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:

Qo = F х Н х kпо х kн х ? х ?,

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

F — площадь нефтеносности, м2;

Н — эффективная мощность нефтенасыщенной части пласта, м;

kп — коэффициент открытой пористости (пустотности), доли единицы (%);

kн — коэффициент нефтенасыщенности пласта, доли единицы (%);

? — объемный коэффициент, показывающий, какой объем 1 м3 товарный нефти занимает в пластовых условиях (обычно ? /тэта/ около O.85-0.86);

? — плотность нефти в поверхностных условиях, г/см3.

Извлекаемые запасы нефти подсчитываются по следующей формуле:

Q извл= Q0 х Кизвл ,

где Qизвл — извлекаемые запасы нефти, млн.т;

Кизвл — коэффициент извлечения нефти или коэффициент нефтеотдачи (Кн).

Кизвл 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. Кизвл 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 = kн1 x ?1 = Q / (F х h1 х kп х ?1 х ?1),

где Q – извлекаемые запасы нефти, т;

F – площадь нефтеносности, м2;

h1 – эффективность мощность нефтенасыщенной части пласта, м;

kп – коэффициент открытой пористости, доли единицы;

kн1 –коэффициент нефтенасыщенности пласта, доли единицы;

?1- плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3;

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

нефти занимает в пластовых условиях;

?1 – 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 kн, ? 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 kп х ? х ? х X

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

Применение геолого-технологического моделирования для целей подсчета запасов. Болотник Д.Н., Roxar


Читать еще…

Понравилась статья? Поделиться с друзьями: