К оглавлению	УДК 553.981:553.048
	© С. H. Окуловский, 1991

Влияние поправочных коэффициентов на величину ресурсов газа при их оценке
(По результатам подсчета ресурсов газа объемным методом, полученным в Азово-Черноморском регионе и Западном Предкавказье.)

С.Н. ОКУЛОВСКИЙ (ВНИПИшельф)

Объемный метод подсчета локализованных ресурсов газа - один из наиболее точных [2]. Однако для его применения необходима достаточная обоснованность всех подсчетных параметров, а именно: площади структуры (ловушки), коэффициента ее заполнения, средней эффективной газонасыщенной мощности, пористости, коэффициента газонасыщенности, пластового давления. К настоящему времени степень геолого-геофизической изученности Азово-Черноморского региона (с учетом данных прилегающей суши) достигла детальности, вполне приемлемой для достаточно надежного обоснования каждого из указанных параметров. Так, отслеженные в регионе МОГТ отражающие горизонты освещают в большинстве случаев пространственное развитие регионально-нефтегазоносных комплексов и позволяют оценить площади выявленных поднятий, коэффициент подтверждаемости которых по данным бурения близок к единице. Коэффициент заполнения структур (ловушек) комплекса, средняя эффективная газонасыщенная мощность (если отсутствуют карты развития коллекторов), коэффициент газонасыщенности пород могут быть рассчитаны как средние величины по выявленным месторождениям с районированием их по нефтегазоносным районам и зонам. Пористость коллекторов каждого комплекса в зависимости от глубины залегания можно принять согласно установленным статистическим закономерностям. Дифференцированное определение пластового давления перспективных и продуктивных комплексов в пределах локального поднятия возможно в соответствии с имеющимися картами изобар.

В формулу объемного метода подсчета запасов газа [1] входят также поправочные коэффициенты за давление -(для учета отклонения УВ-газов от закона Бойля-Мариотта, т.е. на отклонение объема газа в пластовых условиях от его объема в стандартных) и за температуту - (для приведения объема газа к стандартной температуре), необходимость учета которых неоднозначно расценивается специалистами при оценке ресурсов. Некоторые считают, что эти поправочные коэффициенты не следует учитывать из-за их взаимной компенсации друг друга, поскольку поправка за температуру дает уменьшение объема газа, а за давление - увеличение. Однако это утверждение, справедливое для малых глубин, не соответствует средним и большим глубинам, где обычно и находится значительная часть перспективных ловушек. Рассмотрим эти закономерности подробнее.

Нами по 50 месторождениям газа и газоконденсата (с ГКФ до 100 г/м³) выполнено покомпонентное определение величин поправочного коэффициента за отклонение УВ-газов от закона Бойля-Мариотта [1], установлена графическая зависимость этого коэффициента от глубины (рис. 1).

На малых глубинах разброс точек достигает значительной величины, но с ростом ее прослеживается достаточно четкая, почти прямолинейная зависимость. Данный график показывает, что до глубины 3000 м коэффициент больше единицы и, следовательно, объем газа увеличивается при его извлечении и приведении к стандартным условиям. Так, объем газа, существующий при термобарических условиях на глубине 1000 м, будет увеличен в 1,17 раза. Поправка за отклонение от закона Бойля - Мариотта комплексная величина, зависящая как от влияния давления, так и температуры в пласте. В связи с этим на глубине более 3000 м под преобладающим воздействием температурного фактора величина поправки меньше единицы, и объем газа будет снижаться при приведении его к стандартным условиям.

Объем газа зависит и от температурной поправки, которая определялась по известной методике [2] исходя из геотермического градиента (рис. 2), установленного по результатам исследования скважин северо-западного шельфа. График этого поправочного коэффициента (рис. 3, кривая 1) в интервале от 0 до 2,5 км представляет собой пологую синусоидальную кривую, которая описывает изменение коэффициента от 1 до 0,77, т. е. значительно влияет на объем газа в сторону его уменьшения. Глубже 2,5 км график приобретает вид слегка выпуклой кривой по отношению к оси ординат. Уменьшение величины поправочного коэффициента происходит значительно медленнее и в интервале от 2,5 до 5 км снижается от 0,77 до 0,64.

Фактический объем газа определяется результирующим (интегральным) коэффициентом обеих поправок, что иллюстрируется кривой 3 на рис. 3, показывающей, что до глубины 1,3 км этот коэффициент несколько больше единицы, т. е. в этом интервале фактический объем газа (приведенный к стандартным условиям) будет больше, чем объем газа в пласте. На глубинах, превышающих указанную величину, отрицательное влияние жесткого геотермического режима в соответствии с физико-химическими свойствами газа уже не компенсируется положительным влиянием давления и с увеличением глубины резко возрастает. Так, на глубине 2 км результирующий поправочный коэффициент составляет 0,8, 3 км - 0,74, 5 км - 0,54 и т. д. Эти цифры свидетельствуют о том, что с увеличением глубины, начиная с 1,3 км, фактический объем газа при стандартных условиях по сравнению с его объемом в пласте будет уменьшаться и на глубине 5 км сократится почти на половину.

Из сказанного следует, что при оценке перспективных и прогнозных локализованных ресурсов газа объемным методом необходимо учитывать поправочные коэффициенты на отклонение объема УВ-газов под воздействием пластовых давлений и температур, так как недоучет их при современных глубинах поисково-разведочных работ ведет к значительному искажению (обычно завышению) величины ресурсов.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Жданов М.А. Нефтегазопромысловая геология и подсчет запасов нефти и газа.- М: Недра.-1981.

2. Методические указания по количественной оценке прогнозных ресурсов нефти, газа и конденсата.- М.-1983.

Abstract

On the basis of analyzing the gas fields in the Azov-Black Sea region and abjacen't areas, revealed are actual changes, with depth, in values of correction factors for the deviation of hudrocarbon gas volumes, depending on temperature and pressure, used in estimating reserves by the volumetric method. Statistical patterns of the changes in the above-mentioned factors with increase in depth are established and the curve of the resulting coefficient is derived which enables one to consider its increasing effect when assessing prospective and prognostic resources in the region bu using the volumetric technique.

Рис. 1. График зависимости поправки за давление:

1 - величина поправки за отклонение УВ-газов от закона Бойля - Мариотта; 2 - кривая изменения величину поправки на отклонение УВ-газов (с ГКФ до 100 г/м') от закона Бойля - Мариотта в зависимости от глубины залегания месторождения; 3 - доверительный интервал

Рис. 2. График зависимости температуры пород от глубины залегания (данные по северо-западному шельфу Черного моря)

Рис. 3. График определения результирующего поправочного коэффициента за температуру и давление.

Кривые: 1 - изменения температурной поправки с глубиной, 2 - изменения величины поправки за отклонение УВ-газов от закона Бойля - Мариотта, 3 - результирующего поправочного коэффициента