3. Методы подсчёта -запасов нефти и газа

3.1. Подсчёт запасов нефти объёмным методом Объёмный метод подсчета запасов нефти впервые в мире был разработан в 1888 г.российским геологом А.М.Кояшиным. Это ос­новной метод подсчета запасов нефти, позволяющий проводить рас­четы запасов по нефтяным пластам, работающим при любых режимах и любой стадии раз веданное ти. Существует несколько вариантов объёмного метода: собственно объёмный, объёмно-статистический, гекгарный, объёмно-весовой и метод изолиний. Наиболее часто пользуются собственно объёмным методом* Приведём основную фор­мулу подсчета запасов нефти объёмным методом [1.2].

где Q_i; - извлекаемые запасы нефти, т;

F - площадь нефтеносности, м²;

h - средняя эффективная нефтенасыщенная мощность пласта ,м;

т - средний коэффициент открытой, пористости, доли единиц;

- средний коэффициент нефтенасыщенности, доли единиц;

- плотность нефти на поверхности, г/см³;

- пересчетный коэффициент, учитывающий усадку нефти - при извлечении её на поверхность, доли единиц;

- коэффициент нефтеотдачи, доли единиц.

Площадь нефтеносности F измеряется планиметром по структурной карте в пределах среднего контура нефтеносности (т.е. линии, проведенной на половине расстояния между внутренним и внешним контурами) или с помощью палетки Соболевского, пред­ставляющей собой равномерную квадратную сетку с шагом 1 см и более.

Эффективная нефтенасыщенная мощность пласта h определяется по комплексу промыслово-геофизических методов. Данные керно-вого материала, в связи с неполным его выносом, служат лишь для поглубинной увязки материалов промыслово-геофизических исследований.

Средняя эффективная нефтенасыщенная мощность пласта вычисляется либо как неарифметическая величина, либо как средневзвешенная по площади. Среднеарифметическую величину обычно вычисляются, когда число пробуренных скважин крайне мало (менее 20) я значения мощности сильно различается. Если скважин пробурено достаточно много, то её вычисляет по картам изопахит по следующей формуле:

где , , - площади отдельных участков пласта, ограни­ченные соседними изопахитами, м,

h₁, h₂, h_n- средние изопахиты по указанным участкам, определяемые как средние между двумя соседними язопахятами, м.

Существует несколько способов расчета объёма продуктивной части пласта. Рассмотрим метод графического интегрирования. В вашем примере в качестве подсчетного плана будет служить карта эффективной нефтенасыщенной мощности участка пласта Д_II Туймазинского нефтяного месторождения (рис.1.1). Количество и качество исходного геолого-геофизического материала позволяют считать запасы участка по категории A[1].

Вначале определяются площади поперечного сечения нефтенасыщенной части пласта в направлениях наиболее тесного расположения скважин или изопахит (см. рис.II). Площадь сечения определяется по нескольким поперечным профилям. Профиль пласта вычерчивается в масштабе и его площадь вычисляется как сумма площадей, составлявших его фигуру (рис.12).

В общем случае площадь сечения пласта, например, в направлении II-II вычисляется так:

где L₁, L₂,..., L_n+1- соответственно расстояния от границы участка до пересечения направления профиля с ближайшей изопахитой или точки скважины и т.д. до пересечения с противоположной границей участка, м;

9

h₁, h₂, h_n+1 - эффективные нефтенасыщенные мощности пласта. На границах участка мощности берутся равные ближайшей изопахит и далее равны значениям изопахит и точек скважин, м.

Таким же образом рассчитываются площади сечения по остальным профилям. Для определения объёма нефтенасыщенной части пласта проводят продольный профиль УП-УП, соединяющий середины поперечных профилей Далее вычерчивается график для определенна объёма (см. ряс.1.2). 2 свою очередь, объём нефтенасыщенной части пласта можно вычислить по формуле:

Средний коэффициент открытой пористости т вычисляется несколькими способами. При однородном коллекторе среднее значение пористости определяется как среднеарифметическая величина. В случае неоднородного коллектора средняя пористость по участку вычисляется как среднеарифметическая, величина

и как среднегармоническая величина

Среднее значение пористости по скважинам вычисляется как средневзвешенная величина по мощности.

Расчет среднего значения коэффициента нефтенасыщенности осуществляется аналогично. Необходимые материалы для подсчета запасов нефти объёмным методом представляются в приложении по вариантам. Значения плотности нефти ρ принимать равным 0,856 г/см³, паресчегного коэффициента Θ= 0,858, коэффициента нефтеотдачи η= 0,584.

10