Исследования отобранных проб нефти, газа, конденсата и воды

Инструкция по применению классификации запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов. М., 1984, 64 с. ГКЗ СССР.

В процессе исследования отобранных проб нефти, газа и конденсата должны быть определены:

— для нефти, приведенной к стандартным условиям методом дифференциального разгазирования,—фракционный и групповой состав, а в пластовых условиях—компонентный состав, содержа­ние (в процентах по массе) силикагелевых смол, масел, асфальтенов, парафинов, серы, металлов, вязкость и плотность, величина давления насыщения нефти газом, растворимость газа в нефти, газосодержание, изменение объема, плотности и вязкости нефти в пластовых и стандартных условиях, температура застывания и начала кипения, коэффициенты упругости нефти; исследование нефти проводится по глубинным пробам, а при невозможности их отбора - по рекомбинированным пробам пластовой нефти; для изучения товарных свойств нефти необходимо отбирать и исследо­вать специальные пробы;

— для газа (свободного и растворенного в нефти) — плотность по воздуху, теплота сгорания, содержание (в молярных процен­тах) метана, этана, пропана, бутанов, а также гелия, сероводоро­да, углекислого газа и азота; состав растворенного в нефти газа определяется при дифференциальном разгазировании глубинных проб нефти до стандартных условий;

— для конденсата (стабильного) — фракционный и групповой состав, содержание парафина и серы, плотность и вязкость при стандартных условиях, давление начала конденсации.

При оценке промышленного значения содержащихся в нефти, газе и конденсате компонентов (этана, пропана, бутанов, серы, ге­лия, металлов) должны соблюдаться «Требования к комплексно­му изучению месторождений и подсчету запасов попутных полез­ных ископаемых и компонентов» (ГКЗ СССР, 1982).

При изучении состава нефти и газа необходимо опреде­лять наличие и содержание в них компонентов, оказывающих вредное влияние на оборудование при добыче, транспортировке и переработке нефти и газа (коррозионная агрессивность к металлу и цементу, выпадение парафина, серы, солей, механических при­месей и др.).

Отбор устьевых проб нефти, газа и воды производится при всех нефтегазо-водопроявлениях и при опробовании ИПТ не менее 2-х проб из каждого объекта.

Отбор сепараторных проб нефти, газа и конденсата производится не менее 2-х проб при каждом исследовании.

Отбор глубинных проб нефти и воды с замером давлений по стволу и пластовых давлений и температур производится не менее 2-х проб из каждого объекта испытания в колонне.

Лабораторные исследования проб воды. Изучение подземных вод ставится в первую оче­редь с целью выяснения гидрохимической обстановки, на­хождения и сохранения залежей нефти, а также для целей прогноза нефтеносности. В этом отношении изучение под­земных вод является обязательным элементом комплекса научно-исследовательских работ в опорном бурении.

При получении из скважин притоков подземных вод должны быть определены: химический состав подошвенных и крае­вых подземных вод, содержание в них йода, брома, бора, магния, калия, лития, рубидия, цезия, стронция, германия и др., а также состав растворенного в воде газа, дебиты воды, температура, дав­ление, коэффициент упругости вод, газосодержание и другие по­казатели для обоснования проведения специальных геолого-разве­дочных работ с целью оценки запасов подземных вод и определе­ния возможности использования их для извлечения полезных ком­понентов или для теплоэнергетических, бальнеологических и иных нужд.

Особенности химического состава подземных вод галоген­ных толщ могут быть показательными в отношении содержа­ния в этих толщах отдельных имеющих промышленное значение элементов, в частности калия. В отдельных слу­чаях вскрываемые скважинами пресные подземные воды могут представлять интерес для водоснабжения населенных пунктов. Даже сильно минерализованные подземные воды могут быть иногда использованы для технических целей, и в первую очередь для глубокого бурения, например для изготовления глинистого раствора. Подземные воды даже при относительно незначительном их притоке могут заметно влиять на физические свойства глинистого раствора, а по­тому заслуживают внимания и с этой точки зрения.

Результаты изучения подземных вод, вскрытых скважиной, будучи использованы в совокупности с прочими данными по гидрогеологии определенного района или даже целой обширной области, имеют большое значение для понимания закономерностей распределения различного типа подземных вод, что в свою очередь важно в нефтепоисковых целях.

Изучение подземных вод должно проводиться в тесной связи с изучением литологических особенностей разреза, с определениями пористости и проницаемости пород и увя­зываться с данными электрокаротажа. Анализы солевого состава подземных вод и связанных с ними растворен­ных и свободных газов должны представляться одновре­менно.

По каждому испытанному горизонту исследуются две пробы воды: первая, отобранная после установления постоян­ства ее химизма, и вторая —после дополнительного отбора жидкости.

Лабораторному изучению подвергаются отобран­ные на месте бурения пробы пластовых вод, полученные при испытании скважины или отобранные во время бурения (при переливании или фонтанировании водой).

При выполнении анализов, которые производятся в соответствии с общепринятыми указаниями руководств по аналитической химии и гидрохимии, делают следующие определения.

А. Полевые: 1. Описание физических свойств воды: цвет, прозрач­ность, характер осадка или мути, запах.

2. При наличии запаха H₂S последний определяется на месте отбора пробы и затем в стационарной лаборатории.

Примечание. Пробу следует брать после откачки из скважины трех объемов технической воды, после чего не менее трех раз проверяется постоянство состава С1 и уд. веса воды.

Б. Лабораторные: 1. Уд. вес воды.

2. рН — концентрация водородных ионов.

3. Жесткость (общая, постоянная и временная).

4. Полный химический анализ с определением микро­компонентов СГ, SO/', НСО,,', СОз", Са", Mg--, К-, Na", Вг', В-, Г, NH₄, Fe--, Fe", H₂S, SiO₂, NO₂, NО₃, нафте­новые кислоты, окисляемость, радиоактивность.

5. Спектральный анализ сухого остатка, полученного путем выпаривания воды.

Методом люминесцентно-битуминологического анализа определяется качественный состав содержащихся в воде ор­ганических веществ. Результаты химического анализа даются в ионной форме (за исключением полуторных окислов, крем­незема и нафтеновых кислот) в весовых количествах; для слабоминерализованных вод с сухим остатком до 5 г/л — в мг на 100 г и для всех остальных вод в г на 100 г.

Весовые качества пересчитываются в миллиграмм-экви­валентную и процент-эквивалентную формы и эти данные также приводятся в результатах анализов. Общая минерали­зация воды исчисляется суммированием весовых количеств всех компонентов и также включается в результаты ана­лиза.

4.9. ОЦЕНКА ЗАПАСОВ КАТЕГОРИЙ С₁ И С₂

Инструкция по применению классификации запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов. М., 1984, 64 с. ГКЗ СССР.

На новых месторождениях нефти и газа, а также выявлен­ных залежах уже известных месторождений по данным поисково­го и оценочно-разведочного бурения проводится изучение геологи­ческого строения площади, дается оценка продуктивного разреза и предварительная оценка объема залежей, определяются основ­ные природные факторы, влияющие на выбор методики дальней­ших разведочных работ. По данным поискового и оценочно-разве­дочного бурения подсчитываются запасы нефти, газа и конденсата по категориям C₁ и С₂ и дается геолого-экономическая оценка ме­сторождений (залежей) для определения целесообразности их разведки и подготовки к разработке.

Запасы категории C₁ могут быть выделены на новой площади по данным бурения и испытания одной скважины при условии по­лучения в ней промышленного притока нефти или газа (открытие месторождения). В этом случае параметры подсчета запасов опре­деляются по данным геофизических исследований скважин, изу­чения керна или принимаются по аналогии с соседними разведан­ными месторождениями. Границы участка подсчета запасов про­водятся в радиусе, равном удвоенному расстоянию между экс­плуатационными скважинами, принятому в данном районе для аналогичных месторождений.

Запасы категории C₁ выделяются на разведанных месторождениях (залежах) в границах, про­веденных по данным испытаний и геофизических исследований скважин, достоверно обосновывающим гипсометрическое положе­ние контактов газ-нефть-вода, а для неисследованной части зале­жи — в границах, проведенных на расстоянии, равном удвоенному интервалу между эксплуатационными скважинами, предусмотрен­ному технологической схемой или проектом разработки.

Запасы категории С₂ выделяются на неразведанных ча­стях залежи, примыкающих к участкам с запасами более высо­ких категорий, в промежуточных и вышезалегающих неопробован­ных пластах разведанных месторождений, степень изученности которых отвечает соответствующим требованиям «Классифика­ции»; к ним относятся также запасы отдельных неопробованных куполов многокупольных месторождений, если доказана их пол­ная аналогия с изученными частями данного месторождения по геологическому строению и коллекторским свойствам пластов-кол­лекторов. Границы запасов проводятся по контурам выявленных залежей на планах, со­ставленных на основе структурных карт. Масштабы планов (1:5000—1:50000) зависят от размера и сложности геологиче­ского строения залежи.

Подсчет запасов проводится раздельно по залежам с выделе­нием запасов нефтяной, газовой, водонефтяной, газонефтяной, газонефтеводяной, газоводяной зон и в целом по месторождению объемным методом. Под­счет запасов нефти производится с использованием объемного ко­эффициента и плотности нефти, определяемых по результатам дифференциального разгазирования глубинных или рекомбинированных проб пластовой нефти до стандартных условий.

Подсчет запасов растворенного в нефти газа проводится по его содержанию в нефти в пластовых условиях, которое определяется по результатам дифференциального разгазирования глубинных проб нефти до стандартных условий.

Подсчет извлекаемых запасов газа, растворенного в нефти, для месторождений с водонапорным режимом проводится по извлекаемым запасам нефти, а для месторождений с другими режи­мами—по балансовым запасам нефти с учетом степени ее дега­зации при разработке.

Принадлежность забалансовых запасов нефти, газа, кон­денсата и содержащихся в них компонентов к различным катего­риям определяется так же, как и для балансовых запасов. При подсчете забалансовых запасов должны быть указаны причины отнесения их к этой группе (экономические, технологические и др.).

Запасы и перспективные ресурсы имеющих промышленное значение компонентов, содержащихся в нефти, газе и конденсате, подсчитываются в соответствии с требованиями «Классификации запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов» и «Требований к комплексному изучению месторождений и подсчету запасов попутных полезных ископае­мых и компонентов» (ГК3 СССР, 1982).

Запасы месторождений и перспективные ресурсы нефти, конденсата, серы, металлов, этана, пропана, бутанов подсчитыва­ются и оцениваются в тысячах тонн. Запасы месторождений и перспективные ресурсы горючих газов подсчитываются и оценива­ются в миллионах кубических метров, гелия и аргона — в тыся­чах кубических метров.

При подсчете запасов нефти используется формула:

Qн бал. = S*h*Kп*Kн* γ ст.*Кпер.,

где Qн бал. - балансовые запасы нефти, тонн,

S - площадь, м²,

hэф - эффективная нефтенасыщенная мощность, м,

Кп - коэффициент открытой пористости нефтесодержащих пород, ед.,

Кн - коэффициент нефтенасыщенности, ед.,

γн ст. - плотность нефти на поверхности, т/м³ ,

Кпер. - пересчетный коэффициент, учитывающий усадку нефти, ед.

Кпер.=1/в>1.0,

где в - объемный коэффициент плотности нефти, ед.

в= v пл. / v ст,

где v пл. - объем нефти в пластовых условиях,

v ст. - объем нефти в стандартных условиях.

Он изв.= Обал*Киз.н,

где Qн изв. - извлекаемые запасы нефти,

Киз.н - коэффициент нефтеотдачи

При подсчете запасов газа используется формула:

Qг=S*h*Kп*Kг*Pпл*1/z*f *Киз.г,

где S - площадь, м²,

hэф - эффективная газонасыщенная толщина, м,

Кп - коэффициент пористости, ед.,

Кг - коэффициент газонасыщенности, ед.,

Рпл - начальное пластовое давление, атм (МПах10,197),

z - коэффициент сверхсжимаемости газа, ед.,

f - поправка на температуру, ед.,

Киз.г -коэффициент извлечения газа, ед.

f=(T+tст.)/(T+tпл.)

где T –273⁰ Кельвина,

tст. – 20⁰С,

tпл. – пластовая температура ⁰С.

Извлекаемые запасы растворенного газа подсчитываются по формуле:

Vр.г.= Qн изв. * ηр.г,

где ηр.г – газовый фактор, м³/т,

Киз.к -коэффициент извлечения конденсата, ед.

Извлекаемые запасы конденсата подсчитываются по формуле:

Qк= Qг*ηк*γк ст. * Киз.к,

где ηк – среднее начальное содержание в газе стабильного конденсата, см³/м³,

γк ст. - плотность стабильного конденсата на поверхности, т/м³,

Киз.к -коэффициент извлечения конденсата, ед.