6.2. Объемный метод подсчета месторождений нефти и газа.

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 h_н (h_г) на среднее значение коэффици­ента открытой пористости k_п и на среднее значение коэффициен­та нефтенасыщенности k_н или газонасыщенности k_г.. При этом вы­ражения Fh_н (Fh_г) определяет объем коллекторов залежи, Fh_нk_п (Fh_нh_г) - объем пустотного пространства пород, Fh_нk_пk_н (Fh_нk_пk_г) - объем пород, насыщенных 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 , учитывающего усадку нефти.

С учетом этих параметров объем нефтяной залежи при стандартных условиях будет определяться выражением

V_н-ст = F h_н k_п k_н 

Умножив V_н-ст на среднее значение плотности нефти  при стан­дартных условиях, получим начальные запасы нефти, содержа­щиеся в этой залежи или ее части:

Q_н = F h_н k_п k_н  

Формула для подсчета началь­ных запасов свободного газа залежи (ее части) объемным мето­дом имеют следующий вид:

Q_г = F h_г k_п k_г К_рK_т , где произве­дение барического К_р и термического K_т коэффициентов используется для приведения объема свободного газа, содержащегося в за­лежи, к стандартным условиям:

К_рK_т= [(р_оа_o-p_остa_ост)/p_ст][(T_о+t_ст)/(T_о+t_пл)], где р_о - среднее начальное пластовое давление в залежи, МПа; а_o – поправка (а_o=1/Z_о), обратно пропорциональная коэффициенту сжимаемости реальных газов Z_o при давлении р_о; p_ост - среднее остаточное давление, устанавливающееся в залежи, когда давление на устье добывающих скважин равно стандартно­му, МПа; a_ост – соответствующая p_ост поправка на сжимаемость реальных газов, равная l/Z_ocт; p_ст - давление при стандартных, условиях, равное 0,1 МПа; T_о=273К; t_ст=20°С; t_пл - средняя температура в залежи в пластовых условиях, °С.

6.3. Этапы подсчета запасов нефти и газа объемным методом.

Объемный метод можно считать практически универсальным для подсчета запасов любой залежи или ее части при любой сте­пени изученности. Основные проблемы подсчета запасов в конечном итоге сводятся к своевременному выяв­лению особенностей геологического строения залежи и к достоверной оценке параметров, характеризующих объем пустотного пространства, насыщенного нефтью или свободным газом.

Любая залежь представляет собой сложный объект. Его слож­ность обусловлена типом пустотного пространства пород-коллекто­ров и условиями залегания их в ловушке, типом самой ловушки, характером насыщения пустотного пространства и его изменчиво­стью по площади и разрезу, взаимосвязанностью параметров, ус­ловиями залегания флюидов в недрах и т. п. Процесс изучения залежи идет непрерывно с момента ее открытия до за­вершения разработки. Тем самым первоначально созданные пред­ставления о строении залежей в виде статических моделей посто­янно совершенствуются, а иногда и в корне меняются.

На любой стадии изученности залежей процесс подсчета запа­сов нефти и свободного газа объемным методом включает три этапа последовательных работ:

1) детальную корреляцию разрезов скважин с целью выделе­ния в разрезе литолого-стратиграфического комплекса нефтегазоносных горизонтов, пластов, пропластков и непроницаемых разделов между ними, а также прослеживание их по площади залежи;

2) выделение типов коллекторов, определение подсчетных параметров пласта и насыщающих его флюидов; на этом этапе в каждой скважине выделяются эф­фективные и эффективные нефте(газо)-насыщенные толщины плас­та, определяются коллекторские свойства пластов, нефте(газо)-насыщенность, отметки ВНК и ГВК, параметры нефти в пластовых и поверхностных условиях, начальные пластовые дав­ление и температура;

3) построение статической модели и подсчет запасов в соответ­ствии со степенью изученности залежи; этим этапом предусматри­вается обоснование отметок ВНК и ГВК залежи в целом, обосно­вание и выделение границ залежи и подсчетных объектов и их ге­ометризация, выбор варианта объемного метода и обоснование параметров подсчета; обоснование границ категорий запасов и со­ставление подсчетного плана, подсчет запасов по каждому подсчетному объекту и залежи в це­лом.

Достоверность расчетных параметров повы­шается с каждой более высокой стадией изученности благодаря последовательной дифференциации подсчетных объектов, способствующей большей детализации строения залежей, более точному определению их геометрических форм и более глубокой дифферен­циации запасов.