2.7 Гидродинамические характеристики залежей (текста нет!)

2.8 Подсчет запасов нефти и газа

В зависимости от конкретных условий - особенностей геологического строения залежей, состояния их изученности, полноты геолого-геофизической информации и др. применяются различные методы подсчета запасов нефти и газа.

Универсальным и наиболее распространенным методом подсчета запасов является объемный метод. При подсчете запасов газа достаточно часто применяется метод падения давления. На поздней стадии разработки залежей при определенных условиях возможно применение метода материального баланса и статистического метода.

Объемный метод подсчета запасов нефти и газа основан на изучении свойств углеводородов и содержащих их пород в пластовых условиях. Для подсчета запасов нефти объемным методом применяется следующая формула:

Qизв = Fhkп kнн,

(2.2)

где Q_изв - извлекаемые запасы нефти, т;

F - площадь нефтеносности , м²;

h - эффективная нефтенасыщенная толщина пласта, м;

k_п - коэффициент открытой пористости, доли единицы;

k_н - коэффициент нефтенасыщенности, доли единицы;

_н - плотность нефти в поверхностных условиях, т/м³;

 - пересчетный коэффициент, учитывающий изменение объема нефти при подъеме ее на поверхность, доли единицы;

 - коэффициент нефтеотдачи, доли единицы.

Как и следует из названия, этот метод подсчета запасов предусматривает определение объема нефтесодержащих пород (Fh), объема порового пространства (Fhk_п), объема порового пространства, занятого нефтью (Fhk_пk_н), количество нефти в тоннах в условиях пласта (Fhk_пk_н_н), количество всей нефти в пласте при переводе ее на поверхность (Fhk_пk_н_н) и извлекаемая часть нефти в тоннах в поверхностных условиях (Fhk_п k_н_н).

Площадь нефтеносности F определяют на подсчетных планах, где указываются внешний и внутренний контуры нефтеносности. Контуры нефтеносности устанавливают по данным о положении водонефтяного контакта, который, в свою очередь, определяется по данным исследования керна, каротажным данным и по результатам опробования и исследования скважин. Ошибки в определении абсолютной отметки приводит к существенным погрешностям при установлении площади нефтеносности, особенно по залежам, приуроченным к пологим платформенным структурам.

В практике подсчета запасов обычно площадь нефтеносности специально не определяется, подсчитывается сразу объем нефтесодержащих пород по картам нефтенасыщенных мощностей. При необходимости по этим же картам определяют площади нефтеносности.

Эффективная нефтенасыщенная мощность коллекторов определяется преимущественно по материалам промыслово-геофизических исследований скважин (ГИС). Наиболее информативными методами ГИС при этом являются микрозондирование, ПС, микробоковой каротаж и т.д. По данным об эффективных и нефтенасыщенных мощностях в каждой скважине строят карты эффективных и нефтенасыщенных мощностй по залежи. Последняя из них используется для определения объема нефтенасыщенных пород. Объем нефтенасыщенных пород определяется по формуле:

Fh=fihi,

(2.3)

где f_i - площадь на карте нефтенасыщенных мощностей между соседними изопахитами,

h_i - средняя мощность пласта в пределах соответствующей площадки.

Метод материального баланса

Подсчет запасов газа по падению давления. Метод подсчета запасов по падению давления основан на связи между количеством добытого газа и падением давления в процессе разработки залежи. Для подсчета запасов газа по методу падения давления используется следующая формула:

Qн=(q2-q1)(pнн-pкк)/(p11- p22),

(2.4)

где Q_н - начальные запасы газа;

q₁ - суммарная добыча газа на дату 1;

q₂ - суммарная добыча газа на дату 2;

p₁ - давление в залежи на дату 1;

p₂ - давление в залежи на дату 2;

p_н - начальное пластовое давление в залежи;

р_к - конечное давление в залежи;

₁,₂,_н,_к - поправки на сверхсжимаемость газа на соответствующие даты.

Для залежей с водонапорным режимом при подсчете запасов газа методом падения давления необходимо ввести поправки, учитывающие количество воды, вошедшей в газовую часть пласта в процессе разработки. Определение этих поправок связано с большими сложностями, поэтому метод падения давления имеет достаточно ограниченное применение и часто служит контрольным при подсчете запасов объемным методом.

Метод падения давления при подсчете запасов газа может быть реализован и графическим путем. Для этого строят график зависимости накопленной добычи газа от давления по залежи. Продолжив линию зависимости до величины давления, равной конечному давлению, получают значение начальных запасов газа.

Метод, аналогичный описанному, применяется также и при подсчете запасов нефти. Он называется методом материального баланса и основан на законе сохранения материи: при этом исходят из того факта, общее количество нефти - добытой и оставшейся в недрах - остается постоянным, но при изменении термодинамических условий в недрах (температуры и давления) в процессе разработки изменяется и состояние системы «жидкость-газ- порода». Меняется соотношение количества нефти и воды, нефти и газа, при снижении давления расширяются все составные части указанной системы. На учете этих изменений на разные этапы разработки месторождений и основан метод материального баланса при подсчете запасов нефти. Однако эти изменения настолько малы, что не удается определять их с необходимой достоверностью, поэтому метод материального баланса не нашел широкого применения в практике подсчета запасов.

Подсчет запасов газа, растворенного в нефти, и газового конденсата. Растворенный в нефти газ является попутным компонентом нефти и при подъеме нефти на поверхность он выделяется в свободное состояние. Этот газ является весьма ценным продуктом, т.к. наравне с метаном содержит многие гомологи метана, являющиеся сырьем для нефтехимии.

Геологические запасы растворенного газа рассчитываются по формуле:

Qг.бал = Qн.бал g,

(2.5)

где Q_г.бал - балансовые запасы газа;

Q_н.бал - балансовые запасы нефти;

g - газосодержание в нефти.