Объемный метод подсчета запасов нефти

Этот метод является основным и основан на определении массы нефти, приведенной к стандартным условиям, в насыщенных ими объемах пустотного пространства пород-коллекторов, слагающих залежи нефти или их части. Он применим для подсчета запасов нефти при любом режиме работы залежи в контуре любой категории запасов.

Если внутри продуктивного пласта (горизонта) выделено два или более проницаемых пропластков (пластов), отличающихся друг от друга коллекторскими свойствами, то запасы подсчитываются по каждому их них в отдельности.

Если в пределах залежи выделяется несколько категорий запасов, то запасы подсчитываются по каждой категории в отдельности.

Запасы залежи в целом определяются суммированием запасов отдельных категорий.

Для подсчета запасов нефти применяют формулу:

Q н бал = F*h н * m* k нн * q*r н;

q = 1 / b

где Q н бал - балансовые запасы нефти, тыс. т;

F – площадь нефтеносности, тыс. м2;

h н - средневзвешенная нефтенасыщенная толщина, м;

m – коэффициент открытой пористости, доли ед.;

k нн - коэффициент нефтенасыщенности, доли ед.;

q - пересчетный коэффициент, доли ед.;

r н – плотность нефти в поверхностных условиях, доли ед.;

b – объемный коэффициент пластовой нефти, доли ед.

Площадь нефтеносности F контролируется внешним контуром нефтеносности и границами распространения проницаемых прослоев.

Контуры распространения запасов отдельных категорий переносят с подсчетных планов на карты эффективных и нефтенасыщенных толщин, на основе которых рассчитывают F и h н. Подсчетные планы составляют на основе структурной карты по кровле проницаемой части продуктивного пласта.

Эффективная нефтенасыщенная толщина определяется по данным комплекса ГИС с привлечением керна и результатов опробования скважин. По этим данным определяются положение ВНК, кондиционные значения пористости и проницаемости.

Средневзвешенная нефтенасыщенная толщина h н определяется внутри контура запасов каждой категории и вычисляется как средневзвешенная по площади.

Для определения объема порового пространства объем нефтенасыщенной части пласта-коллектора F и h н умножают на среднее значение коэффициента открытой пористости k п о.

Для определения объема нефти, содержащейся в залежи в пластовых условиях, необходимо объем порового пространства F h н m умножить на коэффициент нефтенасыщенности k нн.

Для определения количества нефти, содержащейся в залежи, полученный объем F h н m k нн умножаем на плотность нефти r н.

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 коэффициента q (q = 1 / b), учитывающего усадку нефти.

В результате перемножения рассмотренных параметров и коэффициентов получают балансовые запасы нефти.

Для получения извлекаемых запасов нефти необходимо балансовые запасы умножить на коэффициент нефтеотдачи h, равный отношению извлекаемых запасов к балансовым.