Подсчет запасов нефти, газа и конденсата объемным методом
Сущность объемного метода
заключается в определении массы нефти или объема свободного газа, приведенных к
стандартным условиям, в насыщенных ими объемах пустотного пространства
пород-коллекторов залежей нефти и газа или их частей.
На любой стадии изученности залежей
процесс подсчета запасов нефти и свободного газа объемным методом включает три
этапа последовательных работ:
1) детальную корреляцию разрезов
скважин с целью выделения в разрезе литолого-стратиграфического комплекса
нефтегазоносных горизонтов, пластов, пропластков и непроницаемых разделов между
ними, а также прослеживание их по площади залежи;
2) выделение типов коллекторов и
определение параметров пласта и насыщающих его флюидов по пластовым
пересечениям в скважинах; на этом этапе в каждой скважине выделяются эффективные
и эффективные нефте(газо)-насыщенные толщины пласта, определяются
коллекторские свойства пластовых пересечений, нефте(газо)-насыщенность, отметки
ВНК и ГВК, параметры нефти в пластовых и поверхностных условиях, начальные
пластовые давление и температура;
3) построение статической модели и подсчет запасов в соответствии
со степенью изученности залежи; этим этапом предусматривается обоснование
отметок ВНК и ГВК залежи в целом, обоснование и выделение границ залежи и
подсчетных объектов и их геометризация, выбор варианта объемного метода и
обоснование параметров подсчета; обоснование границ категорий запасов и составление
подсчетного плана, подсчет балансовых (или забалансовых) запасов по каждому
подсчетному объекту и залежи в целом.
Величину этих объемов получают путем
умножения горизонтальной проекции площади залежей нефти или свободного газа (F) на среднее значение
вертикальной эффективной нефте(газо)-насыщенной толщины пласта hэф.н. на среднее
значение коэффициента открытой
пористости kп.о. и на среднее значение
коэффициента нефтенасыщенности kн. или газонасыщенности kг.. При этом выражение
Fhн.эф определяет объем коллекторов залежи (ее части), Fhн.эф kп.о.—объем пустотного
пространства пород, Fhkп.о.kн. или Fhkп.о.kг. —объемы
пустотного пространства пород-коллекторов, насыщенных соответственно нефтью или
свободным газом.
Для приведения объема пластовой
нефти к объему нефти, дегазированной при стандартных условиях, используется
среднее значение пересчетного коэффициент q
, учитывающего усадку нефти.
С учетом этих параметров объем
нефтяной залежи (ее части) при стандартных условиях будет определяться
выражением
Vн.ст =Fhн.эф kп.о. kн. q
Умножив Vн.ст на
среднее значение плотности нефти r
при стандартных условиях, получим начальные
запасы нефти, содержащиеся в этой залежи или ее части:
Qн.н =Fhн.эф kп.о. kн. q r
Для приведения объема свободного газа, содержащегося в залежи
(ее части), к стандартным условиям используется произведение барического Кр и термического Kт.
коэффициентов: Kр Kт.=[(pо ао - pост aост)/pст ] [(Tо + t ст)/(Tо + tпл)] где ро - среднее начальное пластовое давление в залежи (ее части),
МПа; аo - поправка, обратно пропорциональная
коэффициенту сжимаемости реальных газов Zo при давлении ро; ао=1/Zо; pост - среднее остаточное давление, устанавливающееся в
залежи, когда давление на устье добывающих скважин равно стандартному, МПа; aост - соответствующаяpост поправка на сжимаемость реальных газов,
равная l/Zocт pст -
давление при стандартных, условиях, равное 0,1 МПа; Tо = 273 К; t ст =20°С; tпл - средняя температура в залежи в пластовых условиях, °С.
В соответствии с изложенным формула
для подсчета начальных запасов
свободного газа залежи (ее части) объемным методом имеют следующий вид: Qн.г =Fhг.эф kп.о. kг Kр Kт