ГИС для подсчета запасов

 Как методы ГИС используются для подсчета запасов

Для определения запасов нефти в пласте необходимо знать следующие параметры:

—   площадь S_н нефтенасыщенной части коллектора;

—   эффективную мощность h_эф нефтенасыщенного коллектора в каждой скважине и ее среднее значение h_{эф. ср};

—   пористость k_n и ее среднее значение k_n.ср. в пределах эффек­тивной мощности;

—   нефтенасыщенность k_н и ее среднее значение k_н..ср.;

—   плотность σ_н нефти при стандартных условиях;

—   объемный коэффициент b_н, равный отношению объемов нефти в пластовых и стандартных условиях;

—   вероятное значение коэффициента β_н вытеснения нефти из коллектора и его среднее значение β_н.ср..

По перечисленным параметрам определяют геологические и извлекаемые за­пасы  нефти

                       Q_геол  = (σ_н / b_н) S_н h_{эф. ср} k_н..ср k_n.ср.

 

                    Q_извл  = (σ_н / b_н) S_н h_{эф. ср} k_н..ср k_n.ср. β_н..

 

Геологические запасы газа:  V_геол  =  S_г h_{эф. ср} k_г..ср k_n.ср. α_т  ( pz_г - p_кz_г.к.),        

где S_г — площадь газоносной части коллектора; h_{эф. ср,} k_n.ср.,k_г..ср — средние значения эффективной мощности, пористости и газонасыщенности коллектора в пределах газоносной части; α_т  = 293/Т — поправка за приведение объема газа от пластовой температуры Т (в К) к температуре 293 К; р и р_к — пластовые давления в начальный и конечный периоды разработки;  z_{г ,} z_г.к  — коэффициенты сжимаемости газов в начальный и конечный периоды разработки.

Извлекаемые запасы газа определяют путем умножения геоло­гических запасов на коэффициент β_г газоотдачи, который изме­няется от 0,8 до 0,99.

Большинство параметров определяют по геофизическим материалам (h_эф., k_г., k_n, k_н) или по комплексу данных ГИС  и результатам испытаний (положению контактов между флюидами, построению структурных карт для определения S_н  и S_г). Остальные параметры находят с помощью испытаний скважин и лабораторных исследований отобранных проб нефти и газа.