МЕТОДЫ ПОДСЧЕТА ЗАПАСОВ НЕФТИ

Для подсчета запасов нефти используются следующие методы: объемный, статистический и материального баланса. Выбор того или иного метода обусловлен качеством и количеством исходных данных, степенью изученности месторождения и режимом работы нефтеводоносных пластов.

Объемный метод

Наиболее широко в геолого-промысловой практике приме­няется объемный метод. Он может быть использован при подсчете запасов нефти на различной стадии разведанности месторождения и при любом режиме работы пласта.

Объемный метод подсчета запасов нефти основан на данных о геолого-физической характеристике объектов подсчета и усло­виях залегания нефти в них.

При подсчете запасов нефти используется следующая фор­мула:

Где Q_изв — извлекаемые запасы нефти, т; F — площадь нефтенос­ности, м²; h — эффективная нефтенасыщенная мощность пласта, м; k_n — коэффициент открытой пористости нефтесодержащих по­род; k_H — коэффициент нефтенасыщения; η — коэффициент неф­теотдачи; ρ — плотность нефти в поверхностных условиях, кг/м³;

Q_изв= Fhk_nk_H ηθρ

θ — пересчетный коэффициент, учитывающий усадку нефти; θ=1/b (b — объемный коэффициент пластовой нефти).

В этой формуле произведение Fh представляет собой объем залежи, Fhk_n — поровый объем залежи (суммарный объем от­крытых пор, слагающих залежь), Fhk_nk_H — нефтенасыщенный объем пласта (объем нефти в порах пласта), Fhk_nk_Hη — объем нефти, которая может быть извлечена на поверхность при суще­ствующих способах разработки залежи; Fhk_nk_H ηθ — объем нефти, которая может быть извлечена на поверхность с учетом перевода нефти из пластовых в поверхностные условия, и, на­конец, произведение Fhk_nk_H ηθρ представляет собой запасы нефти в тоннах, которые могут быть извлечены из недр на поверх­ность в результате эксплуатации залежи (т. е. промышленные или извлекаемые запасы нефти).

Краткая характеристика исходных параметров, входящих в объемную формулу подсчета запасов нефти. Площадь нефтеносности (F) определяется на основании данных об абсолютных отметках водонефтяного контакта (ВНК) и о по­ложении контуров нефтеносности.

Коэффициент открытой пористости (k_n ) определяется на основании анализа кернов, отобранных при буре­нии скважин из продуктивного разреза. Однако в связи с малым выносом керна значительные части разреза, особенно высоко­пористые, остаются неисследованными. Поэтому значительную ценность представляют результаты оценки коэффициента пори­стости с помощью косвенных методов и, в первую очередь, промыслово-геофизических.

Коэффициент нефтеотдачи (η ) — это отноше­ние извлекаемого запаса к начальному геологическому запасу нефти.

Точное определение этой величины для каждого конкретного месторождения может быть осуществлено лишь в конце его раз­работки. Величина коэффициента нефтеотдачи зависит от ряда факторов: режима работы залежи, литолого-физической характе­ристики коллекторов, свойств насыщающих флюидов, системы размещения и количества скважин, способов воздействия на пласт, методов интенсификации добычи и т. д.

Практика разработки нефтяных месторождений показывает, что нефтеотдача залежей с высоковязкими и тяжелыми нефтями значительно ниже таковой для залежей легких и маловязких нефтей. Более плотная сетка эксплуатационных скважин на месторождении приводит к увеличению полноты выработки запа­сов нефти, особенно для залежей, продуктивные горизонты которых характеризуются резко выраженной геологи­ческой неоднородностью.

При высокой степени изученности месторождения оценка прогнозной величины коэффициента нефтеотдачи может быть получена с учетом коэффициента вытеснения

Плотность нефти (ρ). При подсчете запасов нефти принимают плотность нефти, определенную при стандартных условиях в лаборатории. Для расчета берут среднюю величину по пласту на основании данных анализа проб нефти, взятых по ряду скважин.

Пересчетный коэффициент (θ), или величину, обратную объемному коэффициенту пластовой нефти b , вводят для приведения подсчитанных запасов нефти в недрах к стандарт­ным условиям на поверхности.

Не нашли, что искали? Воспользуйтесь поиском: