Теория и опыт разработки месторождений природных газов - Вяхирев Р.И.
Скачать (прямая ссылка):
Таблица 2.1
Оценка мировых традиционных и нетрадиционных ресурсов природного газа
Виды ископаемого источника Объемы ресурсов, трлн. м3
Доказанные запасы 140
Традиционные ресурсы 400 — 650
В плотных низкопроницаемых коллекторах 600 — 3300
В угольных пластах 100 — 350
В низкопроницаемых сланцах 690 — 730
ИТОГО: свободного газа в осадочном чехле земной
коры
(категория I) 1790 — 5030
Газ, растворенный в воде 34-103
В зонах гидратообразования (12 — 22)-104
ИТОГО: газа, растворенного в воде и в виде гидратов
(категория II) (15 — 25)-104
Свободный газ в фундаменте
(категория III) 11106
48
сурсы всего ископаемого топлива и показывают, что на смену эпохи угля пришла эпоха нефти. Так, сегодня в нашей стране наступила более эффективная энергетическая эпоха — эпоха природного газа или, как ее еще называют, "эпоха метана", которая будет определяющей в следующем столетии [2, 3].
С учетом этих соображений и того, что природный газ сегодня в России стал главным и основным энергоисточником, целесообразно создание новой специальной классификации запасов природных газов и конденсата, перспективных и прогнозных традиционных и нетрадиционных ресурсов горючих газов.
В табл. 2. 1 приведена оценка мировых традиционных и нетрадиционных ресурсов природного газа [4].
2.2. МЕТОДЫ ПОДСЧЕТА ЗАПАСОВ ГАЗА И КОНДЕНСАТА
В настоящее время в практике разведки и разработки газовых месторождений подсчет запасов газа осуществляется как объемным методом, так и по падению давления.
Наиболее распространен объемный метод, поскольку им можно пользоваться на любой стадии разведки и разработки месторождения. Основа метода — определение геометрических размеров газоносной части пласта, параметров газа и порового пространства по данным геофизических и гидродинамических исследований скважин и лабораторным исследованиям кернового материала.
Получение достоверных параметров для подсчета запасов объемным методом обычно обусловливает бурение значительного числа разведочных скважин с отбором керна из продуктивных пластов. Для неоднородных, карбонатных и трещиноватых коллекторов определение параметров применяемыми в настоящее время обычными геофизическими методами и по кернам представляет большую трудность. При этом основная трудность состоит в определении эффективных пористости и толщины пласта или их произведения, которое называют коэффициентом емкости коллектора. Как известно, эффективные толщина и пористость определяются для песчаных коллекторов методами промысловой геофизики и лабораторными исследованиями кернов.
49
В первых разведочных скважинах указанными методами практически не удается для всей газоносной площади в достаточной степени достоверно определить эффективные пористость и толщину даже и в пластах, представленных песчаными коллекторами, и дать правильную оценку запасов, что совершенно необходимо уже в самом начале разведки для планирования разведочных работ, опытной эксплуатации и своевременного обустройства промыслового хозяйства. Если коллекторы представлены трещиноватыми или кавернозными породами, определить с нужной точностью объем пустот, заполненных газом, по кернам при современной технике проведения этих работ не представляется возможным, поэтому необходимо применять специальные методы исследований в работающих скважинах, некоторые из которых были изложены в работах [5, 6].
Широкое использование для определения коэффициента емкости коллектора гидродинамических методов исследования скважин при нестационарных режимах фильтрации и проведение специальных акустико-гидродинамических и термометрических методов исследований, проводимых в работающих скважинах, значительно расширяют возможности объемного метода подсчета запасов газа.
В последнее время в качестве контрольного или самостоятельного метода применяется также подсчет запасов газа по падению давления при опытно-промышленной эксплуатации и разработке месторождения, особенно когда исходных данных для объемного метода недостаточно. При этом подсчет запасов газа по падению давления отражает (при правильном его применении) все реальные особенности месторождения.
Основной задачей в этом случае являются правильность определения средневзвешенного давления по объему порово-го пространства и точный учет количества добываемого газа. Для точного определения средневзвешенного давления по объему порового пространства, как и в объемном методе, необходимо установить распределение коэффициента емкости коллектора по пласту.
Многопластовые газовые месторождения могут быть подразделены на два основных вида: к первому относятся такие месторождения, в которых начальные пластовые давления в каждом из пластов примерно соответствуют давлению гидростатического столба воды; ко второму виду относятся те, в которых начальное давление в горизонтах отличается на давление, соответствующее весу столба газа. В этом случае еди-
50
ная залежь разделена по высоте перемычками, при помощи которых горизонты могут сообщаться или быть изолированными.
На многопластовых месторождениях первого вида, когда проводится опытная эксплуатация каждого в отдельности горизонта, по методу падения давления можно получить довольно точные результаты. Кроме того, для определения запасов осуществляется и специальный переток газа. Для месторождений второго типа или при соответствующих перетоках газа между пластами задача усложняется.
