19. Подсчет запасов нефти объемным методом.
В
настоящее время осн-м методом явл для
п.з. – объемный метод, как основной по
к-му утверждают з-чсы по ГКЗ. В качестве
контр-х могут применять метод материального
контрольного баланса, графоаналитичекие
и статистические. Для п.з. составляют
подсчетный план на основе струк-й карты
кровли и пласта. Подстченый план
выполняется в масштабе 1:5000 и 1:50000. На
подсчетный план наносят контуры
н-г-ностные, указывают категории скв,
хар-ку коллектоских св-в, результаты
испытаний. Подсчет запасов нефти
объемным методом производится по
формуле:
F – площадь неф-й залежи в пределах внешнего контура нефтеностности. Для определения площади составляют схему опробывания и испытания скв (продольный профиль по мест 20-30 скв). На профиле в соответствии из гипсометрическим положением продольной части разреза наносят результаты испытаний и хар-ку коллекторских св-в по объектам в разв-х скв. Начальное положение ВНК опреде-ют по самому нижнему интервалу из к-го получена н, или по самому верхнему интервалу из к-го получена вода. Если абс отметку по этим объектам не совпадают то проводят на середине расстояния м/д этими обьектами.
На мест ЗС ВНК часто имеет наклонную форму и тогда для опред-я мощности нефтеностности сначала строят карту поверхностей ВНК по результатам АО ВНК получим в результате испытания развед-х скв.
При пересечении изогипсы ВНК с одноименными изогипсами кровли пласта получаем внеш контур нефтеностности. За внешним контуром находится законтурная зона из скв в к-й получена вода поскольку внешний контур опред-т по данным геолого-разведочных работ, то на нек-х участках он может быть не достаточно обоснован. В этих случаях в процессе пробной экспл-и скв, на к-й составляют проект обосновывают опережающее бурение добывающих скв, к-е уточняют положение внешнего контура или подсчетных параметров. Т.е. на стадии реализации проекта пробной эксплуатации могут уточняться подсчетные параметры или параметры для составления дальнейших докумтов на разработку. Аналогичным образом определяют по карте подошве пласта положение внут котура нефтеностности, т.е. на структ-ю карту подошвы наносят те же изогипсы ВНК и при пересечении одноименных опред-ют положение внутр контура нефтеностности. В его пределах должны находиться скв в к-х Нэф = Ннеф. насыщ. Внут контур хар-т чисто неф-ю часть залежи ЧНЗ. При положении контура с обоих карт опред-т размеры ВНЗ. Чем меньше углы падения пластов, тем больше размеры ВНЗ. ВНЗ неф-я тощина изменяется внешним контуром и нулевые изопахиты опред-т площадь мест. Эти контуры наносят на подсчетные план. В начале по керну, ГИС и результатам испытаний опред-т Н неф.насыщ во всех свк, затем строят карту Нэф.н, затем опред-т h – средневзвешенную нефтенасыщенную толщину пласта. Кп – коэф открытой пористости пород. Его опред-т путем сопоставления пористости опред-й по керну и ГИС. Это необходимо, т.к. при высоких значениях пористости отсутствует вынос керна. И поэтому путем сопоставления можно опред-ть к-я была пористость в тех интервалах, где отсутствует вынос керна.
После этого строят карту пористости и определяют h. Кн – коэф нефтеностности пород. Его опред-т по керну 2-мя способами: 1. Кн=Vн/ Vпор= д.ед
2. Кн=1-Кост.водонас.
ρн- плотность пласт нефти (опред-т по глуб пробам н, к-ю отбирают с сох-ем пластовых условий)
θ – пересчетный коэф для перевода объема н из пласт. условий в поверхностные в связи с выделением газа и усадки нефти. Θ=1/b , b= Vпл.н/ Vн. на поверх.
ηн – Кохв*Квыт
ηн - коэф нефтеотдачи. Определяют по керну.