Подсчет запасов газовых месторождений

04.06.2018
При подсчете запасов газовых месторождений рассматривают два случая. Первый — когда приходится иметь дело с установившимися газовыми струями, например из естественных выходов или буровых скважин, дающих газ из некоторого вместилища, форма, объем, положение и режим которого могут быть совершенно неизвестны. Второй — когда известны форма, размер и другие условия газового вместилища (в котором газ находится в первичном залегании, например толща песков), причем источники питания, залегающие глубже этой толщи, отсутствуют.

В первом случае, в частности, когда характер газового месторождения установился и имеется некоторое количество эксплуатируемых скважин, пользуются кривыми, аналогичными приведенным выше для подсчета запасов нефти. На оси ординат откладывается добыча газа, а на оси абсцисс — время (месяцы, годы) эксплуатации; кривая будет аналогична представленной на рис. 245. Сумма ординат, отвечающих годам будущей эксплуатации (например, 10, 11, 12 и т. д.), дает представление о возможных запасах газа в недрах.

Представление о возможных запасах можно также получить по количеству добытого газа и суточному дебиту.

Обозначим через Q1 м3 количество добытого газа до того момента, когда суточный дебит его снизился до q1 м3. Условимся далее, что за все время до того момента, когда суточный дебит еще понизился и сделался равным q2 м3 (q2 < q1), добыто Q2 м3 газа.

Снижение суточного дебита на величину q = q1—q2 отвечает добыче Q = Q2—Q1, и на 1 м3 снижения суточного дебита приходится Q' = Q/q извлеченного из недр газа. Тогда за оставшийся период жизни скважины, т. е. за время, когда суточный дебит упадет с q2 до qn — 0, будет добыто Q'' = Q'q2.

He останавливаясь на всех случаях подсчета, отметим, что он может быть произведен и по среднему давлению газа в закрытой скважине.

Во втором случае, т. е. при известной форме и прочих условиях газового вместилища (например, пласта песков), подсчет можно произвести следующим образом.

Пусть первоначальное давление, замеренное у устья скважины глубиной 200 м, составляло 25 ат, газоносная площадь равна 1 км2, мощность газоносного пласта 1 м, пористость и газоносность пласта 0,25 от общего объема песков.

Определим объем пористого пространства пласта:

1 000 000 * 1 * 0,25 = 250 000 м3.


Определим объем, который газ может занять по выходе из скважины при конечном давлении в 1,2 ат:

250 000 (25 - 1,2) = 5 950 000 м3.


Это и будет тот максимальный запас газа, который можно было бы получить из данного пласта при доведении давления у устья скважины с 25 до 1,2 ат без учета поправки на температуру. Запас газа, приведенный к температуре 0°, будет несколько меньше. Величина поправки зависит от глубины скважины и средней годовой температуры местности.

Необходимо отметить, что подсчет запасов газа описанным выше методом дает более или менее удовлетворительные результаты только в залежах, находящихся под сравнительно большим давлением.

Если залежь будет иметь приток газа из нижележащих горизонтов, то приведенный метод также не даст положительных результатов. В этом случае пользуются методом кривых эксплуатации.