Объемный метод подсчета запасов нефти

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.

Объемный метод можно считать практически универсальным для подсчета запасов любой залежи или ее части при любой сте­пени изученности. Внешне он представляется довольно простым, однако эта простота таит в себе множество проблем. Основные проблемы объемного метода заключаются в своевременном выяв­лении особенностей геологического строения залежи и объектив­ном определении параметров, характеризующих объем пустотного пространства, насыщенного нефтью или свободным газом.

Для подсчета запасов нефти применяют следующую формулу:

_{, (2.1)}

где: Q – извлекаемый (промышленный) запас нефти (в тоннах);

F – площадь нефтеносности, м²;

h – нефтенасыщенная мощность пласта, м;

m – коэффициент открытой пористости нефтесодержащих пород;

К_н – коэффициент нефтеотдачи

ρ_н – плотность нефти, т/м³

 - коэффициент насыщения пласта нефтью;

 - пересчетный коэффициент, учитывающий усадку нефти.

Характеристика исходных данных

Площадь нефтеносности (F). Продуктивную площадь устанавливают на основе данных пробуренных скважин и их испытания. При подсчете запасов нефти продуктивная площадь измеряется на подсчетных планах (структурных кар. тах по кровле продуктивного горизонта в масштабе от 1:5000 до 1:50000).

Нефтенасыщенная мощность пласт (h). Обычно определяют вертикальную (видимую) мощность пласта без поправки на угол падения (так как при расчете объема пласта обычно берут произведение проекции площади на горизонтальную плоскость и вертикальной мощности). Точное определение нефтенасыщенной мощности является важной задачей. Для этого используют данные анализа кернов, электрического и радиоактивного каротажа, а также материалы опробования скважин, позволяющие установить ВНК и границы этой мощности.

Объем продуктивной части пласта (F·h). При подсчете запасов нефти объем пласта обычно вычисляют следующими способами:

1. в целом путем произведения проекции площади в плане на среднюю мощность (когда форма залежи проста и мощность резко не изменяется);

2. при помощи карт изопахит – путем вычисления элементарных объемов и последующего их суммирования по формуле:

_{, (2.2)}

где: V – объем пласта, м³;

f₁, f₂…f_n – площадь участков между двумя соседними изопахитами, м²;

h₁, h₂…h_n – средняя нефтенасыщенная или газонасыщенная мощность, определяемая как полу сумма соседних изопахит,м.

3. при расслоении горизонта на пласты или пласта на пропластки расчет объемов коллекторов следует проводить по карте изопахит суммарной мощности слагающих их проницаемых пластов или пропластков, если:

а) эти пласты (пропластки) обладают одинаковыми коллекторскими свойствами;

б) отсутствуют фациальные замещения одного из пластов (пропластка) непроницаемыми породами на всю мощность и они развиты по площади залежи;

в) пласты (пропластки) содержат единую залежь с общим ВНК.

При несоблюдении хотя бы одного из указанных выше условий подсчет объемов следует проводить отдельно по каждому пласту (пропластку).

Коэффициент открытой пористости (m). Коэффициент открытой пористости обычно устанавливают по данным изучения образцов пород, отобранных в интервале разрезе продуктивного пласта. Обычно такие данные по площади и по разрезу в полной мере отсутствуют и поэтому для определения пористости необходимо использовать промыслово-геофизические методы.

Коэффициент нефтенасыщения () определяют по данным изучения образцов пород, взятых в специальных скважинах, вскрывших пласт с применением раствора на нефтяной основе, либо при помощи косвенных методов. С ухудшением коллекторских свойств водонасыщенность продуктивных пород возрастает.

Коэффициент нефтеотдачи (К_н) называют отношение объема нефти, которая может быть извлечена на поверхность при данном способе разработки (и эксплуатации), к первоначальному объему нефти. Вследствие фазовой проницаемости 20% нефти от объема пор в пластах являются неизвлекаемым запасом даже при применении методов интесификации и вторичных методов эксплуатации.

Коэффициент нефтеотдачи зависит от плотности сетки и размещения скважин на структуре. Как правило, при уменьшении плотности размещения скважин (особенно для неоднородных коллекторов) коэффициент нефтеотдачи уменьшается при прочих равных условиях.

Плотность нефти (ρ_н). При подсчете запасов обычно принимают плотность нефти, определенную при стандартных условиях (при 20⁰ С) в лаборатории. В тех случаях, когда имеются данные определения глубинных проб нефти, вместо плотности при стандартных условиях может быть взята плотность при пластовых условиях (ρ_пл). В этом случае пересчетный коэффициент () в объемную формулу вводить не следует.