Необходим новый методический подход
А.И. БРУСИЛОВСКИЙ (ИПНГ АН СССР), Г.П. БЫЛИНКИН (НВНИИГГ)
Разрешите высказать на страницах «Геологии нефти и газа» некоторые соображения в связи с откликом сотрудников Гипровостокнефти Миннефтегазпрома СССР на нашу статью, опубликованную в № 11 за 1990 г.
1. Изучение нормативных документов ГКЗ и Миннефтегазпрома, специальной научно-технической литературы свидетельствует о недостаточной ясности и четкости в решении проблемы определения подсчетных параметров, характеризующих физико-химические свойства пластовых нефтей и применяемых при подсчете запасов нефти и растворенного газа. Отсутствие в п. 4.4 «Инструкции по применению классификации месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов» (М.: Изд. ГКЗ СССР.- 1984) температурных условий дифференциального разгазирования - это не случайность. Дифференциальное разгазирование проводится при пластовой температуре по ранее предложенному определению (Д. Амикс, Д. Басс, Р. Уайтинг. Физика нефтяного пласта.- М.: Гостоптехиздат.- 1962.- С. 347).
В начале опубликованной статьи отмечается, что использование значений объемного коэффициента, полученных по результатам дифференциального разгазирования, не вызывает значительных погрешностей при подсчете запасов нефтей с невысоким газосодержанием и находящихся при умеренных термобарических условиях. Как показано в статье, ситуация принципиально меняется для нефтей в глубокопогруженных залежах.
Об этом же свидетельствуют и результаты экспериментов, приведенные в «Методике исследования пластовой нефти с помощью жидкометаллического сплава. РД 39-9-1084-84».
Именно поэтому в статье сформулирован первый вывод о необходимости пересмотреть положение действующей Инструкции ГКЗ, согласно которому параметры для подсчета запасов нефти определяются по данным дифференциального разгазирования.
Ссылки Б.Ф. Сазонова и М.Д. Штофа на нормативные документы ГКЗ СССР свидетельствуют о том, что в практике подсчета запасов нефти существует прямая зависимость между технологией добычи нефти и ее геологическими запасами. Это представляется нам неправильным, поскольку от технологии добычи зависит качество товарной нефти, но никак не геологические запасы нефти. Они являются объективной реальностью, определяются пластовыми условиями и компонентным составом и не зависят от реализованной технологии добычи и промысловой обработки добываемой продукции. В этом аспекте нам представляется правильным то, что при подсчете запасов конденсата, проектировании разработки и эксплуатации газоконденсатных залежей применяется понятие «потенциальное содержание группы С5+высш. в пластовом газе». Это понятие не смешивают с понятием товарного конденсата, являющегося продуктом промысла или газоперерабатывающего завода.
Поэтому в статье сформулирован второй вывод о том, что подсчет геологических запасов нефти, газа и конденсата необходимо проводить на единой методической основе, рассматривая при этом пластовые смеси как многокомпонентные системы, содержащие газообразные компоненты (N2+редкие, СО2, H2S, СН4, С2Н6, С3Н8, i-С4Н10, n-С4Н10) и группу C5+высш. На наш взгляд, это внесет порядок, а не путаницу.
Применяемый в практике исследования пластовых нефтей метод ступенчатого разгазирования со снижением температуры от ступени к ступени позволяет значительно повысить точность расчета запасов нефти по сравнению с дифференциальным разгазированием. Это вызвано тем, что со снижением температуры существенно уменьшается количество легкокипящих нефтяных фракций, уносимых с газом сепарации. Так, например, для приведенного в статье состава пластовой нефти Тенгизского месторождения (табл. 4) при использовании результатов дифференциального разгазирования запасы группы С5+высш. занижаются на 20,96 %, а при использовании результатов ступенчатого разгазирования (пять ступеней сепарации: 18, 12, 6, 1, 0,1 МПа и соответственно 80, 60, 40, 30, 20 °С) лишь на 3,66 %. И все-таки предпочтительным нам представляется более простой и точный способ, предложенный в статье и основанный на использовании плотности пластовой нефти и ее компонентного состава.
К сожалению, желая защитить традиционные подходы и не принимая ни одного из положений статьи, специалисты Гипровостокнефти отрицают очевидные факты. В статье подробно объясняется, почему газосодержание, получаемое при дифференциальном разгазировании без учета конденсата, выше газосодержания, определяемого при стандартном разгазировании. Это наглядно иллюстрируют, например, приведенные в табл. 2 статьи экспериментальные данные по Ястребиному месторождению, полученные под руководством В.Н. Мамуны.
На Тенгизском месторождении состав пластовой нефти меняется как по площади, так и по мощности без определенной закономерности. В статье в качестве примера взят состав, полученный при исследовании скв. 1 и характеризующийся стандартным газосодержанием 663 м3/т. В то же время состав пластовой нефти, полученный, например, из скв. 5, характеризуется стандартным газосодержанием 438 м3/т. Поэтому абсолютно непонятно, что имели в виду Б.Ф. Сазонов и М.Д. Штоф относительно газового фактора, который «при правильном определении равен 487 м3/т».
Так как рассматриваемый вопрос имеет большое практическое и теоретическое значение, а рамки журнальной публикации ограничены, просим ГКЗ СССР рассмотреть возможность расширенного обсуждения данной проблемы.