Методы подсчета запасов нефти

Объемный метод

Объемный метод основан на определении объема порового пространства пор од-кол лекторов, насыщенного нефтью. Подсчет запасов нефти производится по каждому подсчетному объекту отдельно. В качестве последнего принимается продуктивный пласт, имеющий непроницаемые кровлю и подошву и содержащий

одну залежь с единым ВНК (ГВК). Если в процессе разработки в первоначальном объекте подсчета будет выделено несколько объектов разработки, то им должны соответствовать при пере­счете запасов новые подсчетные объекты. Когда в пределах под-счетного объекта выделяется несколько категорий запасов, то запасы следует подсчитывать по каждой категории в отдельности. Запасы подсчетного объекта в целом определяются суммированием запасов отдельных категорий.

Формула подсчета извлекаемых запасов нефти объемным ме­тодом имеет следующий вид: Q_I13B. „ = Fhk_n. ₀&„р9т|, где Q_II3B. _н — извлекаемые запасы нефти, тыс. т; F — площадь нефтеносности, га; h — эффективная мощность нефтенасыщенной части пласта, м; k_n. о — коэффициент открытой пористости; k_a — коэффициент неф-тенасыщенности пласта; р — плотность нефти в поверхностных условиях, кг/м³; Q — пересчетный коэффициент; т) — коэффи­циент извлечения нефти.

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

В залежах, разбуренных сеткой добывающих скважин и при­уроченных к пластам с сильной литолого-фациальной изменчи­востью, рекомендуется выделять зоны высоко- и низкопродуктив­ных пород. Подсчет запасов по этим зонам следует вести раз­дельно, так как они отличаются коэффициентами извлечения нефти. Средняя эффективная мощность нефтенасыщенной части пласта h определяется по соответствующим картам внутри контура запа­сов каждой категории и вычисляется как средняя взвешенная по площади: h = (2 й/Д)/2 fi, где h_L — среднее значение мощности двумя соседними изопахитами; Д — площадь между двумя со­седними изопахитами.

Для определения объема порового пространства объем нефте­насыщенной части пласта-коллектора Fh умножают на среднее значение коэффициента открытой пористости &_п. ₀.

Существует несколько вариантов расчета средних значений открытой пористости по залежам в зависимости от того, каким образом определен параметр—по керну или по промыслово-гео-физическим данным.

По керну открытая пористость определяется в тех случаях, когда нет надежной увязки между промыслово-геофизическими и керновыми данными. При этом предварительно исследуется ста­тистическая связь между проницаемостью по керну и значениями а_сп или другого геофизического параметра с целью установления кондиционного значения проницаемости по кондиционному зна­чению а_сп. Все значения открытой пористости из проницаемых интервалов пласта, которым соответствуют некондиционные зна­чения проницаемости, отбраковываются. Из оставшихся после отбраковки представительных определений открытой пористости вычисляется среднее арифметическое значение, которое прини-

мается в качестве среднего значения открытой пористости по залежи.

Когда открытая пористость определена по промыслово-геофи-зическим данным, предварительно вычисляют среднее значение этого параметра по скважинам путем взвешивания открытой по­ристости каждого проницаемого прослоя внутри пласта по мощ-

ности прослоя:

Средняя открытая пористость по залежи зависит от равномер­ности скважин и особенностей строения продуктивного пласта. При равномерном расположении скважин среднее значение по залежи определяется как средняя арифметическая величина из средних значений по скважинам. В случае неравномерного рас­положения скважин составляется карта значений открытой пори­стости и среднее значение определяется взвешиванием по площади. Если в продуктивном пласте наблюдается закономерное соответ­ствие высоким значениям эффективной мощности высоких значе­ний открытой пористости и наоборот, то составляется карта произведений hk_n.₀. Среднее значение открытой пористости по залежи вычисляется путем взвешивания этого параметра по объему

коллекторов залежи

Для того чтобы определить объем нефти, содержащейся в за­лежи в пластовых условиях, нужно объем порового пространства умножить на коэффициент нефтенасыщенности k_K. При расчете средних значений коэффициента нефтенасыщенности применяют те же способы, что и при вычислении средних значений открытой пористости.

Нефтенасыщенность переходной зоны определяется как сред­няя арифметическая величина между нефтенасыщенностью в зоне предельного насыщения и на границе залежи.

Для определения количества нефти, содержащейся в залежи, полученный объем Fhk_n. _Ok_s нужно умножить на плотность нефти р_н, величина которой берется равной средней арифмети­ческой по скважинам.

Для приведения объема пластовой нефти к объему сепариро­ванной нефти в формулу подсчета запасов вводится пересчетный коэффициент 9.

8 результате перемножения рассмотренных выше параметров и коэффициентов получают величину балансовых запасов нефти. Однако на поверхность извлекается не вся нефть, содержащаяся в залежи. Чтобы получить величину извлекаемых запасов, нужно балансовые запасы умножить на коэффициент извлечения нефти ц, равный отношению извлекаемых запасов к балансовым. Величина коэффициента извлечения нефти зависит от вязкости нефти, про­ницаемости, плотности сетки скважин, неоднородности коллек­торов и других параметров. Для залежей, выходящих из раз-