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).

Среди 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 [47].

Объемный 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:

Q_o = F х Н х k_по х k_н х Θ х ρ,

где Q₀ - начальные балансовые (геологические) запасы нефти, млн.т;

F - площадь нефтеносности, м²;

Н - эффективная мощность нефтенасыщенной части пласта, м;

k_п - коэффициент открытой пористости (пустотности), доли единицы (%);

k_н - 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 К_извл ,

где Q_извл - извлекаемые запасы нефти, млн.т;

К_извл - коэффициент извлечения нефти или коэффициент нефтеотдачи (К_н).

К_извл 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. К_извл выше для нефтеносных залежей, сильно насыщенных газом.

Объемно-статистический 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 = k_н1 x ή₁ = Q / (F х h₁ х k_п х ρ₁ х Θ₁),

где Q – извлекаемые запасы нефти, т;

F – площадь нефтеносности, м²;

h₁ – эффективность мощность нефтенасыщенной части пласта, м;

k_п – коэффициент открытой пористости, доли единицы;

k_н1 –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 k_н, 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 k_п х ρ х Θ х X

Запасы нефти, подсчитанные этим методом, относятся только к категориям С₁ и С₂.

12.2. 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 [47].

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 k_п x k_г x [ρ₀ : (z₀ x ρ_ат)] x f ,

где V – начальные запасы газа, приведенные к стандартным условиям -

давлению и температуре (ρ_ст = 0.1 МПа и Т_ст = 293 К), млн. м³;

F – площадь газоносности, м²;

h – эффективная газонасыщенная мощность пласта, м;

k_п- коэффициент открытой пористости, доли единицы;

k_г- коэффициент газонасыщенности, доли единицы;

f - поправка на температуру для приведения объема газа к

стандартной температуре (f = Т_ст : Т_пл = 293 К : (273 К + t_пл);

ρ₀- начальное пластовое давление в залежи, МПа;

ρ_ат- атмосферное давление, МПа;

z₀ – коэффициент сжимаемости газа.

Произведение Fhk_пk_г 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. К_извл 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 К_{извл газа}= 0.65 – 0.95.

Метод подсчета запасов свободного газа по падению давления 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:

V_оп = V_доб х {(ρ₂ х α₂) : [(ρ₁ х α₁) – (ρ₂ х α₂)] ,

где V_оп - запасы газа в пласте, м³;

V_доб- 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 ρ_пл и V_доб в процессе эксплуатации. Недоучет объема залежи, особенно разбитости ее на отдельные экранированные блоки, активности краевых вод может привести к большим погрешностям [12, 47].

Метод подсчета извлекаемых запасов растворенного в нефти газа по газовому фактору основан на определении насыщенности нефти газом на дату расчета. Для подсчета запасов попутного газа, растворенного в пластовой нефти при начальном давлении, находят лабораторным путем объем газа, растворенного в 1 м³ нефти, приведенный к поверхностным условиям. Подсчет газонасыщенности нефти проводится по формуле:

V₀ = Q_o r_o - Q_извл b_o p_k α_kf - Q_извл(b_o – b) p_k α_kf - Q_неизвлr_k ,

где Q_o, Q_извл, Q_{неизв–}соответственно балансовые, извлекаемые и неизвлекаемые

запасы нефти, м³;

b_o, b – объемный коэффициент пластовой нефти на анчальную (при давлении

p_o) и конечную (при остаточном давлении, конечном, давлении p_k) даты

разработки;

α_k – поправка на коэффициент сжимаемости газа при давлении p_k;

r_o – первоначальный газовый фактор, м³/м³;

f - поправка на температуру для приведения к стандартным условиям;

r_k - остаточное (конечное) количество газа, растворенного в нефти при

давлении p_k, м³/м³.

Балансовые запасы газа определяются по газовому фактору, измеренному по пластовым пробам нефти [47].

Метод подсчета запасов конденсата в газоконденсатных месторождениях проводится теми же методами, которые применяются для газовых залежей. Балансовые запасы стабильного конденсата определяются по данным о балансовых запасах газа в залежи:

Q_o = V_oq p_k ,

где Q_o - начальные балансовые запасы стабильного конденсата при стандартных

условиях, м³;

V_o - начальные балансовые запасы газа (включая конденсат) при стандартных

условиях, м³;

p_k - плотность стабильного конденсата, т/м³;

q - среднее начальное содержание в газе стабильного конденсата, м³/м³

(газоконденсатный фактор).

Объем конденсата в пластовом газе в значительной в значительной степени зависит от его состава. Извлекаемые запасы конденсата определяются коэффициентом конденсатотдачи, значение которого по опытным данным достигает 0,75, а при разработке с поддержанием пластового пластового давления 0,95[47].