ГОСТ Р 56539—2015
6.3 Исходныеданныедля подсчетазапасовгаза игазовогоконденсата наосновеуравнения мате
риальногобаланса — эторезультаты первичных(получаемыхна начальном этапеосвоения) итекущих
исследований, проводимых в рамках контроля за разработкой месторождения.
6.4 Контрольза разработкой месторождения осуществляет организация-недропользователь при
участии организации-проектировщика, ведущей авторский надзор за реализацией технического проек та
разработки.
6.5 Объем и периодичность исследований по контролю за разработкой месторождений опреде
ляется техническим проектом разработки и действующими нормативными документами по контролю
за разработкой месторождений.
6.6 Начальные параметры — пластовоедавление, температура в залежи, пористость, эффектив
наятолщинаигазонасыщенность — определяютв процессеГРР прииспытаниискважин геофизически
ми 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 конден
сата объемным методом.
6.7 Коэффициент сжимаемости газа в зависимости от состава и термобарических условий
определяют в соответствии с ГОСТ 30319.2.
6.8 Для газоконденсатныхзалежейопределяют потенциальноесодержаниеконденсата впласто
вом (свободном) газе, а при снижении пластового давления ниже давления начала конденсации — его
количество, выпавшеев залежи. Начальное итекущее потенциальноесодержание конденсата впласто
вом газе определяют по результатам промысловых газоконденсатных исследований и PVT-исследова-
ний 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 маномет
рами в наблюдательных скважинах; остановленных одиночныхдобывающих скважинах после полного
восстановлениядавления.
В случае кустового размещения скважин для измерений необходима одновременная остановка
всех скважин исследуемого куста до восстановления в них пластовогодавления.
6.9.2 В случае невозможности проведения глубинных измерений для газовых залежей допуска
ется вычислять пластовое давление по измерениям статического давления на устье скважины в соот
ветствии 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 вос
становления устьевого давления.
6.9.4 Измеренные пластовыедавления пересчитываютнадату подсчета запасов интерполяцией
(экстраполяцией) и приводят (определяют) на условную плоскость приведения.
6.9.5 Для исключения случайных и систематических ошибок в данных о пластовом давлении
по разрезу продуктивных отложений выделяют несколько сопоставительных групп скважин (как
в эксплуатационном поле, так и за его пределами) с раздельной перфорацией отдельных частей
разреза.
6.9.6 Впьезометрическихскважинахпластовоедавление при известном положении уровня воды,
заполняющей скважину, определяют в соответствии с инструкцией, утвержденной Министерством
газовой промышленности [3].
6.10 Годовой и накопленный отбор газа и газового конденсата по скважинам, участкам
и в целом по залежи с начала разработки
6.10.1 Используют отчетные данные организации-недропользователя по добыче и потерям
углеводородов (помесячные, квартальные, годовые) за весь период разработки месторождения.
6.10.2 При определении накопленного отбора газа из залежи на конкретную дату должна быть
учтенадобыча начинаяс первой разведочной скважины, давшей промышленный приток.
6.10.3 При подсчете запасовобязателен учетпотерьгаза во время;
- продувки скважин ватмосферу при опробовании и испытании скважин:
- исследований скважин;
- аварийного фонтанирования;
- технологических потерь, связанныхс негерметичностью оборудования.
6.11 Среднее давление, взвешенное по эффективному газонасыщенному поровому объему
залежи, определяют с использованием геологической модели, принятой для подсчета запасов объем
ным методом.
5