К оглавлению

К методике определения количества балансовых запасов газа в нефтяных и газовых залежах

П.И. МИХАЙЛИЦКИЙ

При оценке запасов нефтегазовых и газовых месторождений часто возникает затруднение в определении соотношения балансовых и забалансовых запасов растворенного в нефти и свободного газа в связи с необоснованностью принятых коэффициентов газоотдачи.

Как известно, показатели, определяющие возможность и степень (коэффициент) извлечения запасов нефти и газа (как растворенного в нефти, так и газа газовых залежей и газовых шапок над нефтяными залежами) в соответствии с действующей классификацией запасов месторождений нефти и газов, устанавливались соответствующими министерствами и ведомствами. Однако бывшее Министерство нефтяной промышленности СССР и Главное управление газовой промышленности при Совете Министров СССР определение коэффициента газоотдачи, этого важного параметра подсчета балансовых запасов газа, практически полностью передоверили организациям, производящим работу по подсчету запасов газа, не вооружая их простой и надежной методикой. В результате как у этих организаций, так и у специалистов, производящих экспертизу материалов по подсчету запасов газа, существует различный подход к определению коэффициента газоотдачи, а отсюда и балансовых запасов газа.

Большинство организаций, производящих оценку запасов нефти и газа, не обосновывает достаточно полно указанный параметр подсчета и подсчитывает запасы растворенного в нефти газа не по данным исследования пластовых проб нефти, а по газовому фактору, замеренному на трапе или даже полученному расчетным путем по кривой зависимости количества растворенного газа от давления, удельного веса нефти и температуры. Определение величины газового фактора такими методами часто является неправильным, и подсчитанные по ним общие и балансовые запасы растворенного в нефти газа не отражают действительных его запасов в нефтяных залежах. В большинстве случаев балансовые запасы этого газа определяют по балансовым запасам нефти без учета режима нефтяных залежей, что для залежей с неводонапорным режимом является совершенно неправильным.

При подсчете запасов свободного газа в газовых и нефтегазовых месторождениях вводится коэффициент газоотдачи, величина которого во многих случаях определяется недостаточно обоснованно из-за условности определения режима залежи, слабой изученности коллекторских свойств газовмещающих пород, недостаточного изучения геолого-литологического строения залежей и малого объема промыслово-исследовательских работ. Величина этого коэффициента обычно принимается в пределах от 0,8 до 0,97. При этом преобладает значение 0,9, которое обычно обосновывается только ссылкой на работу М.А. Жданова «Методы подсчета подземных запасов нефти и газа» (Госгеолиздат, 1952, стр. 184), хотя указанный автор считает методически правильным принимать коэффициент газоотдачи равным единице и снижает его до 0,9 на потери газа не в недрах, а на поверхности при его эксплуатации и транспортировке.

Эти обстоятельства побудили отдел нефти, газа и подземных вод ГКЗ (Государственная комиссия по запасам полезных ископаемых при Совете Министров СССР) обсудить вопрос о коэффициентах газоизвлечения на секции нефти и газа экспертно-технического совета (ЭТС) ГКЗ. На заседании секции, состоявшемся в феврале 1957 г., были заслушаны сообщения и предложения по этому вопросу профессора М.А. Жданова и автора настоящей статьи.

Предложения М.А. Жданова по определению балансовых запасов растворенного в нефти газа сводятся к тому, что запасы этого газа должны определяться не по газовому фактору, замеренному на поверхности земли, а по растворимости газа в нефти при данном пластовом давлении. При этом для нефтяных залежей с водонапорным режимом балансовые запасы газа нужно определять только по балансовым запасам нефти, а для залежей с другими режимами - по балансовым и забалансовым запасам нефти, на основании данных по первоначальной и остаточной растворимости газа в нефти. Остаточная растворимость газа в нефти должна определяться на основе лабораторных исследований. М.А. Ждановым были приведены соответствующие формулы по определению балансовых запасов указанного газа в залежах с неводонапорными режимами. При отсутствии соответствующих лабораторных исследований по данным Гипровостокнефти, показывающим, что при дегазации нефти остаточное содержание газа в нефти составляет 10 м³/т при давлении 2 ат, он рекомендовал ориентировочно принимать остаточную растворимость газа в забалансовых запасах нефти в размере 10 м³ газа на тонну нефти. В отношении коэффициента газоизвлечения для газовых залежей нефтегазовых и газовых месторождений на основании ограниченных и косвенных данных Советского Союза и зарубежных стран М.А. Жданов предлагал для газовых залежей с газовым режимом определять балансовые запасы газа с учетом соответствующего остаточного давления и коэффициента газоотдачи, равного 0,9. В залежах с водонапорным режимом, который в газовых залежах встречается значительно реже, балансовые запасы следует подсчитывать без учета остаточного пластового давления, за исключением особых случаев, когда имеются данные, что после окончания эксплуатации не вся газовая залежь будет обводнена ввиду недостаточного напора краевых вод. Необходимость ввода коэффициента газоотдачи в формулу подсчета газа газовых залежей с водонапорным режимом, по мнению М.А. Жданова, не установлена, но на основании данных зарубежных стран он предлагает принимать этот коэффициент ориентировочно равным 0,8 впредь до накопления соответствующих данных по месторождениям нашей страны.

В отличие от указанной методики и предложений А.Л. Козлова, изложенных в его работе «Коэффициент газоотдачи газовых месторождений», опубликованной в журнале «Газовая промышленность» № 5, 1956 г., автор настоящей статьи счел более обоснованным при данной изученности рассматриваемого вопроса запасы газа газовых залежей и газовых шапок нефтяных месторождений вне зависимости от режима полностью относить к балансовым, за исключением той их части, которая приходится на 1 ата остаточного давления (объем эффективного порового пространства газонасыщения при 1 ата). Балансовые же запасы растворенного в нефти газа должны определяться в соответствии с требованием инструкции ГКЗ с учетом газовых факторов, определенных по пробам пластовой нефти, при обоснованном режиме нефтяных залежей. При отсутствии таких определений можно как исключение использовать величины газового фактора, замеренного на трапах.

При обсуждении указанных выше предложений на секции В.П. Савченко, Г.К. Максимович, И.П. Зубов и Н.С. Ерофеев, имея в виду значительные расхождения между величинами газовых факторов, определенных по пробам пластовой нефти и замеренных на трапах, высказались за определение общих запасов растворенного в нефти газа по газовому фактору, определенному по пробам пластовой нефти, а балансовых запасов - по газовому фактору, замеренному на трапах; разницу между этими запасами относить к забалансовым.

В.П. Савченко, Г.К. Максимович, Л.Козлов, С.Н. Шаньгин, Н.С. Ерофеев и А.А. Трофимук в части определения балансовых запасов газа газовых залежей согласились с предложениями автора настоящей статьи при условии исключения поправки на вес столба газа в скважине. Это согласие мотивировалось ими тем, что коэффициент газоотдачи газовых залежей в значительной степени зависит от системы и темпов их разработки, ориентировочные данные по которым к моменту утверждения запасов обычно отсутствуют, в связи с чем этот коэффициент должен не вводиться в подсчет запасов газа, а определяться и учитываться соответствующими организациями при составлении проекта разработки газовых залежей. Одновременно с этим Г.К. Максимович, М.И. Максимов и В.Н. Дахнов предложили считать коэффициент газоотдачи для газовых залежей с активным водонапорным режимом равным от 0,6 до 0,9, а для газовых залежей с другими режимами 0,97-0,98, исключив остаточное пластовое давление.

С учетом предложений и замечаний, высказанных при обсуждении изложенных выше вопросов, секция ЭТС, принимая во внимание отсутствие объективных критериев и необходимость единого подхода в определении более достоверной оценки балансовых запасов газа, рекомендовала впредь до более полного решения указанного вопроса руководствоваться следующим.

1. Общие запасы растворенного в нефти газа определять по исследованию пластовых проб нефти. Балансовые запасы растворенного в нефти газа определять по газовому фактору, замеренному на трапе при 1 ата.
Газовый фактор принимать как средневзвешенную величину, полученную при опробовании разведочных скважин и в начальный период разработки залежи.

2. Балансовые запасы растворенного в нефти газа для нефтяных залежей с водонапорным режимом определять только по балансовым запасам нефти.
Балансовые запасы растворенного в нефти газа для нефтяных залежей с другими (неводонапорными) режимами, где коэффициент газоотдачи больше коэффициента нефтеотдачи, определять из суммы балансовых и забалансовых запасов нефти по несколько видоизмененной формуле М.А. Жданова:

где V- балансовые запасы растворенного в нефти газа в м³; Qбл - балансовые запасы нефти в т; r₀ - средневзвешенный первоначальный газовый фактор в м³/т, замеренный на трапе при 1 ати; Qз.б. - забалансовые запасы нефти в т; q - остаточное количество газа в м³ на тонну нефти при остаточном пластовом давлении, равном 10 ата; Q_H - балансовые запасы нефти в м³ при пластовых условиях или объем порового пространства, занятого балансовыми запасами нефти; Рост - остаточное пластовое давление к концу разработки, которое условно принимается равным 10 ата.
Из приведенной формулы видно, что потери газа в недрах (т.е. неизвлекаемый газ) состоят из остаточного количества газа в забалансовой нефти при остаточном пластовом давлении, равном 10 ата, и свободного в поровом пространстве в объеме, освобожденном за счет извлечения балансовых запасов нефти.
Общие запасы газа, содержащиеся в общих запасах нефти (балансовых и забалансовых), следует определять по газовому фактору проб пластовой нефти для выяснения разницы между ними и балансовыми.

3. Запасы газа газовых залежей и газовых шапок нефтяных залежей вне зависимости от режима полностью относить к балансовым, за исключением той их части, которая приходится на 1 ата остаточного давления.

Указанное решение секции экспертно-технического совета было утверждено Государственной комиссией по запасам полезных ископаемых при Совете Министров CGCP как временное методическое руководство при оценке и утверждении запасов газа нефтяных и газовых месторождений впредь до разработки новых методических указаний по, определению достоверности балансовых запасов газа и коэффициентов газоизвлечения.

Организациям нефтяной и газовой промышленности СССР при оценке запасов нефтяных и газовых месторождений, представляемых на утверждение ГКЗ, следует руководствоваться упомянутым выше методическим указанием по определению балансовых запасов газа. Одновременно с этим желательно, чтобы геологи и другие специалисты свои замечания и предложения по улучшению методики определения достоверности балансовых запасов газа и коэффициентов газоизвлечения присылали в ГКЗ. Кроме того, учитывая сложность и необходимость улучшения этой методики, следует обратить внимание работников нефтегазодобывающей промышленности и работников, оценивающих запасы газа, на необходимость серьезного изучения коэффициентов газоизвлечения по данным эксплуатации месторождений.

ГКЗ при Совете Министров СССР