К вопросу о подсчете запасов попутного(растворенного в нефти) газа
М.А. ЖДАНОВ
Подсчет запасов попутного газа начал привлекать к себе внимание с того момента, когда появилась более ощутительно нужда в газе и его стали собирать как ценное полезное ископаемое.
Первые работы, посвященные оценке запасов попутного газа, основывались на формальном изучении динамики изменения газовых факторов (или данных весовых отборов газа от нефти, например в б. Грознефти) и определении запасов газа по данным о запасах нефти (на основе установленных соотношений газовых факторов на 1 т нефти).
В 1932 г. в б. Азнефти пользовались для подсчета запасов попутного газа специально выведенной формулой, имевшей вид геометрической прогрессии и устанавливавшей динамику изменения газовых факторов по мере уменьшения среднесуточной добычи нефти.
При этом условно принималось, что добыча газа практически не представляет интереса при конечной предельной добыче нефти 100 т/месяц.
Аналогичный метод расчета запасов попутного газа на основе установленных соотношений между текущей добычей газа и добычей нефти (даже без изучения динамики изменения газовых факторов) применялся В. Хиллом и Е. Роулинсом (1933) при подсчете запасов газа в газо-нефтяной зоне известняка Лоуэр Симпсон в Оклагома-Сити.
В последующем по мере изучения вопросов растворимости газа в нефти и характера изменения газовых факторов в зависимости от условий разработки и эксплуатации пласта формальное применение метода расчета запасов попутного газа по данным о величине газовых факторов стало нецелесообразным.
Известно, что растворимость газа в нефти зависит от пластового давления, пластовой температуры, а также от состава нефти и газа.
Чем ближе по составу газ к нефти, тем больше растворимость газа; в легкой нефти углеводородный газ лучше растворяется, чем в тяжелой; тяжелый газ более растворим в нефти, чем сухой легкий газ, не содержащий бензина. Отдельные составные части газовой смеси растворяются в нефти в различных количествах; метан растворим менее этана и т. д. Мало растворим в нефти азот, еще хуже растворяется в нефти водород; углекислота, наоборот, легко растворяется в нефти.
Растворимость углеводородных газов в нефти, как известно, отклоняется от закона Генри. При больших давлениях растворимость газов возрастает быстрее увеличения давления; при небольших давлениях разгазирование нефти запаздывает по сравнению с падением давления.
Все указанные факторы влияют на величину регистрируемого на поверхности газового фактора. Величина газового фактора еще более варьирует в зависимости от применяемой депрессии в скважинах. Все вместе взятое не дает основания использовать данные о газовых факторах для расчета запасов попутного газа по величине подсчитанных запасов нефти.
Возникает необходимость вести подсчет запасов попутного газа по величине растворимости газа в нефти.
Для оценки величины растворимости газа в нефти лучше всего пользоваться данными глубинных проб нефти. Следует, однако, иметь в виду, что растворимость газа в нефти, определяемая по глубинным пробам нефти, дает нередко преувеличенные цифры по сравнению с данными, полученными в трапе, так как определяемая величина зависит также от способа дегазирования нефти.
При контактной дегазации нефти вследствие постоянного присутствия легких фракций парциальное давление более тяжелых компонентов все уменьшается, что способствует их дальнейшему испарению. В связи с этим общее количество выделяющегося из раствора газа при контактной дегазации нефти будет больше, чем при дифференциальной.
При дифференциальном дегазировании освобождающийся из раствора в нефти газ периодически, по мере снижения давления, отводится так, что в контакте с жидкостью всегда остаются только что выделившиеся из раствора все более и более тяжелые фракции. В этом случае по мере отвода легких фракций парциальное давление более тяжелых компонентов непрерывно возрастает, что затрудняет их испарение.
В пластовых условиях процесс выделения газа из нефти при снижении давления ближе подходит к процессу контактного дегазирования.
В связи с указанным балансовые запасы растворенного в нефти газа следует определять по данным иследования глубинных (пластовых) проб нефти, а извлекаемые запасы определять по газовому фактору, замеренному на трапе при 1 ата и температуре + 20°, определяя его как средневзвешенную величину ив полученных данных исследования и опробования скважин в начальный период разработки залежи.
Такой расчет необходимо вести потому, что содержание растворенного в нефти газа в различных частях залежи неодинаково и в связи с этим следует глубинные пробы нефти отбирать по скважинам, равномерно размещенным по площади залежи.
При расчете запасов попутного (растворенного в нефти) газа следует учитывать режим залежи нефти.
При водонапорном режиме расчет балансовых запасов растворенного в нефти газа (можно вести по соотношению:
V = Qи*r0 +(Qб - Qи)*(r0 -q), (1)
где V - балансовые запасы газа в м3; Qи - извлекаемые запасы нефти в т; r0 - начальная растворимость газа в нефти в м3/т; Qб - балансовые запасы нефти в т; q - остаточное количество газа, растворенного в нефти (в неизвлекаемой нефти) при окончании эксплуатации в м3/т.
В связи с тем что в залежах нефти с водонапорным режимом, как правило, давление не снижается ниже давления растворимости газа в нефти, газовый фактор является постоянным и практически r0 = q.
В таком случае балансовые запасы растворенного в нефти газа следует определять только по извлекаемым запасам нефти:
V = Qи*r0. (2)
Лишь в отдельных случаях, когда в последнюю стадию эксплуатации напора краевых вод не хватает и пластовое давление снижается ниже давления растворимости газа в нефти, следует пользоваться формулой (1).
Для залежи нефти с режимом растворенного газа, при котором коэффициент газоотдачи больше коэффициента нефтеотдачи, балансовые запасы растворенного в нефти газа следует определять по данным извлекаемых и неизвлекаемых запасов нефти.
В этом случае следует иметь в виду, что в недрах после отбора извлекаемых запасов нефти остается газ: 1) свободный - в освобожденном в пластовых условиях объеме за счет извлеченных запасов нефти; 2) свободный - в освобожденном в пластовых условиях объеме за счет усадки оставшихся в недрах неизвлекаемых запасах нефти; 3) растворенный - в неизвлекаемых запасах нефти при некотором остаточном пластовом давлении.
На основании сказанного формула для подсчета извлекаемых запасов растворенного в нефти попутного газа примет следующий вид:
где V0 - извлекаемые запасы растворенного в нефти газа в м3 при стандартных условиях; Qб - балансовый запас нефти в т при стандартных условиях; Qи - извлекаемые запасы нефти в м3 при стандарных условиях; Qн - неизвлекаемые запасы нефти в м3 при стандартных условиях; U0 - объемный коэффициент пластовой нефти на начальную дату разработки при давлении Р0; Ue - объемный коэффициент пластовой нефти на конечную дату разработки при остаточном давлении Ре; r0 - средневзвешенный первоначальный газовый фактор в м3/т, замеренный на трапе при 1 ата; re - остаточное количество газа в м3/т, растворенное в нефти при остаточном давлении Ре; Ре - остаточное давление в пласте в ата; de - поправка за счет коффициента сжимаемости газа для давления Ре, f- поправка на температуру (f = (T+tст)/(T+tпл), где tпл пластовая температура в °с) ; γ -удельный вес нефти при стандартных условиях в т/м3.
При отсутствии данных о величине Ре для упрощения ориентировочно принимают Ре = 10 ата. Таким образом, в пласте остается неизвлекаемый растворенный газ (остаточный) в неизвлекаемой нефти и свободный газ в поровом пространстве, освобожденном за счет извлекаемой нефти и усадки неизвлекаемой нефти.
В дальнейшем следует уточнить вопрос о величине остаточного давления Ре, а также величине остаточной растворимости газа rе в нефти при этом давлении.
Для залежей нефти с режимом газовой шапки расчет запасов газа ведется раздельно: для газовой шапки по объемной формуле, применяемой для подсчета запасов свободного газа в чисто газовых пластах и для нефтяной зоны (с растворенным в нефти газом) по формуле (3) для режима растворенного газа.
При наличии смешанного режима, особенно когда в процессе эксплуатации происходит снижение пластового давления, вызывающее выделение свободного газа в недрах и одновременно продвижение воды в нефтяную залежь, расчет количеств газа, выделившихся в недрах, возможных к извлечению и остающихся в пласте, следует вести по формулам материального баланса.
Необходимо иметь в виду, что точность расчета по указанным выше формулам целиком зависит от точности определения для этого исходных данных.
В связи с тем что объем и качество исследований залежей нефти за последние десять лет намного улучшился, расчет запасов растворенного в нефти газа по указанным выше формулам может дать достаточно точные цифры. Очевидно, аналогичные выводы о точности получаемых цифр запасов попутного газа мы можем сделать и в отношении всех тех залежей нефти, которые изучались с необходимой полнотой.
Расчет запасов попутного газа для залежей нефти, по которым объем исследований являлся неполным и исходные данные неточны, применение указанных выше формул является крайне затруднительным. Это относится главным образом к случаю отсутствия данных о пластовых давлениях на начало и конец разработки, от которых зависят остальные параметры (U0, Ue, r0, re, de).
Тогда подсчет запасов попутного газа следует производить по растворимости газа в нефти на дату расчета, а не на начало разработки. Если данные о растворимости газа в нефти на дату расчета отсутствуют, то количество газа, растворенного в нефти на дату расчета при соответствующем пластовом давлении, можно определить по имеющимся в литературе кривым растворимости газа в нефти. В этом случае необходимо иметь следующие данные:
Р-среднее пластовое давление в залежи нефти, вычисленное по карте изобар на дату расчета, в ат; Q - остаточный извлекаемый запас нефти на дату расчета в т; rр- средний газовый фактор на дату расчета в м3/т; r-вычисленная по графику величина растворимости газа в нефти на дату расчета при давлении Р в м3/т.
Тогда запас газа V в м3 может быть определен по соотношениям: V= Q*r, если rр > r, либо V = Q*rp, если rР<r, т. е., когда нефть недонасыщена газом при соответствующем пластовом давлении.
Конечно, лучше всего растворимость газа в нефти на дату расчета определять путем анализа глубинных проб нефти. Тогда получаемая величина растворимости газа в нефти и является исходной для определения запасов попутного (растворенного в нефти) газа.
Указанный метод определения запасов попутного газа следует применять лишь на поздней стадии эксплуатации залежи или когда исходные данные, необходимые для расчета по формуле (3), нельзя определить.
В связи с этим учитывать возможные дополнительные запасы газа, которые можно получить за счет дегазации остающейся (неизвлекаемой) в недрах нефти, нет смысла, так как они в этом случае ничтожны, а учет их обычно вызывает затруднения.
Для полноценного получения подсчитанных запасов попутного газа необходимо разработать соответствующую технологическую схему сбора и утилизации газа для данного месторождения. В противном случае может оказаться, что количество улавливаемого газа будет меньше подсчитанных извлекаемых запасов.
Следует подчеркнуть, что при расчетах запасов растворенного газа данные о растворимости газа в нефти должны приниматься на основании лабораторных исследований глубинных проб нефти. Экспериментально установлено, например, для бакинских нефтей и газов, что погрешность действительной растворимости газов в нефти по сравнению с определениями по осредненным исходным кривым достигает нередко 100%. Источником погрешностей является также отсутствие учета в указанных кривых влияния пластовой температуры на растворимость газов в нефти. Практика подтверждает, что вследствие специфичности свойств пластовых нефтей большинства месторождений пользоваться обобщенными графиками растворимости с относительно малой погрешностью можно лишь по кривым, составленным для каждого месторождения в отдельности.
ЛИТЕРАТУРА
1. Жданов М.А., Юдин Г.Т. Некоторые соображения о коэффициентах газоотдачи газовых и газо-нефтяных месторождений. Тр. МНИ им. И. М. Губкина, вып. 22, 1958.
2. Михайлицкий П.И. К методике определения количества балансовых запасов газа в нефтяных и газовых залежах. Геология нефти, 1958, № 2.
МИНХ и ГП им. И. М. Губкина