К оглавлению журнала

УДК 553.98:553.048

©А.И. Брусиловский, Г.П. Былинкин, 1990

Новый подход к подсчету геологических запасов нефти, газа и конденсата на единой методологической основе

А.И. БРУСИЛОВСКИЙ (ИПНГ АН СССР), Г.П. БЫЛИНКИН (НВНИИГТ)

В настоящее время подсчет запасов нефти, газа и конденсата проводится по инструкции ГКЗ СССР [2]. Подсчетными параметрами, характеризующими физико-химические свойства пластовых флюидов, при определении запасов нефти и растворенного газа являются объемный коэффициент, газосодержание и плотность сепарированной нефти в стандартных условиях по результатам дифференциального разгазирования. Такой подход не вызывает возражений для нефтей со средней и более высокой плотностью (r420>0,85), с невысоким газосодержанием, находящихся в пласте при умеренных термобарических условиях, обычно характерных для неглубокопогруженных залежей (< 3000 м). Вместе с тем для глубокопогруженных залежей характерны высокие пластовые давления и температуры, значительное количество растворенного газа (в том числе содержащего кислые компоненты), повышение содержания легкокипящих УВ в группе C5 + высш. Недоучет влияния каждой из этих характерных особенностей либо их совокупности приводит к значительным погрешностям при подсчете запасов нефти на основе параметров, определяемых по данным дифференциального разгазирования.

В табл. 1 приведены условные обозначения. В табл. 2 показано влияние термобарических условий и физико-химических свойств пластовых нефтей на изменение подсчетных параметров, определяемых по результатам дифференциального разгазирования и стандартной сепарации. Исследования пластовых нефтей проведены для неглубоко-(Дмитриевское месторождение Волго-Уральской НГП) и глубокопогруженных залежей, различающихся термобарическими условиями и свойствами пластовых нефтей (Тенгизское, Карачаганакское месторождения Прикаспийской НГП и Ястребиное Терско-Сунженской НГО).

Математическое моделирование процесса дифференциального разгазирования, стандартной сепарации и PV-соотношений пластовых нефтей проводилось на основе специально разработанной программы, базирующейся на использовании уравнения состояния многокомпонентных природных систем [5]. При этом адаптация математической модели к реальным пластовым нефтям осуществлялась сравнением расчетных и экспериментальных значений давления начала кипения для каждой пластовой смеси путем корректировки физико-химических свойств наиболее тяжелой фракции группы C5 + высш. Из табл. 2 следует, что получена удовлетворительная сопоставимость расчетных и экспериментальных значений. Это позволило провести корректные расчеты по оценке точности подсчета запасов нефти и растворенного газа различными способами.

Сравнительный анализ значений параметров, полученных по данным дифференциального разгази-рования и стандартной сепарации (см. табл. 2), показывает: 1) для пластовых нефтей с незначительным количеством растворенного газа, находящихся при невысоких давлении и температуре (Дмитриев-ское месторождение), значения объемного коэффициента, газосодержания и плотности сепарированной нефти практически не зависят от способа их определения; 2) при увеличении количества растворенного газа, давления, температуры (Карачаганакское, Тенгизское, Ястребиное месторождения) значения газосодержания, объемного коэффициента, плотности сепарированной нефти, полученные по данным дифференциального разгазирования, возрастают по сравнению с параметрами, определенными в результате стандартной сепарации. Это связано с тем, что при жестких термобарических условиях легкокипящие фракции пластовой нефти интенсивно испаряются в газовую фазу на каждой ступени дифференциального разгазирования и удаляются вместе с газом. При сепарации этого газа выделяется конденсат. Отношение суммарного количества конденсата, извлеченного в процессе дифференциального разгазирования, к объему (массе) сепарированной нефти изменяется от долей до десятков процентов при возрастании пластовых температур и давления (см. табл. 2). Ощутимое количество C5 + высш., растворенных в газовой фазе ступени, затем не конденсируется и остается в газе сепарации. В табл. 3 представлены данные по распределению компонентов группы C5 + высш. пластовой нефти между газом сепарации, конденсатом и сепарированной нефтью.

В результате испарения легкокипящих УВ группы С5 + высш. в газовую фазу на ступенях дифференциального разгазирования увеличивается плотность и уменьшается объем разгазированной сепарированной нефти, что приводит к завышению значений bд.р.с.н. и Гд.р.с.н. Влияние температуры отчетливо проявляется на примере исследований, проведенных для тенгизской нефти при пластовой температуре 107 °С и гипотетической 51 °С. Отмеченные закономерности находят подтверждение и в фактических данных по месторождениям США Элк-Сити, Северная и Южная Луизиана, Пиктон [3].

Значения подсчетных параметров, определенные по результатам стандартной сепарации, ближе (по сравнению с дифференциальным разгазированием) к потенциальным величинам, рассчитываемым по компонентному составу пластовой нефти с учетом полного материального баланса (см. табл. 2). Это объясняется тем, что при стандартной сепарации испарение УВ группы C5 + высш. в газовую фазу существенно менее интенсивно, чем при дифференциальном разгазировании, поскольку оно происходит при стандартных условиях. Вместе с тем анализ данных, представленных в табл. 4, показывает, что и при стандартной сепарации в газовую фазу испаряется значительное количество легкокипящих УВ группы C5+ высш. пластовой нефти. Указанные особенности имеют принципиальное значение при подсчете запасов нефти и растворенного газа.

В табл. 5 приведены формулы для определения запасов нефти и растворенного газа в единице нефтенасыщенного объема пласта различными способами: 1) по результатам дифференциального разгазирования без учета конденсата и с его учетом, в том числе включая С5+высш., не выделенные из газа сепарации; 2) по данным стандартной сепарации с учетом и без учета С5+высш. в газе сепарации; 3) по компонентному составу пластовой нефти.

Запасы нефти и растворенного газа по последнему методу рассчитываются с соблюдением полного материального баланса и в связи с этим принимаются за 100 % при сравнении с результатами расчетов запасов другими способами. Анализ показывает, что запасы нефти рассчитываемые по результатам дифференциального разгазирования без учета конденсата, значительно занижены (для Карачаганакского месторождения на 13, для Тенгизского на 21 %). При возрастании пластовых температуры и давления оценка запасов нефти будет еще более занижена. Запасы нефти, рассчитываемые по результатам дифференциального разгазирования с учетом конденсата, с одной стороны, и по данным стандартной сепарации, с другой, близки друг к другу, но в целом занижены (для Карачаганакского месторождения на 4, для Тенгизского на 10 %). Правильная оценка запасов нефти и растворенного газа на основе таких традиционных параметров, как объемный коэффициент, плотность сепарированной нефти и газосодержание, может быть сделана только с учетом массовой доли компонентов группы С5+высш. в сепарированной нефти, выделившемся конденсате и газе сепарации. Очевидно, что получение значений подсчетных параметров, основанных на использовании результатов стандартной сепарации, значительно менее трудоемко и более целесообразно, чем при проведении дифференциального разгазирования.

Подсчет запасов газа и конденсата в газокон-денсатных залежах осуществляют с использованием коэффициента сверхсжимаемости пластового газа (z) и потенциального содержания конденсата в пластовой смеси. С возрастанием содержания компонентов группы C5+высш. точность экспериментального определения z снижается, поскольку при его вычислении возникают методические затруднения.

Таким образом, подсчет запасов сырья на нефтяных и газоконденсатных объектах проводится на основе разных методологических подходов. Вместе с тем исследования пластовых смесей глубокопогруженных залежей показывают, что нефтяные системы могут содержать растворенного газа до 1000 м33, а газоконденсатные – конденсата до 1000 см33 и более. Критические температуры таких флюидов близки к пластовым, и вследствие этого сближаются физические свойства нефтяных и газоконденсатных смесей. При этом небольшое изменение газосодержания при отборе глубинных пластовых и траппных проб может привести к неверной идентификации типа залежи.

Такие пластовые смеси обнаружены в глубокопогруженных отложениях Днепровско-Донецкой [1] и Прикаспийской [4] НГП. В связи с этим целесообразно проводить исследования и подсчет запасов сырья подобных систем на единой методологической основе. С этих позиций пластовые смеси нефтяных и газоконденсатных залежей независимо от их фазового состояния следует рассматривать как многокомпонентные системы, состоящие из газообразных компонентов (N2+редкие, СО2, H2S, CH4, С2Н6, С3Н8, i4Н10, n4Н10) и компонентов группы C5+высш. При таком подходе в основу подсчета геологических запасов нефти, газа и конденсата должны быть положены плотность смеси при пластовых термобарических условиях и ее компонентный состав.

Определение подсчетных параметров должно проводиться по данным стандартной сепарации. Независимо от фазового состояния пластовой смеси геологические запасы газовых компонентов и группы C5+высш. должны рассчитываться по универсальной формуле1

Qi=Vrплgi,

где Q – масса (запасы); i – индекс, идентифицирующий либо отдельный компонент смеси, либо их сумму, в том числе смесь компонентов группы С5+высш. или газов; V – поровый объем, занимаемый пластовой смесью (без учета остаточных нефти и воды); rпл – плотность смеси при начальных пластовых термобарических условиях: g – массовая доля рассматриваемых компонентов в пластовой смеси.

Переход от массы газовых компонентов к объему в стандартных условиях осуществляется делением массы на плотность при 20 °С и 0,1 МПа.

При изменении состава пластовой смеси по толщине залежи (например, Карачаганакское нефтегазоконденсатное месторождение) или по площади (Астраханское газоконденсатное месторождение) подсчет запасов осуществляется по отдельным однородным по составу пластовой смеси фрагментам с последующим суммированием запасов.

Выводы

1. Необходимо пересмотреть положение действующей инструкции ГКЗ СССР [2], согласно которому параметры для подсчета запасов нефти определяются по данным дифференциального разгазирования. Применение этого способа без учета растворимости легкокипящих УВ группы С5+высш. в газовой фазе, выделяющейся из пластовой нефти при ее исследовании, дает значительную погрешность для глубокопогруженных залежей.

Дифференциальное разгазирование пластовой нефти не имеет достаточного физического обоснования ни для подсчета запасов, ни для прогнозирования процесса разработки залежи в режиме истощения пластовой энергии. Кроме того, получение подсчетных параметров этим способом трудоемко и длительно и не имеет никаких преимуществ по сравнению с использованием данных по стандартной сепарации.

2. Подсчет геологических запасов нефти, газа и конденсата необходимо проводить на единой методической основе независимо от фазового состояния пластовых смесей, которые должны рассматриваться как многокомпонентные системы, содержащие газообразные компоненты (N2+редкие, СО2, H2S, CH4, С2Н6, С3Н8, i4Н10, n4Н10) и группу С5+высш.

3. Предложен универсальный способ подсчета геологических запасов нефти, газа, конденсата и отдельных компонентов, не зависящий от фазового состояния пластовой смеси и основанный на использовании плотности пластовой смеси и ее компонентного состава. Данный способ предлагается включить в новую редакцию инструкции ГКЗ СССР.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

  1. Газоконденсатные системы и методы их изучения. // Труды УкрНИГРИ – 1984.– Вып. XXXII.
  2. Инструкция по применению классификации запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов. Инструкция о содержании, оформлении и порядке представления в ГКЗ СССР материалов по подсчету запасов нефти и горючих газов.– М. Изд. ГКЗ СССР.– 1984.
  3. Кронквист Ч. Оценка и разработка пластов с летучей нефтью // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом.– 1979.– № 4.– С. 21–32.
  4. Оценка фазового состояния пластовой смеси Карачаганакского месторождения в зоне газонефтяного контакта / Г.П. Былинкин, А.В. Урусов, В.Н. Матросова, К.К. Дюсенгалиев // Геология нефти и газа.– 1990.– № 5.– С. 24–27.
  5. Brusilovsky A I Mathematical Simulation of Phase Behavior of Natural Multicomponent Systems 60 at High Pressures Using Equation of State. Proceedings of SPE/DOE Seventh Symposium on Enhanced Oil Recovery – Tulsa.– 22–25 April 1990.– Pp. 81–90.

Abstract

An analysis of accuracy in reserve estimation of oil and gas dissolved in oil has been carried out on the basis of calculated parameters which can be determined from the results of differential degassing and standard separation of formation fluids of deep-buried pools. It has been concluded that the geological reserves contained in these pools, according to current instructions of the USSR SCR, are substantially underestimated. Proposed is an universal way to calculate the geological reserves of oil, gas, condensate, and individual components which does not depend upon the phase state of reservoir mixture and which in based on using the density of the reservoir mixture and its component composition.

Таблица 1. Используемые условные обозначения

Параметр

Стандартная сепарация

Дифференциальное разгазирование

Объем, м3:

   

пластовой нефти при начальных пластовых термобарических условиях

Vпл

Vпл

сепарированной нефти

Vс.н

Wс.н

конденсата, выделившегося из газовой фазы на всех ступенях разгазирования

 

WK

растворенного в пластовой нефти газа

Vгпл

Vгпл

газа сепарации

Vг.с

Vг.с

группы C5+высш. в составе пластовой нефти при стандартных условиях

VплС5+высш.

-

Масса, т:

   

сепарированной нефти

mс.н.

Gс.н.

конденсата, выделившегося из газовой фазы на всех ступенях разгазирования

 

GK

смеси компонентов группы С5+высш. в пластовой нефти

Плотность, кг/м3:

   

пластовой нефти при начальных пластовых термобарических условиях

 

сепарированной нефти

смеси сепарированной нефти и конденсата

 

группы C5+высш.

газа сепарации

растворенного газа:

   

в пластовой нефти

 

в сепарированной нефти

 

в смеси сепарированной нефти и конденсата

 

Молекулярная масса группы С5+высш.

Массовая доля группы C5 + +высш.:

   

в пластовой нефти

 

в сепарированной нефти

 

в смеси сепарированной нефти и конденсата

 

в газе сепарации

Массовая доля растворенного газа в пластовой нефти

 

Молярная доля группы C5+высш. в газе сепарации

Объемный коэффициент по отношению объема пластовой нефти к объему:

   

сепарированной нефти

смеси сепарированной нефти и конденсата

 

Газосодержание (м3/т) по отношению объема выделившегося газа к массе:

   

сепарированной нефти

смеси сепарированной нефти и конденсата

 

Примечания 1 Объемы растворенного газа и газа сепарации относятся к стандартным условиям (20 ºС, 1 МПа). 2. Под газообразными компонентами имеются в виду N2 + редкие, СО2, H2S, CH4, С2Н6, С3H8, i4Н10, n3Н10.


Таблица 2 Экспериментальные и расчетные значения параметров пластовых нефтей

Параметры

Дмитриевское

Карачаганакское

Тенгизское

Ястребиное

Температура исследования, °С

51

51*

84

84*

107

107*

51

150*

Скважина

5

5

33

33

1

1

1

1

Интервал перфорации, м

1590–1598

5120–5155

4050–4081

Пластовое давление МПа

15,4

15,4

58,2

58,2

80

80

80

50

Пластовая температура, °С

51

51

84

84

107

107

107

150

Давление начала кипения при температуре исследования, МПа

15,4

15,4

57,7

57,8

25,6

25,5

21,1

27,5

Газосодержание, м3

стандартная сепарация Vг.сс.н

97

93

677

623

663

603

663

333

суммарное по составу пластовой нефти V'пл/mС5+высш.

96

96

645

628

568

568

568

дифференциальное разгазирование

без учета конденсата Wcгс/Gс.н

96

755

720

748

624

490

с учетом конденсата Wг.с./ (Gc+Gк)

96

-

684

633

661

616

616

355

Объемный коэффициент пластовой нефти при начальных термобарических условиях

стандартная сепарация Vпл/Vс.н

1,20

1,20

2,30

2,27

2,24

2,17

2,12

2,10

потенциальный по составу пластовой нефти Vпл/VплС5+высш

1,19

1,19

2,20

2,17

1,96

1,85

дифференциальное разгазирование

без учета конденсата Vпл/W с н

1,20

2,58

2,61

2,57

2,02

3,34

с учетом конденсата Vпл/(Wс.н+Wк)

1,20

2,32

2,28

2,23

1,99

2,39

Плотность, г/см3

пластовой нефти при начальных термобарических условиях

0,763

0,763

0,613

0,605

0,659

0,632

0,697

0,619

сепарированной нефти при 20 °С

               

стандартная сепарация

0,841

0,847

0,858

0,856

0,818

0,806

0,818

0,812

дифференциальное разгазирование

без учета конденсата

0,840

0,864

0,868

0,829

0,812

0,953

с учетом конденсата

0,840

0,860

0,857

0,817

0,810

0,907

Соотношение выделившегося конденсата и сепарированной нефти при дифференциальном разгазировании

массовая доля, %

0,14

10,4

13,6

13,3

-

1,4

29,2

объемная доля, %

0,16

11,0

14,4

15,1

1,5

37,0

Плотность газа сепарации, кг/м3

стандартная сепарация

0,917

0,862

0,952

0,966

1,214

1,155

1,214

1,11

дифференциальное разгазирование

0,890

0,960

1,210

1,160

* Экспериментальные данные

Таблица 3. Компонентный состав газов сепарации, сепарированных нефтей и выделившихся конденсатов по результатам дифференциального разгазирования

Компоненты

Дмитриевское

Карачаганакское

Тенгизское

Газ сепарации

Сепарированная нефть

Конденсат

Газ сепарации

Сепарированная нефть

Конденсат

Газ сепарации

Сепарированная нефть

Конденсат

N2

2,96/2,26

0/0

0/0

1,44/1,18

0/0

0/0

0,90/0,93

0/0

0/0

СO2

1,52/0,74

0/0,01

0,01/0,02

10,12/5,29

0,01/0,04

0,02/0,07

4,78/3,14

0/0

0,01/0,02

H2S

0/0

0/0

0/0

7,28/4,92

0,04/0,27

0,05/0,24

22,97/19,51

0,04/0,21

0,38/1,10

СН4

61,29/81,79

0,02/0,21

0,04/0,27

50,12/71,91

0,01/0,09

0,03/0,29

28,31/51,06

0/0,01

0,01/0,07

С2Н6

8,59/6,12

0,04/0,26

0,11/0,41

12,27/9,40

0,03/0,23

0,05/0,29

10,62/10,22

0,01/0,05

0,09/0,30

С3Н8

6,36/3,09

0,14/0,60

0,46/1,16

6,643,47

0,08/0,44

0,13/0,51

9,41/6,17

0,06/0,27

0,85/1,91

i-C4H10

4,31/1,59

0,23/0,76

0,87/1,67

1,71/0,68

0,05/0,22

0,090,27

2,25/1,12

0,05/0,17

0,80/1,36

n4H10

3,49/1,28

0,26/0,87

1,06/2,03

2,79/1,10

0,12/0,51

0,22/0,67

5,05/2,51

0,19/0,62

2,93/4,99

rC5+высш г/см3

11,49/3,13

99,3/97,29

97,45/94,44

7,63/2,06

99,66/98,20

99,41/97,65

15,72/5,34

99,65/98,67

94,93/90,25

С5+высш.,

0,648

0,842

0,750

0,680

0,865

0,819

0,680

0,830

0,734

мс5 + высш

79

198

115

85

251

176

85

194

104

Массовая доля С5+высш от потенциала в пластовой нефти, %

0,98

98,88

0,14

4,79

86,28

8,93

11,27

78,76

9,97

Температура исследования, °С

51

84

107

Примечание В числителе – массовая доля, %, в знаменателе – мольная доля, %

Таблица 4. Компонентный состав газов сепарации, сепарированных нефтей и рекомбинированных пластовых нефтей по результатам стандартной сепарации

Компоненты

Дмитриевское

Карачаганакское

Тенгизское

Газ сепарации

Сепарированная нефть

Пластовая нефть

Газ сепарации

Сепарированная нефть

Пластовая нефть

Газ сепарации

Сепарированная нефть

Пластовая нефть

N2

2,85/2,23

0/0

0,23/0,99

1,46/1,19

0/0

0,57/1,03

0,90/0,93

0/0

0,40/0,77

СO2

1,47/0,73

0/0,01

0,12/0,33

10,24/5,31

0,01/0,07

4,02/4,62

4,75/3,13

0,01/0,04

2,13/2,60

H2S

0/0

0/0

0/0

7,38/4,94

0,03/0,23

2,91/4,32

22,79/19,39

0,17/0,88

10,26/16,20

СН4

58,95/80,67

0,03/0,36

4,85/35,88

50,73/72,10

0,02/0,30

19,89/62,69

28,20/50,97

0,02/0,22

12,59/42,23

С2Н6

8,41/6,14

0,03/0,19

0,72/2,82

12,42/9,42

0,04/0,28

4,89/8,22

10,54/10,17

0,05/0,31

4,73/8,47

С3Н8

6,62/3,30

0,09/0,42

0,63/1,69

6,73/3,48

0,08/0,43

2,69/3,08

9,33/6,13

0,20/0,77

4,27/5,21

i4Н10

4,77/1,80

0,17/0,58

0,55/1,12

1,74/0,68

0,05/0,22

0,71/0,62

2,27/1,13

0,12/0,36

1,08/1,0

n4H10

3,95/1,49

0,21/0,70

0,51/1,05

2,82/1,11

0,13/0,52

1,18/1,03

5,16/2,58

0,40/1,21

2,53/2,34

C5 +высш

12,99/3,64

99,4/97,75

93,39/56,12

6,4/1,78

99,63/97,95

63,13/14,39

16,05/5,56

99,03/96,21

62,02/21,18

rC5 + высш., г/см3

0,647

0,843

0,840

0,672

0,860

0,850

0,675

0,820

0,800

МС5 + высш

78

199

195

83

238

222

84

178

158

Примечание В числителе – массовая доля, %, в знаменателе – мольная доля, %


Таблица 5. Результаты оценки точности подсчета нефти и растворенного газа различными способами

Номер способа

Способ подсчета запасов

Формулы для определения запасов в единице нефтенасыщенного объема пласта (м3)

Доля от истинных запасов, %

Дмитриевское

Карачаганакское

Тенгизское

Нефть, т

Растворенный газ, м3

tиссл= 51º C

tиссл=84 °С

tиссл=107ºC

tиссл=51 °С

нефть

растворенный газ

нефть

растворенный газ

нефть

растворенный газ

нефть

растворенный газ

1

По инструкции ГКЗ [2] с использованием объемного коэффициента и плотности сепарированной нефти по результатам дифференциального разгазирования

                   

1.1

без учета стабильного кон денсата, выделяемого из газовой фазы на каждой ступени

99,56

99,23

86,56

101,38

79,04

104,23

92,73

101,93

1.2

С учетом конденсата

99,70

99,23

95,54

101,38

89,54

104,23

93,99

101,93

1.3

с учетом конденсата и УВ С5 + высш , не выделенных из газа сепарации при стандартных условиях

100

100

100

100

100

100

100

100

 

По результатам определения объемного коэффициента и плотности сепарированной нефти при стандартной сепарации

                   

2.1

без учета С5 + высш в газе сепарации

99,38

100,4

96,33

101,08

89,34

104,34

89,34

104,34

2.2

с учетом С5 + высш в газе сепарации

100

100

100

100

100

100

100

100

3

По компонентному составу пластовой нефти с использованием плотности нефти в пластовых условиях и плотности в стандартных условиях растворенного газа

100

100

100

100

100

100

100

100