1.8 Подсчет запасов нефти и газа

По результатам геологоразведочных работ оценивают количество и качество находящихся в недрах углеводородов и определяют возможность их извлечения. Эти оценки используются для планирования региональных, поисковых, оценочных и разведочных работ и добычи нефти и газа, поэтому им всегда придают огромное значение.

Запасы - количество нефти, газа, конденсата и содержащихся в них попутных компонентов в открытых залежах, наличие которых в недрах обосновывается геолого-геофизическими исследованиями и данными бурения, опробованием скважин в колонне, опытной или промышленной эксплуатацией.

Запасы нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов, имеющих промышленное значение, по степени изученности подразделяются на разведанные (категории А, В и С₁) и предварительно оцененные (категория С₂).

Категория А - запасы залежи, изучены с детальностью, обеспечивающей полное определение ее типа, формы и размеров, эффективной нефте- и газонасыщенной толщины, типа коллектора, характеры изменения коллекторских свойств, нефте- и газонасыщенности продуктивных пластов, состава с свойства нефти, газа и конденсата, а также основных особенностей залежи, от которых зависит условие ее разработки.

Запасы категории А подсчитываются по залежи, разбуренной в соответствии с утвержденным проектом разработки месторождения нефти и газа.

Категория В - запасы залежи, нефтегазоносность которой установлена на основании полученных промышленных притоков нефти и газа в скважинах на различных гипсометрических отметках. Тип, форма и размеры залежи, эффективная нефте- и газонасыщенная толщина, тип коллектора, характер изменения коллекторских свойств, нефте- и газонасыщенности продуктивных пластов, состав и свойства нефти, газа и конденсата в пластовых и стандартных условиях и другие параметры, а также основные особенности залежи, определяющие условия ее разработки, изучены в степени, достаточной для составления проекта разработки залежи.

Запасы категории В подсчитываются по залежи, разбуренной в соответствии с утвержденной технологической схемой разработки месторождения нефти или газа.

Расчет.

Подсчет запасов производится по формуле объемного метода

Q_бал = F * h * m * с * л *

где Q_бал - это балансовые запасы

F - площадь нефтеносности - 12987 тыс. м²

h - средняя эффективная нефтенасыщенная толщина - 9,6 м

m - коэффициент пористости - 0,25 доли ед.

л - коэффициент нефтенасыщенности - 0,77

с - плотность нефти в поверхностных условиях - 0,864 т/м³

- пересчетный коэффициент - 0,97

= где В объемный коэффициент

Q_бал = 12987 х 9,6 х 0,25 х 0,77 х 0,864 х 0,97 = 20113 тыс.т.

Q_извл = Q_бал х К

где К - коэффициент нефтеизвлечения. Принят равным 0,517

Q_изв = 20113 х 0,517 = 10398 тыс.т.

Остаточные балансовые запасы нефти на 01.01 2009 г. составят

Q_{бал. ост} = Q_бал - Q_доб

Q_доб - добыча нефти с начала разработки на анализируемую дату-10100,6 тыс.т.

Q_{ост. бал.}= 20113 -10100,6 = 10012,4 тыс.т.

Остаточные извлекаемые запасы на 01.01 2009 г. составляет

Q_{извл.ост.} = Q_извл - Q_доб

Q_{извл.ост} = 10398-10100,6 =297,4 тыс.т

Расчет балансовых, извлекаемых, остаточных запасов газа

I_{бал.нач.} = Q_{бал.нач} х Г = 20113 х 20,8 = 418,35 млн. м³

Г - газовый фактор по пласту - 20,8 м³

I_{нач.изв} = Q_{изв. нач} х Г

I_{нач.изв} = 12331 х 20,8 = 216,3 млн. м³

Остаточные балансовые запасы газа на 01.01.2009.

Q_{бал.ост.газа} = Q_{бал.ост.неф} х Г

Q_{бал.ост.газа} = 10012,4 х 20,8 = 208,3 млн. м³

Q_{извл.ост.газа}= Q_{изв.ост.неф} х Г

Q_{извл.ост.газа} =297,4 х 20,8 =6,2 млн. м³

Таблица 1.6 - Начальные и остаточные запасы нефти и газа по пласту