О методических основах подсчета геологических запасов
Б.Ф. САЗОНОВ, М. Д. ШТОФ (Гипровостокнефть)
В № 11 за 1990 г. журнала «Геология нефти и газа» опубликована статья А.И. Брусиловского и Г.П. Былинкина «Новый подход к подсчету геологических запасов нефти, газа и конденсата на единой методологической основе», в которой сделаны далеко идущие выводы о необходимости пересмотра положения действующей инструкции ГКЗ СССР, согласно которому параметры для подсчета запасов нефти и газа определяются по данным дифференциального разгазирования. Очевидно, авторы никогда не выполняли конкретный подсчет запасов нефти и нефтяного газа и недостаточно знакомы с нормативными документами ГКЗ, так как поняли, что дифференциальное разгазирование необходимо проводить при пластовой температуре. Как правильно указывают авторы, это лишено физического смысла.
В п. 4.4 инструкции, на которую ссылаются авторы, ничего не сказано о температуре, при которой проводится дифференциальное разгазирование, но в п. 6 «Классификации запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов» говорится, что оценка качества нефти, газа и конденсата производится с учетом технологии добычи, т. е. разгазирование пластовой нефти необходимо проводить по термобарическим ступеням, параметры которых идентичны параметрам ступеней промысловой сепарации нефти. Об этом подробно сказано в «Инструкции по определению газовых факторов и количества растворенного газа, извлекаемого вместе с нефтью из недр», в соответствии с которой необходимо проводить дифференциальное (ступенчатое) разгазирование пластовой нефти, моделирующее ее путь от пласта до товарного резервуара.
В соответствии с этими документами и проводится определение расчетных параметров при подсчете балансовых и извлекаемых запасов нефти, нефтяного газа и целевых компонентов, добываемых вместе с газом.
Исходя из неправильных предпосылок, авторы статьи, естественно, приходят к абсурдным результатам, когда расчетное газосодержание выше, чем газосодержание при стандартном разгазировании, и сами же отвергают предложенный ими метод определения параметров. Например, в приведенном примере для Тенгизского месторождения при стандартном газосодержании 663 м3 /т авторами найден расчетный газовый фактор 748 м3/т, когда при правильном определении он равен 487 м3/т, т. е. завышение составляет 53 %. Соотношение объемных коэффициентов 2,57 и 1,92.
Таким образом, анализируя приведенную статью, приходим к заключению, что ее выводы и рекомендации основаны на неправильных представлениях и никаких радикальных изменений в нормативные документы ГКЗ СССР вносить нет необходимости. Желательно только уточнить условия дифференциального разгазирования. Кроме того, в объединениях Миннефтегазпрома в течение последних двух лет выполнены пересчеты запасов нефти и газа, что позволило привести их параметры в соответствие с параметрами добываемой продукции. Вводить новое понятие, что нефть - это SУВ C5+высш., также нецелесообразно, так как кроме путаницы это ничего не даст. Так как рассматриваемый вопрос имеет большое практическое значение, желательно наше письмо опубликовать в журнале.