ГОСТ Р 56539-2015 Проектирование разработки и освоение газовых и газоконденсатных месторождений. Подсчет запасов газа и газового конденсата на основе уравнения материального баланса. Основные технические требования (Переиздание)

     6 Требования к исходной информации для подсчета запасов газа и газового конденсата

6.1 Основные характеристики, определяющие начальные геологические запасы:

- геометрические размеры залежи (площадь в пределах контура газоносности, эффективная газонасыщенная толщина);

- пористость;

- начальная газонасыщенность;

- плотность газа при стандартных условиях;

- коэффициент сжимаемости;

- начальное пластовое давление;

- пластовая температура;

- компонентный состав пластового газа;

- начальное положение ГВК.

6.2 Основные характеристики, необходимые для подсчета начальных запасов на основе уравнения материального баланса:

- количество отобранного из залежи пластового (свободного) газа;

- текущая (остаточная) газонасыщенность;

- текущее пластовое давление;

- текущий состав пластового газа;

- текущий коэффициент сжимаемости газа;

- текущее положение ГВК.

6.3 Исходные данные для подсчета запасов газа и газового конденсата на основе уравнения материального баланса - это результаты первичных (получаемых на начальном этапе освоения) и текущих исследований, проводимых в рамках контроля за разработкой месторождения.

6.4 Контроль за разработкой месторождения осуществляет организация-недропользователь при участии организации-проектировщика, ведущей авторский надзор за реализацией технического проекта разработки.

6.5 Объем и периодичность исследований по контролю за разработкой месторождений определяется техническим проектом разработки и действующими нормативными документами по контролю за разработкой месторождений.

6.6 Начальные параметры - пластовое давление, температура в залежи, пористость, эффективная толщина и газонасыщенность - определяют в процессе ГРР при испытании скважин геофизическими методами и методом исследования керна, а компонентный состав пластового газа и плотность определяют в соответствии с ГОСТ 30309.1 до начала разработки при подсчете запасов газа и конденсата объемным методом.

6.7 Коэффициент сжимаемости газа в зависимости от состава и термобарических условий определяют в соответствии с ГОСТ 30319.2.

6.8 Для газоконденсатных залежей определяют потенциальное содержание конденсата в пластовом (свободном) газе, а при снижении пластового давления ниже давления начала конденсации - его количество, выпавшее в залежи. Начальное и текущее потенциальное содержание конденсата в пластовом газе определяют по результатам промысловых газоконденсатных исследований и PVT-исследований рекомбинированных проб в соответствии с инструкцией, утвержденной Министерством газовой промышленности [3].

6.9 Текущее пластовое давление

6.9.1 Текущее пластовое давление определяют посредством измерений глубинными манометрами в наблюдательных скважинах; остановленных одиночных добывающих скважинах после полного восстановления давления.

В случае кустового размещения скважин для измерений необходима одновременная остановка всех скважин исследуемого куста до восстановления в них пластового давления.

6.9.2 В случае невозможности проведения глубинных измерений для газовых залежей допускается вычислять пластовое давление по измерениям статического давления на устье скважины в соответствии с инструкцией, утвержденной Министерством газовой промышленности [3].

6.9.3 В скважинах с жидкостью на забое, а также в газоконденсатных скважинах в обязательном порядке необходимы измерения забойного давления глубинными манометрами после полного восстановления устьевого давления.