1. – однократным разгазированием пластовой нефти от начальных пластовых до стандартных условий;
2. – дифференциальным разгазированием (до давления 0,1 МПа), которое, согласно инструкции ГКЗ, должно являться основой для подсчета запасов нефти;
3. – ступенчатой сепарацией согласно схеме промысловой сепарации.

Значения параметров пластовой нефти при различных видах разгазирования и их сравнительная оценка по балансу компонентов С_5+высш и значениям удельных запасов нефти в расчете на 1 м³ эффективного нефтенасыщенного порового пространства приведены в таблице. В качестве фактического материала использованы исследования по основным типам пластовых нефтей (от летучих до тяжелых), различающихся термобарическими условиями, составом и свойствами флюидов в пределах Волго-Уральской НГП (Южно-Первомайское, Памятно-Сасовское, Терновское, Остролукское месторождения) и Прикаспийской впадины (Карачаганакское и Тенгизское).

Подсчет удельных запасов нефти и газа в расчете на 1 м³ эффективного нефтенасыщенного порового пространства проводился по традиционным формулам подсчета запасов.

Удельные запасы компонентов С_5+высш рассчитывались по данным их массового содержания в продуктах сепарации. По ступенчатой сепарации и дифференциальному разгазированию использовался средневзвешенный состав газовой фазы по газосодержанию. В летучих нефтях в состав газовой фазы включался конденсат, замеряемый в сепараторе на всех ступенях разгазирования.

Для расчета объемного коэффициента была применена формула

B_o = [r_o+(GORr_g)]/r_rf,

где r_о – плотность сепарированной нефти, кг/м³; r_g – плотность сепарированного газа, кг/м3; GOR – газосодержание, м³/м³; r_rf – плотность пластового флюида при начальных Р и T, кг/м³.

Рис. 1. ГАЗОСОДЕРЖАНИЕ ПЛАСТОВОЙ НЕФТИ ПРИ РАЗЛИЧНЫХ СПОСОБАХ РАЗГАЗИРОВАНИЯ, м3/м3 Сепарация: А – ступенчатая, Б – стандартная, В – дифференциальное разгазирование; 1 – Южно-Первомайское месторождение, D2vb, скв. 27; 2 – Остролукское, С1bb, скв. 1

Рис. 2. ОБЪЕМНЫЙ КОЭФФИЦИЕНТ ПРИ РАЗЛИЧНЫХ СПОСОБАХ РАЗГАЗИРОВАНИЯ Сепарация: А – ступенчатая, Б – стандартная, В – дифференциальное разгазирование; усл. обозн. см. на рис. 1

Рис. 3. ПЛОТНОСТЬ НЕФТИ В СТАНДАРТНЫХ УСЛОВИЯХ ПРИ РАЗЛИЧНЫХ СПОСОБАХ РАЗГАЗИРОВАНИЯ, кг/м3 Сепарация: А – ступенчатая, Б – стандартная, В – дифференциальное разгазирование; усл. обозн. см. на рис. 1

Сопоставление показывает, что в неглубокопогруженных пластовых нефтях с низким газосодержанием различные виды разгазирования дают близкие результаты (см. таблицу, Остролукское месторождение). В этих условиях значения подсчетных параметров (газосодержание, объемный коэффициент и плотность сепарированной нефти), замеренные по дифференциальному разгазированию, уменьшаются относительно ступенчатой и стандартной сепарации (рис. 1-3).

В отличие от этого, в месторождениях с более высокими значениями пластового давления и температуры, в направлении от ступенчатой сепарации к стандартной и дифференциальному разгазированию, независимо от количества растворенного газа, происходит рост значений газосодержания, объемного коэффициента и плотности сепарированной нефти (см. рис. 1-3). При этом, при увеличении количества растворенного газа, давления и температуры разность между параметрами, определяемыми при различных видах разгазирования, возрастает (рис. 4-6).

Рис. 4. РАЗНОСТЬ ЗНАЧЕНИЙ ГАЗОСОДЕРЖАНИЯ СЕПАРИРОВАННОЙ НЕФТИ НА МЕСТОРОЖДЕНИИ КАРАЧАГАНАК 1 – скв. 29, тяжелая нефть; 2 – скв. 33, средняя нефть; 3 – скв. 6, летучая нефть

Рис. 5. РАЗНОСТЬ ЗНАЧЕНИЙ ОБЪЕМНОГО КОЭФФИЦИЕНТА ПЛАСТОВОЙ НЕФТИ НА МЕСТОРОЖДЕНИИ КАРАЧАГАНАК Усл. обозн. см. на рис. 4

Рис. 6. РАЗНОСТЬ ЗНАЧЕНИЙ ПЛОТНОСТИ СЕПАРИРОВАННОЙ НЕФТИ НА МЕСТОРОЖДЕНИИ КАРАЧАГАНАК Усл. обозн. см. на рис. 4

На примере месторождения Карачаганак показано сопоставление модельных пластовых нефтей с газосодержанием по стандартной сепарации 315; 530; 880 м³/м³. По вертикали приведены разность значений газосодержания (GLR), объемного коэффициента (B_o) и плотности сепарированной нефти (D), замеренных при дифференциальном разгазировании (dif) и стандартной сепарации (sep). Эффект увеличения значений параметров усиливается при уменьшении числа ступеней дифференциального разгазирования.

Эти особенности следует учитывать при подсчете запасов нефти и растворенного газа, поскольку применение традиционного дифференциального разгазирования без учета УВ, испаряющихся в газовую фазу, существенно занижает запасы летучей нефти (Брусиловский А.И., Былинкин Г.П., 1990). В добавление к этому, по мере увеличения летучести нефти погрешность расчета существенно возрастает (рис. 7).

Рис. 7. СРАВНИТЕЛЬНАЯ ОЦЕНКА ПОДСЧЕТА УДЕЛЬНЫХ ЗАПАСОВ НЕФТИ (С5+высш) ПРИ 8-ми СТУПЕНЧАТОМ ДИФФЕРЕНЦИАЛЬНОМ РАЗГАЗИРОВАНИИ (при изменении свойств пластовой нефти и термобарических условий) Месторождения: А – Остролукское, С1vbb, скв. 1, интервал глубин 1179-1187 м, Б – Терновское, D2efkl, скв. 5, интервал глубин 2836-2850 м, В – Памятно-Сасовское, D3fevlv, скв. 25, интервал глубин 2667-2674 м, Г – Южно-Первомайское, D2gvvb, скв. 27, интервал глубин 3629-3634 м; С5+высш: 1 – в газовой фазе, 2 – в сепарированной нефти; 3 – газосодержание

Так, на Южно-Первомайском месторождении удельные запасы компонентов группы С_5+высш при использовании значений параметров на основе дифференциального разгазирования (без учета С_5+высш в газовой фазе) занижаются на 31 % относительно значений, рассчитанных с учетом полного материального баланса (см. таблицу). Это связано с тем, что при жестких термобарических условиях легкокипящие фракции пластовой летучей нефти интенсивно испаряются в газовую фазу на каждой ступени дифференциального разгазирования и удаляются вместе с газовой фазой. При сепарации этого газа в стандартных условиях выделяется ретроградная жидкость (конденсат). Содержание этого конденсата находится в прямой зависимости от начального газосодержания пластовой нефти (рис. 8) и соответственно состава выделяющейся газовой фазы при дифференциальном разгазировании.

Рис. 8. ЖИДКОСТЬ ИЗ ГАЗОВОЙ ФАЗЫ ПО ОТНОШЕНИЮ К СУММАРНОМУ ОБЪЕМУ ГАЗА СЕПАРАЦИИ ВСЕХ СТУПЕНЕЙ Месторождения: 1 – Карачаганак, скв. 33, Т = 84 оС; 2 – Карачаганак, скв. 6, Т = 84 оС; 3 – Тенгиз, скв. 39, Т = 107 оС

Исследования карачаганакской и тенгизской пластовых нефтей показали, что масса ретроградной жидкости на газ сепарации для всего диапазона летучей нефти варьирует от 40 до 340 г/м³ и составляет от 2 до 34 % массы С_5+высш в начальной пластовой нефти, что сопоставимо по добыче жидких УВ с рентабельными газоконденсатными месторождениями.

Запасы летучей нефти, определенные по результатам ступенчатой сепарации, по сравнению со стандартной сепарацией и дифференциальным разгазированием, ближе к потенциальным суммарным значениям. Это объясняется тем, что при ступенчатой сепарации испарение УВ группы С_5+высш в газовую фазу происходит существенно менее интенсивно, чем при дифференциальном разгазировании, поскольку она осуществляется при более низких значениях давления и температуры. При стандартной сепарации летучих нефтей в газовую фазу также испаряется значительное количество легкокипящих УВ (до 9 % начальной потенциальной массы С_5+высш).

Таким образом, при подсчете запасов пластовой нефти (особенно летучей) следует принимать данные ступенчатой сепарации. В связи с этим рекомендуется внести соответствующие изменения в инструкцию ГКЗ*, нацеливающую исследователей на использование результатов дифференциального разгазирования и не отражающую адекватно фазовые изменения, происходящие в условиях пласта и скважины. Более того, практическое использование варианта дифференциального разгазирования требует значительных временных затрат, ведет к ощутимым экспериментальным погрешностям и, как следствие, создает определенные проблемы при адаптации композиционной модели пластового флюида. Для осуществления надежной адаптации лучше всего использовать данные исследования при постоянной массе, результаты ступенчатой и стандартной сепарации.

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-во ГКЗ СССР, 1984.

В зарубежной практике при вводе данных в гидродинамический симулятор “Black Oil” восполнение потерь компонентов С_5+высш осуществляется путем корректирования результатов дифференциального разгазирования по сепарационному тесту (ступенчатая сепарация) по формулам P.L.Moses (1986). Наглядное представление реализации этой методики приведено на рис. 9, 10 на примере летучей нефти Южно-Первомайского месторождения.

Рис. 9. КОРРЕКТИРОВАННЫЕ ЗНАЧЕНИЯ ОБЪЕМНОГО КОЭФФИЦИЕНТА B0cor

Рис. 10. КОРРЕКТИРОВАННЫЕ ЗНАЧЕНИЯ ГАЗОСОДЕРЖАНИЯ GORscor