы углеводородов.

Это касается коэффициента газонефтеотдачи водонапорной системы. Если на начальном этапе исследования величина эта оценивалась в достаточно широких пределах (1—10%), то в дальнейшем на основе эмпирических данных оказалось возможным несколько сузить предел колебаний искомого ко­эффициента. Так, на основе данных по фактическим разведан­ным запасам нефти к газа и величинам прогнозных запасов, подсчитанных по методу усредненных структур, коэффициент газонефтеотдачи водонапорной системы был оценен величиной, близкой к 5—10 %.

Наряду с практическими аспектами значительный интерес представляет анализ физической сущности коэффициента газо­нефтеотдачи водонапорной системы. Здесь наиболее важными являются вопросы, связанные, с одной стороны, с происхожде­нием колоссальных ресурсов рассеянных в подземных водах уг­леводородов, а с другой — с механизмом их концентрирования и формирования промышленных скоплений. В этом отношении можно высказать некоторые положения, сводящиеся к сле­дующему.

В результате сложных природных процессов подземные воды неизбежно аккумулируют многочисленные продукты деструк­ции органического вещества осадочного комплекса. Грандиоз­ность процесса аккумуляции углеводородов подземными вода­ми все еще недостаточно учитывается, что нередко приводит к существенным искажениям баланса углеводородов земной коры.

Миграция водной среды осадочного покрова, а также диф­фузионные процессы, сколь малыми скоростями они бы ни от­личались, на протяжении длительной геологической истории обеспечивают сбор (или перехват) всех продуктов генерации углеводородов. При этом воды:

а) увлекают углеводороды на многие сотни километров от первичной генерирующей среды, превращают их в геохимических космополитов;

б) заново как бы сортируют продукты генерации в строгом соответствии с непрерывно меняющимися термодинамическими условиями водонапорных систем, непосредственно отражающи­мися на величинах коэффициентов растворимости газовых и иных компонентов;

в) придают продуктам генерации ряд новых свойств, сильно маскирующих первичные генетические особенности, основанные на селективной растворимости углеводородных газов;

г) очищают продукты генерации осадочного покрова от наи­более растворимых кислых компонентов газов (СО₂, H₂S), в значительном количестве остающихся в растворе, что несколько напоминает процесс природного обогащения.