3.Методы подсчета запасов нефти и растворенного газа.

МЕТОДЫ ПОДСЧЕТА ЗАПАСОВ НЕФТИ И ГАЗА — подразделяются при подсчете запасов нефти на: 1) объемный; 2) отдача с 1 га или с 1 м²; 3) объемно-генетический; 4) кривых эксплуатации, или статистический; 5) материальных балансов; 6) карт изобар; при подсчете запасов газа на: 1) объемный; 2) по падению давления; 3) материальных балансов; 4) карт изобар. Основным методом подсчета запасов является объемный. Им могут быть подсчитаны абс. начальные (геол.) и промышленные (балансовые) запасы нефти и газа, содер. в недрах. Практически из этих запасов удается добыть только некоторую их часть. Поэтому существенно подсчитать извлекаемые при совр. технико-экономических условиях нефть и газ, ввиду чего в формулу подсчета запасов нефти включается коэф. отдачи.

При подсчете запасов желательно применять различные методы, так как лишь при комплексном сравнительном подсчете можно получить критерий установления наиболее достоверных запасов.  Для подсчета запасов нефти ныне применяются следующие методы:  1) объемный;  2) статистический;  3) материального баланса;  Для подсчета запасов свободного газа:  1) объемный и 2) по падению давления. 

Начальные балансовые запасы газа Q н.г., растворенного в нефти, при любом режиме залежи определяются по начальным балансовым запасам нефти Qн.н. и начальному газосодержанию rо, определенному по пластовым пробам при дифференциальном разгазировании:

Q н.г. = Qн.н rо

На величину извлекаемых запасов газа, растворенного в нефти, Q г.и. оказывает влияние режим залежи. При водонапорном и упруговодо-напорном режимах пластовое давление в процессе разработки выше давления насыщения, в связи с чем величина газового фактора постоянная. Поэтому начальные извлекаемые запасы газа, растворенного в нефти, определяются начальными извлекаемыми запасами нефти и начальным газородержанием:

Q г.и. = Qн.и. rо

Сущность объемного метода заключается в определении массы нефти или объема свободного газа, приведенных к стандартным условиям, в насыщенных ими объемах пустотного пространства пород-коллекторов залежей нефти и газа или их частей.

Величину этих объемов получают путем умножения горизонтальной проекции площади залежей нефти или свободного газа (F) на среднее значение вертикальной эффективной нефте(газо)-насыщенной толщины пласта hэф.н. на среднее значение коэффициента открытой пористости kп.о. и на среднее значение коэффициента нефтенасыщенности kн. или газонасыщенности kг.. При этом выражение Fhн.эф определяет объем коллекторов залежи (ее части), Fhн.эф kп.о.—объем пустотного пространства пород, Fhkп.о.kн. или Fhkп.о.kг. —объемы пустотного пространства пород-коллекторов, насыщенных соответственно нефтью или свободным газом.

В пустотном пространстве пород-коллекторов, насыщенных нефтью, в пластовых условиях нефть содержит растворенный газ. Для приведения объема пластовой нефти к объему нефти, дегазированной при стандартных условиях, используется среднее значение пересчетного коэффициент q , учитывающего усадку нефти.

С учетом этих параметров объем нефтяной залежи (ее части) при стандартных условиях будет определяться выражением

Vн.ст =Fhн.эф kп.о. kн. q

Умножив Vн.ст на среднее значение плотности нефтиr при стандартных условиях, получим начальные запасы нефти, содержащиеся в этой залежи или ее части:

Qн.н =Fhн.эф kп.о. kн. q r