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: