4. Подсчёт запасов газа в месторождениях

Запасы месторождений газа оцениваются по площади в пределах продуктивного контура газоносности, обозначенной S_Г, измеряемой в тыс. м² и средней газонасыщенности толщи ГП, определяющейся как h_Г, измеряемой в м. Перемножением этих параметров определяется объём газонасыщенных пород: V_Г, тыс. м³: V_Г = S_Г*h_Г.

Газ занимает только часть найденного по данной формуле объёма пород, поэтому для оценки V_Г объём газонасыщенных ГП умножается на коэффициент открытой пористости φ, измеряемый в долях единиц. Таким образом, определяется общий объём порового пространства породы. Газом могут быть заняты не все поры ГП, поэтому для определения объёма газа полученный объём пор умножается на коэффициент газонасыщенности, обозначаемый μ и определяемый в долях единиц, при этом учитывается разность пластовых давлений газа на дату расчета P и конечного остаточного давления в залежи, обозначаемого P_О после извлечения промышленного запаса газа и установления на устье скважины давления, равного 1 атмосфере. Кроме того, для приведения V_Г к стандартной температуре 20 ⁰С вводятся поправки на температуру и на отклонения от закона Бойля-Мариотта. Поправка α для давления P и α_О для P_О.

Весь газ не может быть извлечён из залежи при добыче, поэтому для подсчёта вводятся коэффициенты газоотдачи: k, принимаемого равным 0,9 для залежей газа с газовым режимом или 0,8 для залежей с водонапорным режимом. В результате подсчитываются извлекаемые запасы газа в залежи, которые равны извлекаемому V_Г.

Q_ГИ = V_ГИ = V_Г*φ*μ*f*(P*α – P_О*α_О)*k, где

f – поправка на температуру (при 20 ⁰С).

В РФ k принимается равным 1.

4. Подсчёт запасов нефти в месторождениях

Единицей измерения запасов нефти служит bl (баррель).

1 bl = 159 л.

В РФ измеряется в массе ПИ и обозначается Q₂.

Для вычисления массы ПИ кроме объёма необходимо определить среднюю величину его объёмной плотности – ρ, измеряющуюся в т/м³.

Для вычисления массы нефти, сосредоточенной в недрах, недостаточно определить объём нефтенасыщенных ГП.

Необходимо определить объём нефти, заключённой в ГП, и её среднюю плотность.

Для этого объём нефтенасыщенных ГП умножаем на коэффициент открытой пористости φ, а также на коэффициент нефтенасыщения μ и пересчётный коэффициент, учитывающий усадку нефти – η:

Q₂ = V_П = ρ_П*φ*μ*η (тонны), где

V_П – объём породы.

По этой формуле подсчитываются общие и геологические запасы нефти.

4. Классификация коллекторов

В зависимости от поставленных целей при изучении пород-коллекторов их классифицирование может проводиться по генетическим, литологическим, физическим и другим признакам. Классификации отражают главные черты коллектора.

Общие классификации базируются на:

1. генезисе

2. составе и строении пород

3. структуре

4. морфологии и времени формирования порового пространства

Общие классификации, как правило, включают все петрографические типы пород-коллекторов (магматические, осадочные, метаморфические).

Классификации коллекторов и. М. Губкина

Поровый тип коллектора

• мелкие поры соединены между собой проводящими каналами.

• постепенное понижение коллекторских свойств с глубиной

Трещинный тип

• поровое пространство представлено открытыми трещинами.

• в породе могут параллельно встречаться и межзерновые поры, однако их суммарный объем как правило невелик (до 5-7 %).

• трещинный коллектор как правило вторичный, постдиагенетический.

Смешанный (сложный) тип

• Сочетаются различные виды порового пространства (межзерновой, трещинный, каверновый, межформенный, внутриформенный и др.)

• При характеристике коллекторов сложного типа требуется уточнение по виду порового пространства, причем ведущий тип пор помещается в конце определения.