Тема 12. Методы подсчета запасов нефти и газа

0. Методы подсчета запасов нефти

Выбор методов подсчета запасов нефти зависит от качества и количества подсчетных параметров, степени изученности месторождения, режима работы залежи, объекта подсчета (конденсат, нефть).

Среди возможных методов подсчета запасов нефти объемный метод является основным - универсальным - применим в контурах залежи нефти любой категории разведанности, при любом ее режиме работы. Другие методы - статистический, материального баланса, частные варианты объемного метода: объемно-весовой и объемно-статистический и т.п., применимы лишь в отдельных случаях с определенными ограничениями[47].

Объемный метод основан на определении объема пор продуктивного пласта, определяемого путем изучения размеров нефтеносного пласта и пористости слагающих его пород. Учитывается как общее количество нефти, заполняющей пористые пространства нефтеносных пластов, так и то, которое может быть извлечено при эксплуатации.

Начальные балансовые (общие, геологические) запасы нефти в залежах определяются по формуле:

Q_o=Fх Н хk_похk_нх Θ х ρ,

где Q₀- начальные балансовые (геологические) запасы нефти, млн.т;

F - площадь нефтеносности, м²;

Н - эффективная мощность нефтенасыщенной части пласта, м;

k_п- коэффициент открытой пористости (пустотности), доли единицы (%);

k_н- коэффициент нефтенасыщенности пласта, доли единицы (%);

Θ - объемный коэффициент, показывающий, какой объем 1 м³товарный нефти занимает в пластовых условиях (обычно Θ /тэта/ околоO.85-0.86);

ρ - плотность нефти в поверхностных условиях, г/см³.

Извлекаемые запасы нефти подсчитываются по следующей формуле:

Q_извл⁼Q₀х К_извл,

Где Qизвл - извлекаемые запасы нефти, млн.Т;

К_извл - коэффициент извлечения нефти или коэффициент нефтеотдачи (К_н).

К_извл обычно при водонапорном режиме для новых залежей принимается равным 0.5 - 0.6 (максимально!) и зависит от способов эксплуатации, температуры нефтяной залежи, физических свойств нефти, газового давления и других факторов. К_извл выше для нефтеносных залежей, сильно насыщенных газом.

Объемно-статистический метод основан на количественном использовании данных о коэффициентах нефтенасыщенности и извлечения нефти, полученных на выработанных залежах.

В его основу положены лабораторные и промысловые исследования проницаемости и пористости пород, глубинных проб нефти и всех остальных параметров:

X = k_н1 x ή₁ = Q / (F х h₁ х k_п х ρ₁ х Θ₁),

где Q – извлекаемые запасы нефти, т;

F – площадь нефтеносности, м²;

h₁ – эффективность мощность нефтенасыщенной части пласта, м;

k_п – коэффициент открытой пористости, доли единицы;

k_н1 –коэффициент нефтенасыщенности пласта, доли единицы;

ρ₁- плотность нефти в поверхностных условиях, т/м³;

Θ₁ – объемный коэффициент, показывающий, какой объем 1 м³ товарной

нефти занимает в пластовых условиях;

ή₁ – коэффициент извлечения нефти, доли единицы.

Данный метод можно применять как для залежей, еще не вступивших в разработку, так и для залежей, эксплуатируемых с поддержанием и без поддержания пластового давления.

Наибольшие трудности на новых залежах вызывает определение k_н, ή и F. Эти параметры устанавливают по аналогии с параметрами на старых месторождениях, находящихся в сходных геологических условиях.

Формула по новой залежи имеет следующий вид:

Q = F х h х k_п х ρ х Θ х X

Запасы нефти, подсчитанные этим методом, относятся только к категориям С₁ и С₂.