CC BY
6
УДК 622.276.346
DOI: 10.15587/2313-8416.2016.74614
ЗАСТОСУВАННЯ СУЧАСНОГО П1ДХОДУ ДО ОЦ1НКИ ПОЧАТКОВИХ ЗАПАС1В ВУГЛЕ-ВОДН1В НА МЕЖ1 ТИСКУ НАСИЧЕННЯ
© В. I. Коваль
В cmammi розглянуто особливостi оцтки початкових запасе насичених вуглеводневих систем, що ро-зробляються як на виснаження пластовог енергИ, так i з тдтриманням пластового тиску. Використано нову методику матерiального балансу з врахуванням гравiтацiйного розподшу компонентiв пластовог системи, видобутку кожного з компонентiв пластових флюШв, змти гх фiзичних властивостей в про-цес розробки покладу
Ключовi слова: запаси, поклад, флюгд, фазова рiвновага, гравтацшний розподш, матерiальний баланс, вуглеводнi
The article deals the features for evaluation of initial saturated hydrocarbon reserves, which developed as the depletion of reservoir energy and the maintenance of reservoir pressure. A new method of material balance is used with accounting of the gravity distribution of reservoir system components, extraction of each component of reservoir fluids, change of their physical properties in the development of deposits
Keywords: reserves, deposit, fluid, phase equilibrium, gravity distribution, material balance, hydrocarbons
ТЕХН1ЧН1 НАУКИ
1. Вступ
Математичне моделювання покладiв вуглево-дшв, таких як нафтовий поклад з ''газовою шапкою'' та газовий з нафтовою облямiвкою, пов'язано з труд-нощами ув'язки фiзичних властивостей пластових флющв та розбiжнiстю в результатах замiрiв гли-бинних проб у свердловинах. Те ж стосуеться покла-дiв iз значним поверхом нафтогазоносносл, коли густини та компонентовмют пластового флю1ду зна-чно рiзняться у розрiзi покладу.
Розглянемо випадок, який досить часто зустрь чаеться в нафтопромисловш практищ, коли одшею свердловиною розкрито газонасичену частину покла-ду, другою - нафтову, причому газонафтовий контакт (ГНК) не шдачено жодною свердловиною i поверх нафтогазоносносл становить деюлька десятшв мет-рiв, а поклад свердловинами розкрито в крайнiй вер-хнш та нижнiй точках. У такому випадку, за результатами дослвджень глибинних проб, вiдiбраних у свердловинах, вщзначатиметься розбiжнiсть тисков насичення, флю1ди будуть недонасиченими, перера-хованi коефщенти конденсато- та газовмiсту теж будуть вiдрiзнятись. Наведенi розбiжностi, недостат-ня розбуренiсть та вивченiсть покладу, можуть приз-вести до спроби здшснити роздiлення двох пдрога-зодинамiчних систем умовним порушенням чи iнших способiв 1х iзоляцil з метою ув'язки отриманих ре-зультатiв дослвджень, що буде достатньо правомiр-ним з позицп класичних уявлень про складш багато-компонентнi системи. Адже загальноприйнятим вва-
жаеться припущення про насиченють фаз на меж1 контакту, а отже, й piBrncTb тисков насичення, яш повиннi бути рiвними поточному пластовому.
Виршити таке непросте завдання можна за допомогою використання новггшх рiвнянь стану ре-човини, проте, i у такому випадку виникае ряд труд-нощiв. Розрахунки, проведет за рiвняннями стану речовини, сввдчать про наступне: з насиченого газу, який перебувае в рiвновазi, на меж1 ГНК на будь-як1й незначнш висотi вiд нього ввдбуваеться зменшення тиску вiдповiдно до пдростатичного стовпа та випа-дiння важких вуглеводшв, як1 повиннi були б слкати вниз на межу контакту, змiнюючи цим самим компо-нентний склад та рiвновагу системи. Таким чином виникае циктчно-замкнена система, позбавлена фь зичного змiсту. Така ж розб1жшсть у фiзичних влас-тивостях характерна i для нафти, газовмiст i густина яко! змiнюеться з глибиною. Отже, використовувати класичний пiдхiд, тобто застосування середнього значення параметрiв флю!ду, замiряного або розра-хованого у однш точцi з наступною екстраполящею по всьому об'ему, неможливо.
Обов'язковою умовою адекватно! адаптацп та-ко! математично! моделi покладу е необхвдшсть вра-хування перерозподiлу компонентiв системи у гравь тацiйному полi. Загально вiдомо, що тепле повiтря завжди намагаеться зайняти найвище положения, тобто тднятись вверх, а, наприклад, вмют кисню у повiтрi в прських районах значно нижчий нiж на рiв-нi моря. В основi усiх цих явищ лежить принцип, що
будь-яка замкнена система чи окремо взяте тшо на-магаеться зайняти положения з найменшою можли-вою потенцшною енергiею.
2. Аналiз лггературних даних
У свiй час ця проблематика освiтлювалась рiз-ними вченими [1]. Першi спроби врахування граыта-цiйного перерозподiлу здiйснено ще в 1939 р. Сей-джом i Лейсi, як1 ввдзначали, що розподш компонен-тiв сумiшi пропорцiйний !хшм молекулярним масам. А. Ю. Намют у 1954 р. виконав розрахунки для бага-токомпонентних систем, що моделювали нафту рiз-ного складу. Було зроблено висновок про те, що сили граытацп повинш суттево впливати на склад нафти, яка вмiщуе значну к1льк1сть асфальто-смолистих ре-човин i розчиненого газу. А. I. Брусшовським у 2002 р. запропоновано методику розрахунку граытацшно-го розпод^ та зроблено висновки про необхвдшсть його врахування для поклащв, сумiшi яких знахо-дяться в сташ, близькому до термодинамiчно! рiвно-ваги [2].
3. Мета та 3aia4i досл1дження
Мета дослiдження - розроблення удосконале-но! методики розрахунку запаав вуглеводнiв, що пов'язанi з покладами нафти iз ''газовою шапкою'', яка враховуе гравггацшний розподiл компоненпв у кожнiй з фаз та !х перерозподiл у процесi розробки.
Для досягнення поставлено! мети була вирь шена задача розробки дешлькох програмних компле-ксiв для розрахунку розпод^ вуглеводневих та не-вуглеводневих компоненпв нафти та газу у гравпа-цiйному полi, розрахунку властивостей рщинно! фази на основi даних про температури википання фракцiй. В робот були врахованi всi дослвдження нафти та газу, що виконувались впродовж перiоду розробки, замiри пластових тисшв, видобуток пластових флю!-дiв на нагнiтання води. Було запропоновано новий шдхвд до визначення початкових запаав вуглеводнiв, який грунтуеться на вуглеводневилученш пласта.
4. Матерiали та методи дослвдження
Для прикладу практичного застосування за-пропоновано! методики вибрано один з продуктив-них покладiв Матлах1вського нафтогазоконденсатно-го родовища, що розробляеться НГВУ ''Чершпвнаф-тогаз'' ПАТ "Укрнафта". Об'ект введено в розробку свердловиною 28. Рiчний вiдбiр нафти протягом першого року експлуатацй' становив 7,7 тис. т. На другому рощ в експлуатацш введено двi видобувнi свердловини, що спричинило зростання вiдборiв нафти з покладу до 21,8 тис. т на рш. У зв'язку з висна-женням пластово! енергй' через чотири роки ввдбувся переход на режим розчиненого газу, у зв'язку з чим ввдбулось значне зростання газового фактору (ГФ), який з початкового 902 зрю до 2101 г/м3. Зазначене зростання ГФ негативно вплинуло на темпи вiдборiв нафти i з шостого року експлуатацй' рiчний видобуток зменшився до 0,7 тис. т.
З метою шдтримання пластового тиску (ППТ) через десять рошв з початку розробки на покладi впроваджено внутрiшньоконтурне нагнiтання води у
свердловину 27, а через два роки приконтурне - у свердловину 28. Нагшгання води, а також введення в експлуатацш ново! свердловини 39 дало змогу шд-вищити р1чний в1дб1р нафти до 2,7 тис. т, проте, вже з наступного року видобуток почав зменшуватись на фош прогресуючого обводнення, що стало причиною припинення видобутку. Нагшгання води ввдбувалось з середшм темпом близько 25 тис. м3 на р1к, що за-безпечувало поточну компенсацш в1дбор1в вищу у 3,9 рази. Протягом наступних шести рошв об'ект в розробщ не перебував. Шсля вщновлення видобутку свердловиною 38 було отримано приплив пластово! води з1 слщами вуглеводшв. Протягом наступних шести м1сящв свердловина працювала перюдично, 1 сумарно за 21 день експлуатацй видобуто 1 т нафти та 1 тис. м3 газу.
У зв'язку з повним обводненням на дату про-ведення розрахуншв поклад не розробляеться. За весь перюд розробки в експлуатацй перебувало 11 свер-дловин. Вс1 свердловини шсля експлуатацй переведено на вищезалягаюч1 горизонти. Накопичений видобуток нафти становить 70,033 тис. т, газу -68,326 млн м3, води - 53,535 тис. т. З метою ППТ в поклад запомповано 257,312 тис. м3 води. Достов1р-ш початков1 даш про ф1зичш властивосл пластово! вуглеводнево! системи вщсутш. Газ газоконденсат-но! частини покладу дослщжено за результатами вщбору глибинно! проби у свердловиш 19 ще до початку розробки, а нафту у свердловиш 33 на 20 рошв шзшше. Власне це спричинило значш роз-б1жност1 в трактуванш початкового фазового стану 1 у шдрахунку запас1в було прийнято, що поклад е нафтовим з ''газовою шапкою''. Шзшше було доведено, що поклад нафтовий, шзшше це стало причиною переоблжу запаав на "ДержбалансГ, а саме вилучення з нього запас1в газово! частини покладу.
5. Результати дослвдження та 1х обговорення
Фрагмент карти накопичених в1дбор1в по покладу наведено на рис. 1, схематичний проф1ль (рис. 2). З метою уточнення початкових властивостей пласто-во! системи використано дослщження глибинних проб, початкових дослвджень на приплив у свердловиш 13, дослщження компонентного складу газу се-параци та фракцшно! розгонки нафти за температурами кишння.
Отже, шд час випробування продуктивного ш-тервалу у свердловиш 13 було отримано приплив нафти та газу, при цьому ГФ становив 526 м3/т. За результатами дослщження сепаровано! нафти по цш же свердловиш розраховано склад та властивосп нафти, що моделюеться як сумш компоненпв в1д F1 до F6 (кожен з компоненпв вщповвдае ф1зичним вла-стивостям зпдно з температурами кишння). При цьому розрахункова молярна маса нафти становить 202 г/моль. Компонентний склад газу взято зпдно з дослвдженнями, виконаними у с1чш 1975 р. Таким чином, перераховано компонентний склад пластово! сум1ш1 без врахування газ1в дегазаци та дебуташзацп, розрахункова мольна частка важких вуглеводшв становить 18 %. Дал1, виходячи з наявно! глибинно! проби по свердловиш 13, по яшй вмют фракцп С5+
craHOBHTb 321 r/M3, raHÖHHHOi npo6u Ha$TH no cBepg-^OBHHi 33, no min r® CTaHOBHTb 625 m3/t, Ta BH3Hane-Horo THCKy Ha rHK - 37,91 Mna, 3khh e thckom Hacu-neHHH, 3gincHeHO KopuryBaHHa rycTHHH Ha$TH i, Bigno-BigHo, Mo^bHoi Macu 3 MeToro yB'a3aHHa Bcix BH^e3a-3HaneHHx gocmg^eHb b ogHy n^acroBy cucTeMy. цbOгo 3MeHmeHo po3paxyHKoBy Be^HHHHy rycTHHH Ha$TH go 812 Kr/M3, Mo^bHa Maca npu цbOмy -172,6 r/Mo®. Po3paxyHKoBHH BMicT C5+ y piBHoBa^Ho-My ra3i npu THCKy HacuneHHa craHoBHTb 328 r/M3.
HacTynHHM kpokom 3gincHeHo po3paxyHoK po3-nogrny n^acToBoi ByraeBogHeBoi cucTeMH y rpaBrra^H-HoMy nom. Po3paxyHoK BHKoHaHo 3 kpokom 3MiHH bh-coth 1 m, pe3y^bTaTH 3MiHH r® Ta KoHgeHcaTHoro $aK-Topy (K®) rpa^inHo HaBegeHo Ha puc. 3, n^acTOBoro THCKy Ta TucKy HacuHeHHa - Ha puc. 4. ,3,am BH3HaneHo KoMnoHeHTHHH cK^ag cyMimi Ta ii $i3HHHi B^acrHBocTi Ha cepeguHy Ha^TOBoi Ta ra3oBoi nacrnH noK^agy, aKi HH^ne Ta BH^e rHK Ha 6 Ta 12 m BignoBigHo. Pe3y^b-TaTH po3paxyHKy HaBegeHo y Ta6n. 1.
Phc. 2. CxeMaTHHHHH npo$№ npogyKTHBHoro noK^agy
■ГФ -КФ
Рис. 3. Змша ГФ та КФ в залежносп вщ вiдстанi до ГНК
■Рпл, МПа -Рнас, МПа
Рис. 4. Змша пластового та тиску насичення ввд ввдсташ до ГНК
Вщповщно до наведених даних у табл.1, ро-зраховано величину запаав вуглеводнiв для кожно! з зон зокрема. При цьому, кшьшсть молiв газово! частини покладу (8,4-Ш9) по ввдношенню до зага-льно! кiлькостi молiв (2,06^1010) становить 0,4. Запаси нафти оцшено величиною 382 тис. т, конденсату - 63 тис. т, загальш запаси рвдких вуглеводшв по покладу - 445 тис. т. Шсля цього, через попере-дньо визначеш сшввщношення i компонентнi скла-ди фаз, визначено загальну кшьшсть молiв i пере-раховано узагальнений компонентний склад сумiшi (табл. 2).
Отриманi значения фiзичного розрахунково-го складу досить добре корелюються з початкови-ми даними, а саме - сумш перебувае у двофазному стаиi, розрахункова мольна частка газово! фази становить 0,4.
Шдсумовуючи, варто зазначити, що вперше за весь перiод розробки покладу вдалось математи-
чно обгрунтувати та ув'язати результати всiх досль джень, виконаних по горизонту, в одну математич-но обгрунтовану систему.
Дал^ з метою оцшки початкових запасiв вуг-леводшв застосовано сучасний пiдхiд, який базу-еться на компонентовiддачi пласта.
Розрахунок показник1в розробки покладу на-сичених вуглеводнiв е складним. Це, в першу черту, пов'язано зi складнiстю фiзичних процесiв, як1 ввдбуваються при зниженнi пластового тиску. У газовш частинi покладу при зменшенш пластового тиску вiдбуваеться випадiния вуглеводневого конденсату, а в нафтовш - видшення газу. При цьому нафта та газ на меж1 розподшу фаз е насиченими, а за рахунок ди гравiтацiйного поля вщбуваеться постiйне перетiкания нововидiлених фаз з одше! частини в шшу. До цього сл1д додати значний вплив дифузшних процесiв, внаслiдок дп яких вiд-буваеться швидкий перерозподш компонентiв у
кожнш з фаз та lx нерiвномiрний розподiл вздовж лшп вщдалення вiд ГНК.
Таблиця 1
Компонентний склад та фiзичнi властивостi нафтово! та газово! частин покладу_
Нафтова частина Газова частина
метан 0,607 0,721
етан 0,096 0,096
пропан 0,044 0,037
ч о i-бутан 0,003 0,003
S н н-бутан 0,007 0,006
CÜ2 0,003 0,003
Я V N2 0,052 0,080
CS я F1 0,038 0,018
л ч F2 0,048 0,019
о ? F3 0,020 0,006
F4 0,013 0,003
F5 0,006 0,001
F6 0,062 0,007
Рпл, МПа 37,919 37,853
Рнас, МПа 37,760 37,669
ГФ 604,6 -
КФ - 318,5
Густина в пласт. ум., 508,4 298,6
кг/м3
Мольна маса, 49,1 26,2
г/моль
Таблиця 2
Узагальнений компонентний склад та фiзичнi властивостi пластово! вуглеводнево! системи
метан 65,372
етан 9,620
пропан 4,108
i-бутан 0,297
$ н н-бутан 0,661
CÜ2 0,307
СЗ N2 6,350
СЗ и F1 2,977
ч о F2 3,591
F3 1,447
F4 0,898
F5 0,412
F6 3,950
Рнас, МПа 42,23
Загальний газовмют, м3/т 944
Загальний вмiст С5+, г/м3 1060
Об'емна (мольна) частка газово! фази, 0,4
ч.од
Використання методу матерiального балансу для оцшки початкових запасiв вуглеводшв, при наявностi необxiдно! кiлькостi вхщно! шформаци, рекомендовано для застосування рiзними регламе-нтними документами. Метод матерiального балансу безпосередньо використовуеться при складанш всiе! теxнiчно! документацп на розробку родовищ, а саме: проекпв розробки, аналiзiв та технолопч-
них схем розробки, ТЕО коефщенпв нафто- та газовилучення. Незважаючи на широке поширення методу науковщ продовжують доопрацьовувати технолопю його застосування з метою тдвищення точносп отриманих величин. Так, в [3] наведено використання р1вняння матер1ального балансу для нафтового покладу та детально проанал1зовано ме-тоди розрахунку ф1зичних параметр1в пластово! нафти, води та породи. У [4] наведено вдосконале-ний шдхвд до застосування методу матер1ального балансу для контролю за розробкою поклад1в.
Як в1домо з лтгературних джерел [5, 6] метод матер1ального балансу грунтуеться на постшносп маси речовини в процеа розробки, тобто початкова шльшсть речовини дор1внюе сум1 т1е!', що залиши-лась у пласт1, та т1е!, яку було видобуто. В основному на практищ використовують р1вняння, де здшснено перехвд ввд масових одиниць до об'емних з введенням ввдповвдних коефщенпв. Залежно в1д режиму розробки покладу та повноти врахування ф1зичних процес1в тд час видобування, р1вняння можна подшити на три групи: пружний, змшаний та газовий режим. Фактично, досить часто розробка родовищ ввдбуваеться на змшаних режимах, коли у нафтових покладах ввдбуваеться переход на режим розчиненого газу, а у газових - розробка в умовах ретроградного випадшня та випаровування р1дких вуглеводшв у пласта Вказаш умови розробки знач-но ускладнюють розрахунок, а деколи 1 взагал його унеможливлюють. Для нафтових родовищ, у такому випадку, застосовують узагальнений об'емний коефщент, який е функщею ввд тиску, 1 розрахо-вують в результат! диференщального розгазування. Той же шдхвд використовують для газоконденсат-них поклад1в, коли за основу беруть криву дифере-ншально! конденсацп. Проте, такий шдхвд, у бшь-шост1 випадк1в, може призвести до значних неточностей у розрахунку.
Для виршення зазначених проблем авторами запропоновано новий шдх1д до визначення початкових запаав вуглеводшв, який грунтуеться на вуг-леводневилученш пласта. В роботах [7-9] детально висвилено дану проблематику, виведено формулу та проведено пор1вняльш розрахунки як для нафтового покладу, що розроблявся на змшаному режи-м1 так 1 для газоконденсатного покладу при розроб-Ш з випадшням конденсату.
Проте, при виведенш р1вняння матер1ально-го балансу для визначення початково! кшькосп мол1в речовини не було враховано стислив1сть породи 1 води, не враховано об'ем видобуто! та т1е! води, що поступила в початковий контур нафтога-зоносносп. Для вдосконалення методики та враху-вання зазначених чиннишв авторами взято за основу розглянуту в [7-9] методику та введено нов1 ко-еф1ц1енти в р1вняння матер1ального балансу.
Отримане таким чином р1вняння (1) е уш-версальним р1внянням матер1ального балансу для визначення початково! шлькосп мол1в речовини, незалежно в1д того, в якому початковому стан1 пе-ребувала система, режиму розробки з врахуванням стисливост1 породи 1 води, об'ему видобуто! та за-
помповано! в поклад води, по данш методицi отри-мано патент Укра!ни на винахвд [10]:
BN в - P
N =-
(W - w)y RT
P
B - A —ß
P
Po
(1)
де А, В - коефщенти рiвняння; N0 , N - початкова та видобута к1льк1сть молiв речовини, вщповвдно;
R - газова стала; Т - пластова температура; W, w -об'ем запомповано! та видобуто! води, вiдповiдно; у - об'емний коефщент пластово! води; ß* - су-марний приведений коефщент стисливостi породи та пластово! води; Р0, Р - початковий та поточний пластовий тиск, вщповщно.
Вхiднi данi для розрахунку наведено у табл. 3. Зм^ компонентного складу газу та нафти в чай наведено в табл. 4 та 5 ввдповщно.
Вхвдт дат для розрахунку
Таблиця 3
Роки Накопичений видобуток Накопичене поступ- 3 лення води, тис. м Пластовий тиск, МПа
нафти води газу
тис. т млн м3
1 7,707 7,653 6,924 6,895 36,719
2 11,121 19,573 8,604 17,633 36,337
3 27,674 30,586 16,973 27,555 34,780
4 49,393 34,225 36,858 30,833 31,690
5 59,679 35,536 51,814 32,014 30,011
6 62,055 37,026 56,806 33,357 29,456
7 62,805 37,175 57,561 33,491 29,314
8 63,255 38,105 58,061 34,329 29,213
9 64,096 39,370 59,171 35,469 29,128
10 64,245 39,555 59,494 35,635 28,994
11 64,628 40,235 60,261 36,348 28,979
12 67,322 41,729 63,519 43,709 28,979
13 69,200 42,365 66,676 60,742 28,979
14 69,733 44,803 67,993 84,026 29,225
15 70,033 53,535 68,326 305,544 36,470
Таблиця 4
Змша компонентного складу газу в чай_
Роки Густина, кг/м3 М, г/моль Метан Етан Пропан i-бутан n-бутан CÜ2 n2
1 0,816 19,625 80,46 9,81 3,65 0,25 0,76 1,0 4,07
2 0,862 20,731 76,20 11,21 5,18 0,44 0,86 0,8 5,31
3 1,862 44,781 76,20 11,21 5,18 0,44 0,86 0,8 5,31
4 0,844 20,298 77,92 10,55 4,56 0,33 0,9 1,04 4,7
5 1,844 44,348 77,92 10,55 4,56 0,33 0,9 1,04 4,7
6 0,924 22,222 69,54 12,68 7,77 0,6 0,76 1,6 7,05
7 1,017 24,459 78,24 9,49 3,79 0,34 0,98 1,21 5,95
8 2,017 48,508 78,24 9,49 3,79 0,34 0,98 1,21 5,95
9 1,009 24,266 58,35 20,2 10,48 0,64 0,9 2,01 7,42
10 2,009 48,316 58,35 20,2 10,48 0,64 0,9 2,01 7,42
11 3,009 72,366 58,35 20,2 10,48 0,64 0,9 2,01 7,42
12 4,009 96,416 58,35 20,2 10,48 0,64 0,9 2,01 7,42
13 0,890 21,404 75,28 10,73 5,09 0,47 1,53 2,01 4,89
14 1,890 45,454 75,28 10,73 5,09 0,47 1,53 2,01 4,89
15 2,890 69,504 75,28 10,73 5,09 0,47 1,53 2,01 4,89
Таблиця 5
Змша компонентного рвдких вуглеводшв_
Роки Густина, кг/м3 М, г/моль F1 F2 F3 F4 F5 F6
1 790,0 146,8 14,757 38,661 15,663 11,307 5,066 14,545
2 782,0 140,0 28,362 29,961 13,045 10,03 6,954 11,648
3 807,5 167,5 16,478 27,852 11,66 7,77 6,465 29,776
4 750,5 114,2 43,498 34,719 11,97 4,273 3,555 1,985
5 752,0 115,0 42,552 35,961 8,603 8,599 1,789 2,496
6 798,0 153,0 31,236 28,974 12,938 10,777 7,472 8,603
7 748,0 113,0 51,636 26,386 10,197 6,37 2,944 2,466
8 748,0 113,0 51,636 26,386 10,197 6,37 2,944 2,466
9 748,0 113,0 51,636 26,386 10,197 6,37 2,944 2,466
10 748,0 113,0 51,636 26,386 10,197 6,37 2,944 2,466
11 748,0 113,0 51,636 26,386 10,197 6,37 2,944 2,466
12 748,0 113,0 51,636 26,386 10,197 6,37 2,944 2,466
13 767,7 127,0 32,823 35,506 12,077 8,512 5,151 5,931
14 767,7 127,0 32,823 35,506 12,077 8,512 5,151 5,931
15 767,7 127,0 32,823 35,506 12,077 8,512 5,151 5,931
Результата кореляцп динамши середнього пластового тиску та тисшв по свердловинах наведено на рис. 5. Результата розрахунку графiчно зображено на рисунку 6, з якого видно, що величина початкових
запаав редких вуглеводнiв становить вiд 441 до 470 тис. т (в середньому 455 тис. т), що досить добре ко-релюеться iз запасами, розрахованими об'емним методом, похибка при цьому не перевищуе 2 %.
м1сяцб
♦ св.28 ■ св.38 А св. 104 Хсв.102 Жсв.ЗЗ Фсв.34 св.39 -св.27 Рис. 5. Динамша середнього пластового тиску та тиску по експлуатацшних та нагнггальних свердловинах
Рис. 6. Результата розрахунку запаав рщких вуглеводнiв
6. Висновки
Отже, на прикладi конкретного об'екту розро-бки, що пов'язаний з покладом нафти iз ''газовою шапкою'', в робот наведено практичну реалiзацiю су-часних математичних методiв розрахунку властивос-тей пластових флющв та ощнки !х запасiв. Вперше для даного горизонту з використанням результапв дослiджень свердловин, замiрiв компонентного складу свердловинно! продукцп, обводнения та замiрiв пластового тиску вдалось докладно обгрунтовати фазовий стан пластового флющу, врахувати змiну властивостей кожно! з фаз у процес розробки, ощни-ти початковi запаси методом матерiального балансу з високим ступенем збiжиостi отриманих результатiв iз об'емним методам. Слад додати, що уточненi почат-ковi властивостi та фазовий стан флющв, а також запаси нафти i газу розрахованi за методом матерiа-льного балансу успiшно пройшли експертизу, розг-лянутi ДКЗ Украши та облiкованi на Державному балана запасiв корисних копалин.
Лiтература
1. Намиот, А. Ю. Различие свойств нефти в пределах нефтеносной залежи [Текст] / А. Ю. Намиот // Исследования в области физики пласта: труды ВНИИ. - 1954. -Вып. 3. - С. 41-60.
2. Брусиловский, А. И. Фазовые превращения при разработке месторождений нефти и газа [Текст] / А. И. Брусиловский. - М.: Грааль, 2002. - 575 с.
3. Кожемякин, А. А. Оценка геологических запасов нефти пласта А4, Пиненковского месторождения методом материального баланса. Т. I [Текст]: науч.-прак. конф. / А. А. Кожемякин, И. А. Кожемякина, Л. Н. Хромых. - Самара: Самар. гос. техн ун-т, 2010. - С. 170-175.
4. Бжман, С. С. Балансовий метод контролю за ро-зробкою газоконденсатного покладу [Текст] / С. С. Бшман // Нафтова i газова промисловють. - 2009. - № 2. - С. 31-33.
5. Гришин, Ф. А. Промышленная оценка месторождений нефти и газа [Текст] / Ф. А. Гришин. - М.: Недра, 1985. - 277 с.
6. Довщник з нафтогазово! справи [Текст] / ред. В. С. Бойка, Р. М. Кондрата, Р. С. Яремшчука. - К.: Льв1в, 1996. - 620 с.
7. Дорошенко, О. С. Визначення початкових запасш вуглеводтв методом матер1ального балансу з врахуванням компонентов1ддач1 покладу [Текст]: зб. наук. пр. / О. С. Дорошенко, В. I. Коваль // Проблеми нафтогазово! промисло-востт - К.: Науканафтогаз, 2011. - Вип. 9. - С. 234-240.
8. Чернов, Б. О. Методика розрахунку матер1ально-го балансу вуглеводшв методом математичного моделю-вання фазово! р1вноваги [Текст]: науч. конф. / Б. О. Чернов, В. I. Коваль, М. £. Чернова // Наука и образование. -Хмельницкий: ХНУ, 2010. - С. 46-50.
9. Чернов, Б. О. Унверсальний метод оцшки початкових запаив вуглеводтв [Текст] / Б. О. Чернов, В. I. Коваль // Розвщка та розробка нафтових i газових родовищ. -2014. - № 3. - С. 101-106.
10. Пат. Украши № 105978 Е21В 43/00. Споаб визначення початкових запасш вуглеводнш нафтових, газових та газоконденсатних покладав на оснж компонентовщ-дачi пласта [Текст] / Чернов Б. О., Коваль В. I. - № а 2013 02013; заявл. 18.02.2013; опубл. 10.07.2014. - Бюл. № 14.
References
1. Namiot, A. Ju. (1954). Razlichie svojstv nefti v predelah neftenosnoj zalezhi. Issledovanija v oblasti fiziki plasta: trady VNII, 3, 41-60.
2. Brusilovskij, A. I. (2002). Fazovye prevrashhe-nija pri razrabotke mestorozhdenij nefti i gaza. Moscow: Graal', 575.
3. Kozhemjakin, A. A., Kozhemjakina, I. A., Hro-myh, L. N. (2010). Ocenka geologicheskih zapasov nefti plasta A4, Pinenkovskogo mestorozhdenija metodom material'nogo balansa. Vol. I. Samara: Samar. gos. tehn un-t, 170-175.
4. Bikman, Je. S. (2009). Balansovyj metod kontrolju za rozrobkoju gazokondensatnogo pokladu. Naftova i gazova promyslovist', 2, 31-33.
5. Grishin, F. A. (1985). Promyshlennaja ocenka mestorozhdenij nefti i gaza. Moscwo: Nedra, 277.
6. Bojko, V. S., Kondrat, R. M., Jaremijchuk, R. S. (Eds.) (1996). Dovidnyk z naftogazovoi' spravy. Kyiv: L'viv, 620.
7. Doroshenko, O. S., Koval', V. I. (2011). Vyznachen-nja pochatkovyh zapasiv vuglevodniv metodom material'nogo balansu z vrahuvannjam komponentoviddachi pokladu. Prob-lemy naftogazovoi' promyslovosti. Kyiv: Naukanaftogaz, 9, 234-240.
8. Chernov, B. O., Koval', V. I., Chernova, M. Je. (2010). Metodyka rozrahunku material'nogo balansu vuglevodniv metodom matematychnogo modeljuvannja fazovoi' rivnovagy. Nauka y obrazovanye. Hmelnyckyj: HNU, 46-50.
9. Chernov, B. O., Koval', V. I. (2014). Universal'nyj metod ocinky pochatkovyh zapasiv vuglevodniv. Rozvidka ta rozrobka naftovyh i gazovyh rodovyshh, 3, 101-106.
10. Chernov, B. O., Koval', V. I. (2014). Pat. Uk-rai'ny № 105978 E21V 43/00. Sposib vyznachennja pochatkovyh zapasiv vuglevodniv naftovyh, gazovyh ta gazokon-densatnyh pokladiv na osnovi komponentovid-dachi plasta. № a 2013 02013; zajavl. 18.02.2013; opubl. 10.07.2014. Bjul. № 14.
Рекомендовано до публгкацИ науково-техтчноюрадою НДП1 ПАТ "Укрнафта"
Дата надходження рукопису 22.06.2016
Коваль Вггалш 1горович, начальник групп розробки родовищ Чершпвського нафтопромислового району, Науково-дослщний i проектний шститут ПАТ ''Укрнафта', бул. Швтчний iм. О. Путина, 2, м. ^ано-Франшвськ, Украна, 76019 E-mail: koval@ndpi.ukrnafta.com
