21.Подсчет запасов углеводородов

По результатам разведочных работ определяют параметры залежей УВ и рассчитывают запасы нефти и газа отдельных залежей и месторождения в целом. На основании геологических, промыслово-геофизических, геохимических, гидродинамических и других видов исследований определяют размеры и тип залежей УВ, мощности продуктивных пластов, коллекторские свойства, состав и свойства нефти и газа и др. показатели. Подсчитывают геологические и извлекаемые запасы залежей нефти и газа.

Под геологическими (балансовыми) запасами Q_r понимает­ся все количество нефти и газа, находящееся в залежи в пределах контура нефтеносности (ВНК) или газоносности (ГВК).

К извлекаемым запасам Q_из относится только то количество УВ, которое можно поднять на поверхность, то есть извлечь из земных недр современными методами добычи.

Коэффициент нефтеотдачи (извлечения) Кн характеризует степень извлечения нефти (газа) из недр и является отношением величин извлекаемых запасов к геологическим,

К_н = Q_H3/Q_r (в % или долях единицы).

Причем различают конечный, текущий и проектный коэффициенты нефтеотдачи.

Под текущим коэффициентом нефтеотдачи (текущей нефтеотдачей) понимается отношение добытого из пласта количества нефти па определенную дату к балансовым (геологическим) ее запасам. Текущая нефтеотдача возрастает во времени по мере извлечения из пласта нефти. Конечный коэффициент нефтеотдачи - это отношение извлеченных запасов нефти (добытого количества нефти за весь срок разработки) к балансовым запасам. Проектный коэффициент нефтеотдачи отличается от конечного (фактического) тем, что он обосновывается и планируется при подсчете запасов нефти и проектировании разработки.

Следует обратить внимание и на то, что в последние 15 лет усилилась тенденция снижения не только среднего проектного коэффициента извлечения нефти (далее – КИН), в том числе месторождений, которые успешно разрабатывались с применением заводнения в 1960-70-х годах ХХ века. Происходит также существенное снижение проектного КИН, который к настоящему времени снизился до 28%, что на 25% меньше среднего. Это объясняется не ухудшением структуры запасов и увеличением доли их трудноизвлекаемой части, а тем, что для разработки таких запасов не применяются современные методы увеличения нефтеотдачи - тепловые, газовые, химические, микробиологические. Хотя они способны обеспечить нефтеотдачу нередко превышающую при разработке месторождений с активными запасами методом заводнения.

Среднее значение мирового коэффициента извлекаемых запасов нефти составляет 0,35÷0,45, по Латинской Америке (в среднем) составляет 0,17, на Ближнем Востоке 0,25÷0,28 ,среднероссийский отраслевой показатель составляет 30 - 35%

Точность величин коэффициента нефтеотдачи зависит от достоверности величин, входящих в формулу подсчета запасов объемным методом, в частности от эффективной мощности пласта, коэффициента нефтенасыщения и других параметров.

Объемный метод подсчета запасов подразделяется на несколько вариантов: собственно объемный, объемно-статистический, метод изолиний, объемно-весовой и гектарный методы.

Для производства работ по подсчету запасов нефти и газа объемным методом проводится детальная корреляция разрезов скважин, на основании которой выявляется детальное строение залежей и месторождения в целом.

Этот метод применим к сводовым залежам, как правило, несложного строения.

Суть метода заключается в определении объема ловушки, в которой заключена залежь УВ и определении объема порового пространства залежи, занятого углеводородами в пластовых условиях.

При расчете запасов УВ в целом по месторождению суммируются запасы УВ по каждой залежи. Как правило, границы залежей и их параметры характеризуются собственными фактическими данными и существенно отличаются друг от друга. Нередко в одном месторождении встречается несколько залежей, отличающихся литологией продуктивных пластов (терригенные или карбонатные пласты), коллекторскими свойствами (однородные пласты либо с замещением коллекторов глинами), степенью насыщенности УВ ловушки (коэффициент заполнения ловушки: 1,0; 0,5; 0,3; и т.д.), свойствами нефти (легкой газонасыщенной, плотной высоковязкой, легкой, но парафинистой и т.д.) и др.

Для примера рассмотрим формулу расчета запасов нефти соб­ственно объемным методом для сводовой залежи простого строения (на ненарушенной структуре):

Qr = F*h_эф * m*γ*в*f,

где Qr - геологические запасы нефти в тоннах

F - площадь нефтеносности, м² (по ВНК);

h_эф - эффективная нефтенасыщенная мощность, м;

m - открытая пористость, доли единицы;

γ - плотность нефти, кг/м³;

в - нефтенасыщенность, доли единицы;

f - коэффициент усадки, доли единицы (поправка для пере­вода объема нефти пластовых условий в поверхностные).

Q_m = Q_r  К_н ,

где Q_m — извлекаемые запасы нефти;

К_н — коэффициент нефтеотдачи