
- •7. Обоснование подсчетных параметров и подсчет запасов углеводородов
- •7.1. Площади газоносности
- •7.2. Средние газонасыщенные толщины
- •7.3. Коэффициент пористости
- •7.4. Коэффициент газонасыщенности
- •7.5. Коэффициент проницаемости
- •7.6. Начальное пластовое давление
- •7.7. Конечное пластовое давление
- •7.8. Поправка на температуру
- •7.9. Поправка на отклонение свойств углеводородных газов от закона Бойля-Мариотта
- •7.10.1. Промысловые исследования на газоконденсатность
- •7.10.3. Обоснование величины коэффициента конденсатоизвлечения
- •7.11. Обоснование категорийности запасов
- •Залежь пласта Ач602 (основная)
- •7.12. Подсчет запасов газа и конденсата
- •7.13. Подсчет запасов головных углеводородов (этан-бутановой группы), серы и гелия в пластовом газе
- •7.14. Сопоставление подсчитанных запасов газа и конденсата с запасами, числящимися на государственном балансе
- •Раздел 7. Обоснование подсчетных параметров и подсчет запасов углеводородов Стр. 7-32
7.12. Подсчет запасов газа и конденсата
В соответствии с принятыми категориями запасов С1 и С2 и подсчетными параметрами произведен оперативный подсчет балансовых запасов свободного газа и конденсата раздельно по залежи для газовой зоны залежи, по категориям в целом по пласту.
Принятые подсчетные параметры и результаты подсчета сведены в таблицу по пласту Ач60-2 (табл. 7.12.1).
Суммарные запасы газа по состоянию на 1.01.06 г. составили по категориям:
С1 – 14387 млн.м3;
С2 – 29352 млн.м3;
С1+С2 – 43739 млн.м3,
в целом по Ресурсному л.у.
Суммарные балансовые запасы конденсата составили по категориям:
С1 – 4877 тыс.т;
С2 – 9950 тыс.т;
С1+С2 – 14827 тыс.т.
Извлекаемые запасы конденсата составили по категориям:
С1 – 2439 тыс.т;
С2 – 4975 тыс.т;
С1+С2 – 7414 тыс.т.
7.13. Подсчет запасов головных углеводородов (этан-бутановой группы), серы и гелия в пластовом газе
В соответствии с требованиями «Временной классификации запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов», утвержденной МПР в 2001 году при определении запасов месторождений подлежат обязательному подсчету и учету запасы нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов (этана, пропана, бутана, серы, гелия, металлов).
Этан, пропан, бутан, сера подсчитываются и учитываются в единицах массы, гелия в единицах объема.
При подсчете запасов углеводородов этан-бутановой группы в конденсатосодержащем газе потенциальное содержание углеводородов С2Н6-С4Н10 принималось по результатам расчета среднего состава пластового газа по пласту Ач60-2 Ресурсного лицензионного участка.
Подсчет запасов этана, бутана, пропана произведен в соответствии с «Методическим руководством по подсчету балансовых и извлекаемых запасов конденсата, этана, пропана, бутанов, неуглеводородных компонентов, определению их потенциального содержания в пластовом газе, учету добычи конденсата и компонентов природного газа», Москва, ВНИИГАЗ, 1990 г.
Запасы этана, пропана, бутанов (в тоннах) в пластовой смеси подсчитываются путем умножения потенциального содержания в ней каждого из компонентов (в г/м3) на запасы пластового газа (в м3), деленные на 106.
Результаты подсчета запасов этана, пропана, бутана приведены в таблице 7.13.1.
Запасы гелия относятся к балансовым при содержании гелия в горючих газах газовых и газоконденсатных залежей и газовых шапок от 0,050 % и выше, а в растворенных в нефти (попутных) газах от 0,035%.
Содержание гелия в пластовом газе на Ресурсном л.у. не обнаружено.
Содержание серы в конденсате изменяется от 0,018-0,029%, что также некондиционно и подсчет запасов серы не производился (табл. 6.4).
7.14. Сопоставление подсчитанных запасов газа и конденсата с запасами, числящимися на государственном балансе
Сравнение геологических запасов УВ, утвержденных в ГКЗ на 1.01.2003 года, с подсчитанными в ОАО «СибНАЦ» на 1.01.2006 г по Ресурсному лицензионному участку приведено в таблице 7.14.
Из приведенной таблицы видно, что запасы газа в целом по Ресурсному л.у. по пласту Ач60-2 увеличились по категории С1 на +14174 млн.м3 или на +6654% и увеличились по категории С2 на +25715 млн.м3 или на +707%.
Запасы конденсата, подсчитанные в отчете, как видно из таблицы увеличились по категории С1 на +4805 тыс.т или на +6674%, по категории С2 также увеличились на +8717 тыс.т или на +707%, соответственно увеличились и извлекаемые запасы конденсата по категориям С1 и С2 на +2403 тыс.т или на +6675% и на +4359 тыс.т или на +708% соответственно.
Причины, по которым произошел прирост запасов состоят в основном, как видно из таблицы 7.14 из-за увеличения площади газоносности на +40754 тыс.м2 или на +2592,5% по категории С1, и также по категории С2 площадь газоносности увеличилась на +79662 тыс.м2 или на +1141,8%. Площадь увеличилась и за счет увеличения площади лицензии.
Заметную роль в увеличении запасов УВ сыграла газонасыщенная толщина, которая по категории С1 увеличилась на 6,05 м (13,04 м против 6,99 м) или на 86,6%. Увеличение средней газонасыщенной толщины произошло из-за вновь пробуренных скважин 100бис и 101 Ресурсных и скважины 300 Северо-Есетинской (которая ранее числилась на л.у. ОАО «Роспан интернешнл»), ранее на балансе числилась газонасыщенная толщина только по скважине 100 Ресурсной. Кроме того, после утверждения в ГКЗ РФ в 2004 году Ресурсное месторождение вошло в состав единого Уренгойского месторождения. По категории С2 наоборот произошли изменения в сторону списания, газонасыщенная толщина уменьшилась на -6.3 м или на -35%.
Таким образом, из-за увеличения площади газоносности и газонасыщенной толщины (с учетом вновь пробуренных скважин) увеличился значительно и объем газонасыщенных пород. По категории С1 объем газонасыщенных пород увеличился на +540838,7 тыс.м3 или на +4918,5%, по категории С2 на +890534.3 тыс.м3 или на +717.1%.
По остальным подсчетным параметрам изменений либо нет, либо совсем незначительные и варьируют в сторону прироста или списания в небольших числах сравнения.
В целом при пересчете запасов по пласту Ач60-2 произошло списание запасов по сравнению с утвержденными в ГКЗ в 2004 году по состоянию изученности на 1.01.2006 г на -2950 млн.м3/сут газа по категориям С1+С2 и -499 тыс.т конденсата в виду того, что были дополнительно просчитаны запасы с учетом скважин 100-бис и 101 Ресурсных, по которым газонасыщенные толщины несколько уменьшились, чем предполагалось по карте газонасыщенных толщин и значительно изменились в сторону уменьшения Кг, которая была построена, когда скважины 100-бис и 101 еще не были пробурены.