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 b_д.р.^с.н. и Г_д.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 м³/м³, а газоконденсатные – конденсата до 1000 см³/м³ 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, i-С₄Н₁₀, n-С₄Н₁₀) 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

Q_i=Vr_плg_i,

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); r_пл – плотность смеси при начальных пластовых термобарических условиях: g – массовая доля рассматриваемых компонентов в пластовой смеси.

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.

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, i-С₄Н₁₀, n-С₄Н₁₀) 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.

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.

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.

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, i-С₄Н₁₀, n-С₃Н₁₀.

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