Госы все / мет посчёта запасов

9.10. МЕТОДЫ ПОДСЧЕТА ЗАПАСОВ НЕФТИ

Для подсчета запасов нефти используют следующие методы: объемный, статистический и материального баланса. Выбор того или иного метода обусловлен качеством и количеством исходных данных, степенью изученности месторождения и режимом работы залежи нефти.

В геологопромысловой практике наиболее широко применяется объемный метод. Его можно использовать при подсчете запасов нефти на различных стадиях разведанности и при любом режиме работы залежи. Объемный метод подсчета запасов нефти основан на данных о геолого-физической характеристике объектов подсчета и условиях залегания нефти в них.

При подсчете запасов нефти объемным методом используют формулу

Q_изв=F h k_п k_н _н  ,

где Q_изв —извлекаемые запасы нефти, т; F—площадь нефтеносности, м²; h— эффективная нефтенасыщенная мощность пласта, м; k_п —коэффициент открытой пористости; k_н —коэффициент нефтенасыщенности; —коэффициент нефтеотдачи; _н —плотность нефти в поверхностных условиях, кг/м² — пересчетный коэффициент, учитывающий усадку нефти; =1/b (b —объемный коэффициент пластовой нефти).

В этой формуле произведение Fh представляет собой объем залежи; Fhk_п—поровый объем залежи (суммарный объем открытых пор, слагающих залежь); Fhk_пk_н—нефтенасыщенный объем пласта (объем нефти в порах пласта); Fhk_пk_н—объем нефти, которая может быть поднята на поверхность при существующих способах разработки залежи; Fhk_пk_н—объем нефти, которая может быть извлечена на поверхность с учетом перевода нефти из пластовых в поверхностные условия; Fhk_пk_н_н представляет собой запасы нефти в тоннах, которые могут быть извлечены из недр на поверхность в результате эксплуатации залежи (т. е. промышленные или извлекаемые запасы нефти).

Площадь нефтеносности F определяют на основании данных о положении контуров нефтеносности. Площади нефтеносности замеряют планиметром на подсчетных планах продуктивного объекта (пласта) раздельно по полям различных категорий запасов. Для установления контуров нефтегазоносности необходимо определить положение ВНК. по данным комплекса промыслово-геофизических исследований, результатов опробований скважин и данным анализа кернов. Особое значение при этом приобретают результаты поинтервального опробования. При значительной геолого-физической неоднородности продуктивных пластов и наличии переходных зон условное положение ВНК принимают на уровне абсолютной отметки нижних дыр перфорации скважины, давшей при опробовании чистую нефть в интервале с самыми низкими гипсометрическими отметками.

Эффективную нефтенасыщенную мощность h определяют преимущественно по данным промыслово-геофизических методов с учетом опробования и анализа кернов. Сначала необходимо оценить эффективную мощность, т. е. мощность части разреза, представленного коллекторами, которые удовлетворяют промышленным кондициям. Интервалы разреза, характеризующиеся значениями коллекторских параметров ниже кондиционных, не должны учитываться при определении средних значений эффективных нефтегазонасыщенных мощностей. Среднюю величину нефтенасыщенной мощности можно рассчитать либо как среднюю арифметическую, либо как среднюю взвешенную по площади.

Среднюю арифметическую величину используют в случае, когда количество данных об исследуемом параметре невелико, либо когда значения этого параметра относительно мало разнятся. Рассчитывают ее по формуле

h=(h₁+h₂+h₃+... +h_n) / n,

где h₁, h₂, h₃, ... , h_n —значения нефтенасыщенной мощности по отдельным скважинам; n —число скважин.

При бурении большого количества скважин и наличии тенденции к изменению нефтенасыщенной мощности по площади для вычисления средней ее величины строят карты эффективной

нефтенас

h₁f₁+h₂f₂+h₃f₃+…+h_nf_n

h =

f₁+f₂+f₃+…+f_n

ыщенной мощности. При расчете средней взвешенной нефтенасыщенной мощности на единицу площади залежи используют соотношение

где f₁, f₂, f₃, …, f_n —площади отдельных участков пласта, ограниченные соседними изопахитами, M², h₁, h₂, h₃, …, h_n —средние значения изопахит, соответствующие указанным участкам и определяемые как средние величины между двумя соседними изопахитами, м.

Для определения среднего значения нефтенасыщенной мощности сильно неоднородных пластов (частое чередование литологических разностей по площади и разрезу) пользуются картами распространения коллекторов. По ним с помощью различных способов интерполяции выявляют границы распространения коллекторов.

Наиболее известны три основных способа интерполяции при построении карт коллекторов: а) линейная (на нуль), т. е. на нулевую эффективную мощность пласта, вскрытого скважиной; б) нелинейная—на середину расстояния между скважинами, из которых одна вскрыла пласт-коллектор нулевой мощности; в) с учетом закономерностей изменения эффективной мощности и литологии пластов.

Коэффициент открытой пористости k_п определяется на основании анализа кернов, отобранных из продуктивного разреза при бурении скважин. Однако в связи с малым выносом керна значительные части разреза, особенно высокопористые, остаются часто неисследованными. Поэтому значительную ценность представляют результаты оценки коэффициента пористости с помощью промыслово-геофизических методов. Последние не позволяют непосредственно определить величину пористости, но оценивают величины геофизических параметров, которые связаны корреляционными зависимостями с коллекторными свойствами пород и, в частности, с их пористостью, определенной по керну.

При оценке среднего значения открытой пористости выбор того или иного варианта усреднения зависит от характера изменения пористости по площади залежи и разрезу, от числа скважин и расположения их на структуре, от количества определений по каждой скважине.

При определении среднего значения коэффициента открытой пористости необходимо оценить величину кондиционного предела пород по пористости и исключить из анализа образцы пород интервалов, характеризующиеся некондиционными значениями пористости.

Коэффициент нефтенасыщенности k_н определяют лабораторным путем при исследовании кернов, отобранных в специальных скважинах, где продуктивные отложения пройдены с применением безводных (преимущественно известково-битумных) промывочных растворов. Это позволяет оценить истинное соотношение флюидов в порах пород. Однако таких скважин недостаточно, поэтому в нефтегазопромысловой практике чаще пользуются косвенными методами определения коэффициентов нефтенасыщенности. Различными лабораторными методами (центрифуги, полупроницаемых мембран и др.) воссоздается (моделируется) количество связанной воды в порах коллектора. И при условии, что весь газ растворен в нефти, коэффициент нефтенасыщенности находят из соотношения k_н=1—k_в, где k_в—коэффициент водонасыщенности.

Для определения величины коэффициента нефтенасыщенности нередко пользуются данными промысловой геофизики. Эталонные зависимости для каждого пласта при этом получают по данным лабораторных исследований коллекторских свойств, насыщенности кернов и замеров геофизических характеристик этих кернов при различных степенях насыщения их флюидами.

Коэффициент нефтеотдачи η—это отношение извлекаемых запасов нефти к начальным геологическим. Точно определить эту величину для каждого конкретного объекта можно лишь в конце его разработки. Величина коэффициента нефтеотдачи зависит от ряда факторов: режима работы залежи, литолого-физической характеристики коллекторов, свойств насыщающих флюидов, системы размещения и количества скважин, способов воздействия на пласт, методов интенсификации добычи и т. п.

При высокой степени изученности месторождения прогнозную величину коэффициента нефтеотдачи можно найти, используя коэффициенты вытеснения и охвата пласта заводнением η=k_вытk_охв Коэффициент вытеснения определяется по образцам пород, отобранным из продуктивного пласта. Коэффициент охвата рассчитывают исходя из плотности сетки скважин, геолого-физической неоднородности объекта (наличия линз, недренируемых участков), предельной обводненности продукции скважин, соотношений вязкости пластовой воды и нефти и др. Точность оценки k_охв уменьшается с уменьшением числа пробуренных скважин. При малом числе скважин для ориентировочных оценок коэффициента нефтеотдачи величины могут быть приняты по аналогии с величинами его для выработанных или находящихся в длительной разработке залежей нефти.

Плотность нефти ρ определяют в стандартных условиях (в лаборатории). Для расчета берут среднюю величину по пласту на основании данных анализа проб нефти, взятых по ряду скважин.

Пересчетный коэффициент , или величину, обратную объемному коэффициенту пластовой нефти b, вводят для приведения подсчитанных запасов нефти в недрах к стандартным условиям на поверхности. Объемный коэффициент пластовой нефти определяют по результатам лабораторного анализа глубинной пробы пластовой нефти либо косвенным путем.

Кроме объемного при подсчете запасов нефти используют методы материального баланса и статистический.

Метод материального баланса является практическим приложением закона постоянства материи. Применяя его, исходят из равенства начального количества нефти (газа) в недрах количеству добытой и оставшейся в недрах нефти.

Подсчет извлекаемых запасов нефти основан на данных об изменении пластового давления и количественных соотношений между нефтью и газом (свободным, растворенным) в процессе разработки (отбора жидкости, газа). Поэтому до начала разработки и в ранние ее периоды метод материального баланса неприменим. Кроме того, даже при достаточно длительной разработке применение его ограничивается трудностями точного определения довольно большого числа параметров, характеризующих пластовые условия (пластовое давление, газосодержание, температура и др.). Есть и другие обстоятельства (например, воздействие на пласт), ограничивающие применение метода материального баланса.

Статистический метод основан на статистических связях между различными показателями разработки. Среди них наиболее известны связи между предыдущими и последующими дебитами нефти, текущим и накопленным отборами нефти, долей воды (нефти) в продукции залежи и накопленным отбором нефти и т. п.

Применение статистического метода, так же как и метода материального баланса, возможно, следовательно, после достаточно длительной разработки. Однако статистический метод дает гораздо более достоверные результаты при подсчете запасов нефти, поскольку необходимые для расчета показатели разработки достаточно легко, точно и регулярно определяются в процессе эксплуатации. Кроме того, применение статистического метода не ограничивается режимом работы залежи. Он применим при любом воздействии на пласт.

Основными критериями выбора метода подсчета запасов нефти являются режим залежи и степень ее изученности (разведанности). При выборе метода подсчета в зависимости от режима необходимо руководствоваться следующим: при водонапорном режиме возможно применение объемного и статистического методов; при упруго-водонапорном и смешанных режимах—объемного и метода материального баланса; при режимах газовой шапки и растворенного газа—всех трех методов; при гравитационном режиме—объемный и статистический методы.

Следовательно, наиболее универсален объемный метод. Однако для пластов со значительной литолого-физической изменчивостью, когда трудно определить достоверные средние значения мощности, пористости и других параметров, применение объемного метода может быть затруднено. В этом случае данные этого метода целесообразно уточнить статистическим методом или методом материального баланса в процессе разработки.

Применение метода материального баланса тоже может осложниться вследствие неравномерного распределения пластовых давлений в связи с литолого-физической неоднородностью пласта. Тогда более эффективен статистический метод. При выборе метода подсчета запасов нефти в зависимости от степени разведанности залежи (категорий запасов) необходимо руководствоваться следующим. Объемный метод подсчета запасов можно применять на любой стадии разведанности залежи, статистический в тех случаях, когда имеются данные продолжительной эксплуатации, материального баланса—также при наличии данных, получаемых в процессе более или менее длительной разработки. Поэтому запасы низких категорий (C₁, C₂) подсчитывают объемным методом.