6.4.2. Методы подсчета запасов нефти

В настоящее время применяются следующие методы подсчета запасов нефти: объемный, материального баланса и статистический.

Объемный метод

Этот метод наиболее широко распространен, так как может быть применен при различных режимах залежей.

Запасы нефти объемным методом рассчитываются по формуле

где b — объемный коэффициент пластовой нефти.

Площадь нефтеносности F — определяется на подсчетном плане, составляемом в зависимости от размеров месторождения в масшта­бе от 1:5 ООО до 1:50 ООО.

Средняя нефтенасыщенная мощность (It) — вычисляется либо как среднеарифметическая (в случае крайне малого количества пробу­ренных скважин), либо как средневзвешенная по площади величи­на. В последнем случае составляется карта изопахит и на ее основе производится подсчет:

Коэффициент открытой пористости (т) — устанавливается по лабораторным исследованиям керна и промыслово-геофизическим данным. Средняя открытая пористость вычисляется так же, как средняя нефтенасыщенная мощность, но не по площади, а по объ­ему.

Коэффициент нефтенасыщения (β) — находится по данным ла­бораторных исследований образцов и результатам промыслово­геофизических исследований.

Величина конечного коэффициента нефтеотдачи (η) — зависит от литологофизических свойств продуктивного пласта, свойств неф-

- 311 -

ти, режима пласта, системы разработки и метода эксплуатации. Он определяется, как правило, эмпирическим путем поданным о разра­ботке сходных истощенных месторождений.

По М.А. Искендерову (1966 г.), величины коэффициента нефте­отдачи изменяются в зависимости от режимов работы залежи в сле­дующих пределах:

Водонапорный 0,5-0,8

Упруго-водонапорный 0,5-0,7

Газонапорный 0,4-0,7

Режим растворенного газа 0,15-0,30

(редко больше)

Гравитационный 0,1-0,2

В табл. 8 и 9 приведены результаты лабораторных исследований (проведенных во ВНИИ) величины коэффициента нефтеотдачи.

Величина коэффициента нефтеотдачи при газонапорном режи­ме изменяется по тем же данным от 0,4 до 0,6.

Таблица 8

Возможные максимальные коэффициенты нефтеотдачи при вытеснении нефти водой

Проницаемость, д	Коэффициент нефтеотдачи
	сильно неоднородный пласт	однородный пласт
0,3-0,8	0,65	0,75
0,8-2,0	0,70	0,80
2,0	0,75	0,80

Таблица 9

Коэффициенты нефтеотдачи при режиме растворенного газа

Коэффициент усадки	Объемный коэффициент растворимости газа, м3/м3	Коэффициент нефтеотдачи при вязкости нефти в спз
		13-3	3-1	1-0,5
1	0,5	0,13-0,16	0,20-0,25	0,25
	1	0,16-0,20	0,20-0,30	0,30
1,2	0,5	0,06-0.10	0,10-0,16	0,20
	1,2		0,15-0,25	0,25
1,4-1,5	0,5			0,25
	1	-	-	0,30

- 312 -

Плотность нефти P_СТ — определяется в лаборатории при стан­дартных условиях.

Пересчетный коэффициент θ — определяется по результатам ла­бораторного анализа глубинной пробы нефти или путем расчета по фракционному составу растворенного газа.

Помимо собственно объемного метода подсчета запасов неф­ти применяются его варианты: объемно-статистический, объемно­весовой, гектарный и весьма редко вариант изолиний.