Методика подсчета запасов нефти

Запасы нефти подсчитываются объемным методом по формул е:

Qб=S*h*Kп*Кн*Кy*ρн,

где Qб-балансовые запасы нефти, т;

S-площадь нефтеносности, м²;

H - средняя нефтенасыщенная толщина пласта, м;

Kп – коэфф-т открытой пористости, доли ед.;

Кн - коэфф-т нефтенасыщенности, доли ед.;

Кy – пересчетный коэфф-т, учитывающий усадку пластовой нефти в поверхностных условиях,доли ед.;

ρн – плотность нефти на поверхности, кг/м³.

Площадь нефтеносности определяется на подсчетном плане в пределах внешнего контура нефтеносности.

Эффективная нефтенасыщенная толщина для подсчета запасов определяется по комплексу промыслово-геофиз. исследований скважин.

Средневзвешанное рассчитывается по карте нефтенасыщенной толщины по формуле:

h_n=(h₁*f₁+ h₂*f₂ +…+ h_n*f_n)/ (f₁+f₂+f_n),

где h_n - средневзвешанная эффективная нефтенасыщенная толщина, м;

f₁+f₂+f_n –площади участков пласта, заключенные между соседними изопахитами;

h₁, h₂, h_n- средняя нефтенасыщенная толщина между двумя изопахитами, м.

Коэфф-т открытой пористости определяется по керну и результатам промыслово-геофиз. исследований.

Коэфф-т нефтенасыщенности определяется на основании расчета остаточной водонасыщенности по керну илипромыслово-геофиз данным. Пересчетный коэфф-т – величина, обратная объемному коэфф-ту. Он определяется по результатам лабораторных исследований глубинных проб нефти. Пересчетный коэфф-т рассчитывается по формуле:

Кy=1/b,

где b-объемный коэфф-т, доли ед.

Плотность нефти определяется при лабораторном анализе проб нефти, отобранных на устьях скважин в стандартных условиях (0,1 МПа, +20^оС). Извлекаемые запасы нефти рассчитываются по формуле:

Qн=Qб*Ки,

где Qн - извлекаемые запасы нефти,т;

Kи – коэфф-т извлечения нефти, доли ед.

Коэфф-т извлечения нефти рассчитывается несколькими методами, которые можно объединить в 2 группы:

Первая группа включает методы, использующие различные геолого-физ. и технологические параметры, позволяющие получать вероятные значения прогнозного коэфф-та извлечения. Это методы анологии, статистические и эмпирические.

Вторая группа объединяет методы расчета динамики добычи и конечной величины извлекаемых запасов проектируемого эксплуатационного объекта. Это гидродинамические, экстраполяционные методы, основанные на принципе матер. баланса.

Под коэффициентом вытеснения понимается отношение объема вытесненной нефти к начальному объему ее в породе-коллекторе при длительной и интенсивной промывке пористой среды до полного прекращения выноса нефти в свободном состоянии. Этот коэфф-т определяется в лабораторных условиях по керну (из изучаемого объекта) и показывает предельно достижимую величину извлечения нефти для данного образца породы.

Коэфф-т охвата вытеснения показывает отношение объема полостей, охваченных процессом фильтрации, ко всему объему полостей в пределах залежи. Этот коэфф-т показывает потери нефти вследствие неоднородности коллекторов и зависит от плотности сетки скважин и особенностей их расположения на площади залежи.

Коэфф-т заводнения представляет собой отношение объема промытой части пустотного пространства ко всему объему этого пространства, первоначально насыщенного нефтью.