Подсчет запасов нефти объемным методом

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

          Часть балансовых запасов нефти, которая может быть извле­чена из недр, - извлекаемые запасы - определяется с помощью коэффициента извлечения kи.н:     Qн.и. = Qн.н  kи.н. 

Ищи здесь, есть все, ну или почти все

Архив блога