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).
С реди 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 [54].
Объемный метод
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 Θ х ρ,
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 (%);
Θ - объемный коэффициент, показывающий, какой объем 1 м3 товарный нефти занимает в пластовых условиях (обычно Θ /тэта/ около O.85-0.86);
ρ - 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.
11.1.2. Объемно-статистический метод
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 ή1 = Q / (F х h1 х kп х ρ1 х Θ1),
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;
ρ1- плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3;
Θ1 – объемный коэффициент, показывающий, какой объем 1 м3 товарной
нефти занимает в пластовых условиях;
ή1 – 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, ή 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 ρ х Θ х X
Запасы нефти, подсчитанные этим методом, относятся только к категориям С1 и С2.
11.2. Методы подсчета запасов газа
Условия формирования, залегания и разработка газовых месторождений, нефтяных месторождений с газовой шапкой и месторождений нефти с растворенным в нефти газом различны. Соответственно запасы газа подсчитываются различными методами и учитываются отдельно [54].
11.2.1. Объемный метод
Сущность метода сводится к определению объема пустотного пространства пласта-коллектора в пределах залежи газа и газовой шапки. Объем газа в залежи в силу физико-химических свойств газа зависит от пластовых давлений и температуры.
Формула подсчета запасов газа объемным методом выглядит следующим образом:
V = F x h x kп x kг x [ρ0 : (z0 x ρат)] x f,
где V – начальные запасы газа, приведенные к стандартным условиям -
давлению и температуре (ρст = 0.1 МПа и Тст = 293 К), млн. м3;
F – площадь газоносности, м2;
h – эффективная газонасыщенная мощность пласта, м;
kп- коэффициент открытой пористости, доли единицы;
kг- коэффициент газонасыщенности, доли единицы;
f - поправка на температуру для приведения объема газа к
стандартной температуре (f = Тст: Тпл = 293 К: (273 К + tпл);
ρ0- начальное пластовое давление в залежи, МПа;
ρат- атмосферное давление, МПа;
z0 – коэффициент сжимаемости газа.
Произведение Fhkпkг соответствует объему газа в залежи при атмосферном давлении. Объем газа в залежи зависит от пластового давления ρ0 и коэффициента сжимаемости газа z0, которые устанавливают по промысловым ρ0 и лабораторным z0 данным. Кизвл газа зависит от многих факторов (режима разработки, наличия конденсата, конечного давления в залежи, неоднородности пласта и т.п.) и должен определяться для каждого конкретного случая. В зависимости от условий Кизвл газа= 0.65 – 0.95.
11.2.2. Метод подсчета запасов свободного газа по падению давления
Метод применяется для пластов, в которых первоначальный объем пор, занятый газом, не изменялся в процессе эксплуатации. В случае водонапорного режима указанный метод неприменим, хотя при небольшом подъеме ГВК ошибки определений в пределах допустимых. Формула подсчета основана на предположении о постоянстве количества извлекаемого газа при снижении давления на единицу во время разработки газовой залежи:
Vоп = Vдоб х {(ρ2 х α2): [(ρ1 х α1) – (ρ2 х α2)],
где Vоп - запасы газа в пласте, м3;
Vдоб- объем газа, добытый в период между наблюдениями, м3;
ρ1, ρ2 – пластовые давления соответственно на дату первого и второго
замеров, Па;
α1, α2 – коэффициенты отклонения от закона Бойля-Мариотта при
замеренных давлениях.
Метод требует тщательных замеров ρпл и Vдоб в процессе эксплуатации. Недоучет объема залежи, особенно разбитости ее на отдельные экранированные блоки, активности краевых вод может привести к большим погрешностям [54].
