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

Формирование подземных вод. Гипотезы происхождения подземных рассолов.

По современным представлениям основные запасы подземных вод формируются за счет проникновения воды в земную кору с поверх­ности или в капельно-жидком состоянии или в виде- водяного пара, затем конденсирующегося под землей и превращающегося в жидкую воду.

Основными факторами, регулирующими инфильтрацию капельно­жидкой воды в поверхность суши и проникновение в почву водяного-пара из атмосферы, равно как и испарение влаги поверхностью суши являются климатические, геоморфологические, почвенно-растительные и геологические факторы.

Климатические факторы определяют различное состояние воды на земной поверхности и условия ее накопления. К ним относятся влажность воздуха, испарение, количество и характер осадков, вели­чина снегового покрова, температурные условия местности, барометри­ческое давление, направление и сила ветров.

Геоморфологические факторы включают рельеф местности, вели­чину и форму водосборного бассейна. Они регулируют величину стока.

Почвенно-растительные факторы, как-то: характер и физическое строение почв и подпочв, характер и распределение растительного по­крова, определяют течение процессов испарения и конденсации влаги,
и в известной мере условия ее инфильтрации в почву.

При определённом давлении и температуре вода отжимается в смежные прослои, отгороженные плотными слоями (седиментальная вода) в пласте (или элизионные воды).это воды тёплые, минерализованные при погружении в низ образуется цеолитная вода. Далее из минералов (слюд) выделяется возраждённая вода. К перечисленным водам из мантии снизу ↑ поступает глубинная ювенильная вода, гидротермальные горячии рассолы. Рассолы 500 – 800мг.л. – для нижних геологических этажей образуются при взаимодействии с соляными отложениями пород. Рассолы по составу образуются при контакте с солями: хлористые Cl - Ca - Na ; кальциевые Na - Ca ; натриевые Mg - Ca ; просто Ca. Соли хорошие консерваторы (покрышки) для нефтегазовых месторождений. Из мантии ежегодно выносится 0,6 км³ подземных вод.

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.