Картопостроение и Подсчет запасов нефти объемным методом

КАРТОПОСТРОЕНИЕ И ПОДСЧЕТ ЗАПАСОВ НЕФТИ ОБЪЕМНЫМ МЕТОДОМ

 

МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ

к лабораторным занятиям и самостоятельной работе
по дисциплине "Проектирование и анализ разработки

нефтяных месторождений"

для студентов очного и заочного обучения по специальности:

130503 – «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»

 

Часть 1

 

Тюмень 2011 г.

Утверждено редакционно-издательским советом

Государственного образовательного учреждения высшего профессионального образования

«ТЮМЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

 

© Государственное образовательное учреждение

высшего профессионального образования

«Тюменский государственный нефтегазовый университет»

 

Тюмень 2011

ВВЕДЕНИЕ

Настоящие методические указания предназначены для изучения студентами методики объемного метода подсчета запасов нефти и растворенного газа, основных принципов обработки информации и основных понятий, используемых в процессе подсчета запасов.

В данных методических указаниях излагаются некоторые методы обработки информации для построения карт и подсчета запасов нефти объемным методом, в том числе координат скважин, отметок глубины залегания кровли и подошвы продуктивного пласта, глубины залегания водонефтяного контакта, и др.

Задания, предложенные в данной работе, направлены на расширение представления студентов о таких элементах проектирования разработки нефтяных месторождений, как построение графических карт и подсчет начальных запасов нефти, о закономерной зависимости получаемых в процессе подсчета запасов нефти результатов от качества входящей информации, а также на овладение основными терминами и понятиями, используемыми при этом. В результате выполнения заданий студент должен изучить и освоить методики основных расчетов, применяемых при построении карт и подсчете запасов.

1. Общие сведения

Сущность объемного метода

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.

Величину этих объемов получают путем умножения горизон­тальной проекции площади залежей нефти на среднее значение вертикальной эффективной нефтенасыщенной толщины пласта, на среднее значение коэффици­ента открытой пористости и на среднее значение коэффициен­та нефтенасыщенности.

В пустотном пространстве пород-коллекторов, насыщенных нефтью, в пластовых условиях нефть содержит растворенный газ. Для приведения объема пластовой нефти к объему нефти, дегази­рованной при стандартных условиях, используется среднее значе­ние пересчетного коэффициента q, учитывающего усадку нефти.

Подсчет балансовых запасов нефти, содержа­щихся в залежи, производится объемным методом по формуле:

 

Q_Н^БАЛ=F∙H∙K_П ∙К_Н ∙q ∙r, (1)

где Q_Н^БАЛ - балансовые запасы нефти, тыс. т;

F - площадь нефтеносности, тыс. м³;

H - нефтенасыщенная толщина, м;

K_П - коэффициент пористости, д.ед.;

К_Н - коэффициент нефтенасыщенности, д.ед.;

q - пересчетный коэффициент, д.ед.;

r - плотность нефти в стандартных условиях, т/м³.

При этом вы­ражение F∙H определяет объем коллекторов залежи, F∙H∙K_П - объем пустотного пространства пород, F∙H∙K_П∙К_Н - объем пустотного пространства пород-коллекторов, насыщенных нефтью.

Объемный метод можно считать практически универсальным для подсчета запасов любой залежи или ее части при любой сте­пени изученности. Внешне он представляется довольно простым, однако эта простота таит в себе множество проблем. Основные проблемы объемного метода заключаются в своевременном выяв­лении особенностей геологического строения залежи и объектив­ном определении параметров, характеризующих объем пустотного пространства, насыщенного нефтью или свободным газом.

Любая залежь представляет собой сложный объект. Его слож­ность обусловлена типом пустотного пространства пород-коллекто­ров и условиями залегания их в ловушке, типом самой ловушки, характером насыщения пустотного пространства и его изменчиво­стью по площади и разрезу, взаимосвязанностью параметров, ус­ловиями залегания флюидов в недрах и т.п.. По существу объек­тивное выявление каждого из перечисленных факторов представ­ляется проблемой, которая нередко усложняется недостаточно­стью и низким качеством фактических данных.

Запасы растворенного газа определяются умножением соответствующих запасов нефти на принятое среднее газосодержание (м³/т).

Площадь нефтеносности

Площадь нефтеносности для каждой залежи определяется исходя из принятых отметок ВНК на подсчетных планах, совмещенных со структурными картами по кровле коллекторов соответствующих пластов. Структурные карты по кровле коллекторов составлены в масштабе 1:25000, исходя из отметок кровли верхнего и подошвы нижнего проницаемых прослоев продуктивных пластов.

При структурных построениях учитываются все скважины, числящиеся на балансе месторождения, а также могут привлекаться скважины, расположенные за пределами границ лицензионного участка и числящиеся на соседних месторождениях. Границы залежи в приконтурных скважинах проводятся с учетом характера насыщения конкретно по каждой скважине.

Достоверность определения площадей нефтеносности для залежей определяется, прежде всего, достоверностью структурных карт по кровле (подошве) коллекторов, а для залежей с литологическим экраном - от достоверности этого экрана.

Внешние и внутренние контуры нефтеносности проводятся на структурных картах соответственно по кровле и подошве коллекторов, исходя из принятых при подсчете запасов положений ВНК по ближайшим скважинам.

Замеры площадей проводятся раздельно по зонам (нефтяная, водонефтяная), по участкам с запасами разных категорий (С1, C2), с учетом карты водоохранных зон.

Плотность нефти

Этот подсчетный параметр определяется по результатам исследования поверхностных и глубинных проб нефтей. В последнем случае плотность дегазированной нефти замеряется после однократной и ступенчатой сепарации.

Поскольку реальный процесс разгазирования нефти на промысле соответствует ступенчатой сепарации, то при подсчете запасов величина плотности нефти, а также взаимосвязанные с ней параметры (объемный коэффициент и газосодержание), принимаются по результатам исследования глубинных проб нефти способом ступенчатой сепарации.

Для пластов, по которым глубинные пробы нефти не отбирались, плотность нефти принимается по аналогии со сходными пластами этого или ближайших месторождений, при условии сходства физико-химических свойств нефти и единого поля нефтеносности по структурно-тектоническим построениям продуктивного пласта.

Пересчетный коэффициент

Для учета изменения объема нефти при переходе от пластовых к поверхностным условиям в формулу подсчета запасов вводится пересчетный коэффициент. Величина пересчетного коэффициента зависит главным образом от газосодержания и определяется по результатам исследования глубинных проб пластовых нефтей по величине объемного коэффициента или усадки, с которыми пересчетный коэффициент связан следующими соотношениями:

, (2)

где

Q - пересчетный коэффициент, доли единицы;

b - объемный коэффициент, доли единицы;

ε -усадка нефти, доли единицы.

Газовый фактор

Газосодержание пластовых нефтей обычно определяется экспериментальным путем разгазирования глубинных проб и непосредственно на скважинах по результатам замеров дебита газа через трап при испытании.

Вторая величина существенно отличается от первой по всей вероятности из-за неточности определения объема газа при испытании. При пробной эксплуатации замер газового фактора не производился.

Категорийность запасов

Категорийность запасов нефти, а также растворенного в ней газа определяется согласно требований «Классификация запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов Нефти и горючих газов", 1983 г. и "Временной классификации запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов", утвержденной приказом МПР №126 от 7.02.2001 г.

При выделении категорий, помимо степени изученности параметров на рассматриваемом месторождении, учитывается сходство характеристик коллекторов, физико-химического состава нефтей и условий залегания залежей соседних месторождений, запасы которых утверждены в ГКЗ.

Категория А - запасы залежи (ее части), изученной с детальностью, обеспечивающей полное определение типа, формы и размеров залежи, эффективной нефте- и газонасыщенной толщины, типа коллектора, характера изменения коллекторских свойств; нефте- и газонасыщенности продуктивных пластов, состава и свойств нефти, газа и конденсата, а также основных особенностей залежи, от которых зависят условия ее разработки (режим работы, продуктивность скважин, пластовые давления, дебиты нефти, газа и конденсата, гидропроводность и пьезопроводность и другие).

3апасы категории А подсчитываются по залежи (ее части) разбуренной в соответствии с утвержденным проектом paзработки месторождения нефти или газа.

Категория В - запасы залежи (ее части), нефтегазоносность которой установлена на основании полученных промышленных притоков нефти или газа в скважинах на различных гипсометрических отметках. Тип, форма и размеры залежи, эффективная нефте- и газонасыщенная толщина, тип коллектора, характер изменения коллекторских свойств, нефте- и газонасыщенность продуктивных пластов, состав и свойства нефти, газа и конденсата в пластовых и стандартных условиях и другие параметры, а также основные особенности залежи, определяющие условия ее разработки, изучены в степени, достаточной для составления проекта разработки залежи.

Запасы категории В подсчитываются по залежи (ее части), разбуренной в соответствии с утвержденной технологической схемой разработки месторождения нефти или проектом опытно-промышленной разработки месторождения газа.

Категория C1 - запасы залежи (ее части), нефтегазоносность которой установлена на основании полученных в скважинах промышленных притоков нефти или газа (часть, скважин опробована испытателем пластов) и положительных результатов геологических и геофизических исследований в неопробованных скважинах.

Тип, форма и размеры залежи, условия залегания вмещающих нефть и газ пластов-коллекторов установлены по результатам бурения разведочных и эксплуатационных скважин и проверенными для данного района методами геологических и геофизических исследований. Литологический состав, тип коллектора, коллекторские свойства, нефте- и газонасыщенность, коэффициент, вытеснения нефти, эффективная нефте- и газонасыщенная толщина продуктивных пластов изучены по керну и материалам геофизических исследований скважин. Состав и свойства нефти, газа и конденсата в пластовых и стандартных условиях изучены по данным опробования скважин. По газонефтяным залежам установлена промышленная ценность нефтяной оторочки. Продуктивность скважин, гидропроводность и пьезопроводность пласта, пластовые давления, температура, дебиты нефти, газа и конденсата изучены по результатам испытания и исследования скважин. Гидрогеологические и геокриологические условия установлены по результатам бурения скважин и по аналогии с соседними разведанными месторождениями.

Запасы категории С1 подсчитываются по результатам геолого-разведочных работ и эксплуатационного бурения и должны быть изучены в cтeпeни, обеспечивающей получение иcxoдныx дaнныx для составления технологической схемы разработки месторождения нефти или проекта опытно-промышленной разработки месторождения газа.

Категория С2 - запасы залежи (ее части), наличие которых обосновано данными геологических и геофизических исследований:

- неразведанных частях залежи, примыкающих к участкам с запасами более высоких категорий;

- в промежуточных и вышезалегающих неопробованных пластах разведанных месторождений.

Форма и размеры залежи, условия залегания, толщина и коллекторские свойства пластов, состав и свойства нефти, газа и конденсата определены в общих чертах по результатам геологических и геофизических исследований с учетом данных по более изученной части залежи или по аналогии с разведанными месторождениями

Запасы категории С2 используются для определения перспектив месторождения, планирования геологоразведочных работ или геолого-промысловых исследований при переводе скважин на вышележащие пласты и частично для проектирования разработки залежей.

Категория С3 - перспективные ресурсы нефти и газа подготовленных для глубокого бурения площадей, находящихся в пределах нефтегазоносного района и оконтуренных проверенными данного района методами геологических и геофизических исследований, а также не вскрытых бурением пластов разведанных месторождений, если продуктивность их установлена на других месторождениях района.

Форма, размер и условия залегания залежи определены в общих чертах по результатам геологических и геофизических исследований, а толщина и коллекторские свойства пластов, состав и свойства нефтей или газа принимаются по аналогии с разведанными месторождениями.

Перспективные ресурсы нефти и газа используются при плани-ровании поисковых и разведочных работ и прироста запасов категории С1 и С2.

Категория Д1 - прогнозные ресурсы нефти и газа литолого-сратигра-фических комплексов, оцениваемые в пределах крупных peгиональных структур с доказанной промышленной нефтегазоносностью.

Количественная оценка прогнозных ресурсов нефти и газа категории Д1 производится по результатам региональных геологических и геохимических исследований и по аналогии с разведанными месторож-дениями в пределах оцениваемого региона.

Категория Д2 - прогнозные ресурсы нефти и газа литолого- стратиграфических комплексов, оцениваемые в пределах крупных региональных структур, промышленная нефтегазоносность которых еще не доказана. Перспективы нефтегазоносности этих комплексов прогнозируются на основе данных геологических, геофизических и геохимических исследований. Количественная оценка прогнозных ресурсов этой категории производится по предположительным параметрам на основе общих геологических представлений и по аналогии с другими, более изученными регионами, где имеются разведанные месторождения нефти и газа.

Геометризация залежей нефти

Построение структурных карт

Структурные карты показывают наглядное изображение форм подземного рельефа и позволяют определить границы залежи в пространстве. Построение структурных карт по кровле и подошве продуктивного пласта при подсчете запасов является обязательным и проводится с использованием данных эксплуатационного и поисково-разведочного бурения, а также результатов сейсморазведки и ГИС. Построение структурных карт по кровле (подошве) горизонта производится путем совместной интерполяции отметок кровли (подошвы) по скважинам и отметок кровли (подошвы) отражающего горизонта по данным сейсморазведки.

Высота сечения изолиний при построении структурных карт выбирается с учетом масштаба проводимых построений, крутизны залегания пород и требуемой детальности изображения.

Вопросы к защите лабораторной работы.

1) Сущность объемного метода подсчета запасов.

2) Формула и подсчетные параметры объемного метода.

3) Основные проблемы применения объемного метода.

4) Определение площади нефтеносности залежи.

5) Определение средней эффективной нефтенасыщенной толщины.

6) Оценка коэффициентов открытой пористости и нефтенасыщенности.

7) Определение плотности нефти, пересчетного коэффициента, газового фактора (газосодержания).

8) Категории запасов: А, В.

9) Категории запасов: С1, С2.

10) Категории запасов: С3, Д1, Д2.

11) Построение структурных карт.

12) Обоснование положения флюидальных контактов

13) Построение карт эффективных нефтенасыщенных толщин.

14) Подсчет запасов на стадии поиска.

15) Подсчет запасов на стадии оценки.

16) Подсчет запасов по завершении разведочного этапа.

17) Подсчет запасов на разрабатывающихся залежах.

 

Приложения

Приложение П.1.1

Данные для проведения расчетов

 

Глубина ВНК	Вариант
-2708
-2710
-2712
-2714
-2716
-2718
Песчанистость, д.ед.	0,72	0,75	0,78	0,81	0,84	0,87
Пористость, д.ед.	0,21	0,20	0,19	0,18	0,17	0,16
Нефтенасыщенность, д.ед.	0,50	0,55	0,60	0,65	0,70	0,75
Пересчетный коэффициент, д.ед.	0,90	0,87	0,84	0,81	0,78	0,75
Плотность нефти в ст. у., т/м^3	0,83	0,82	0,81	0,80	0,79	0,78

 

 

Приложение П.1.2

Данные для картопостроения

 

№	X, м	Y, м	Тип	Глубина кровли, м	Глубина подошвы, м
			Добывающие	-2716,8	-2720,3
			Добывающие	-2716,1	-2718,7
			Добывающие	-2716,5	-2719,9
			Добывающие	-2716,3	-2720,4
			Нагнетательные	-2712,8	-2717,3
			Нагнетательные	-2712,3	-2718,0
			Добывающие	-2716,4	-2720,3
			Добывающие	-2708,5	-2714,8
			Добывающие	-2716,8	-2720,0
			Добывающие	-2712,3	-2717,9
			Добывающие	-2708,8	-2715,6
			Добывающие	-2716,8	-2720,6
			Нагнетательные	-2716,8	-2720,5
			Нагнетательные	-2704,3	-2712,6
			Нагнетательные	-2712,6	-2718,4
			Нагнетательные	-2716,8	-2720,0
			Добывающие	-2716,0	-2719,3
			Добывающие	-2708,3	-2715,0
			Добывающие	-2708,6	-2715,7
			Добывающие	-2712,1	-2717,1
			Добывающие	-2720,4	-2723,3
			Добывающие	-2712,3	-2717,8
			Добывающие	-2704,1	-2713,4
			Добывающие	-2708,2	-2714,9
			Добывающие	-2724,8	-2728,7
			Нагнетательные	-2712,2	-2717,1
			Нагнетательные	-2704,0	-2711,5
			Нагнетательные	-2705,0	-2714,8
			Нагнетательные	-2712,4	-2716,6
			Добывающие	-2716,5	-2720,1
			Добывающие	-2708,3	-2715,4
			Добывающие	-2700,3	-2711,2
			Добывающие	-2708,4	-2716,1
			Добывающие	-2712,1	-2716,0
			Добывающие	-2704,6	-2714,1
			Добывающие	-2700,5	-2711,6
			Добывающие	-2708,6	-2713,3
			Нагнетательные	-2712,1	-2717,5
			Нагнетательные	-2704,5	-2715,1
			Нагнетательные	-2704,3	-2711,8
			Добывающие	-2716,1	-2720,4
			Добывающие	-2704,4	-2713,6
			Добывающие	-2704,4	-2714,2
			Добывающие	-2708,1	-2712,0
			Добывающие	-2708,1	-2715,5
			Добывающие	-2708,1	-2717,5
			Добывающие	-2708,0	-2712,9
			Добывающие	-2716,7	-2720,2
			Нагнетательные	-2712,2	-2717,5
			Нагнетательные	-2708,1	-2716,6
			Нагнетательные	-2708,9	-2716,1
			Нагнетательные	-2712,5	-2717,1
			Добывающие	-2716,5	-2719,9
			Добывающие	-2708,6	-2716,5
			Добывающие	-2712,2	-2719,7
			Добывающие	-2712,0	-2715,8
			Добывающие	-2724,8	-2727,9
			Добывающие	-2712,3	-2716,7
			Добывающие	-2712,5	-2719,2
			Добывающие	-2712,9	-2718,0
			Добывающие	-2712,0	-2715,6
			Нагнетательные	-2720,9	-2723,6
			Нагнетательные	-2712,2	-2717,4
			Нагнетательные	-2720,7	-2724,4
			Нагнетательные	-2716,7	-2720,3
			Добывающие	-2720,7	-2724,5
			Добывающие	-2720,7	-2724,2
			Добывающие	-2716,3	-2719,0
			Добывающие	-2720,6	-2723,5

Приложение П.1.3

Оформление структурной карты по кровле пласта

Приложение П.1.4

Оформление карты начальных эффективных нефтенасыщенных толщин

Заключение

 

Освоение навыка построения графических карт и подсчета начальных запасов нефти объемным методом, и выполнение предложенных в методических указаниях работ расширит представление студентов об исходной информации и основах для дальнейшего проектирования и анализа разработки нефтяных месторождений и позволит им применить полученные навыки в последующем в практической деятельности.

 

Список литературы

 

1. Бжицких Т.Г. Подсчет запасов и оценка ресурсов нефти и газа: учебное пособие / Томск: ТПУ, 2011. – 263 с.

2. Быбочкин А.М. и др. Инструкция по применению классификации запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов. Инструкция о содержании, оформлении и порядке предоставления в государственную комиссию по запасам полезных ископаемых при совете министров СССР (ГКЗ СССР) материалов по подсчету запасов нефти и горючих газов / Москва: ГКЗ, 1984 г. – 65 с.

 

8. Оглавление:

 

ВВЕДЕНИЕ..........................................................................................................3

1. Общие сведения...............................................................................................4

1.1. Сущность объемного метода….........................................................4

1.2. Категорийность запасов.....................................................................8

1.3. Геометризация залежей нефти........................................................10

1.4. Подсчет запасов нефти на разных стадиях изученности..............12

2. Задание для выполнения лабораторной работы.........................................15

3. Порядок выполнения лабораторной работы...............................................15

5. Вопросы к защите лабораторных работ......................................................17

6. Приложения...................................................................................................18

7. Заключение.....................................................................................................22

8. Список литературы........................................................................................22

 

МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ к лабораторным занятиям и самостоятельной работе по дисциплине «Проектирование и анализ разработки нефтяных месторождений» для студентов очного и заочного обучения по специальности: 130503 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»

 

 

Подписано в печать__________Формат 60х90 1/16. Усл. печ.л.____

Тираж __ экз. Заказ №_______

 

Издательство

государственного образовательного учреждения

высшего профессионального образования

«Тюменский государственный нефтегазовый университет»

625000, г. Тюмень, ул. Володарского, 38

Отдел оперативной полиграфии издательства

625039, г. Тюмень, ул. Киевская, 52

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ

ГОСУДАРСТВЕННОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ

«Тюменский государственный нефтегазовый университет»

 

 

Институт Геологии и Нефтегазодобычи

Кафедра РЭНГМ

МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ

к лабораторным занятиям и самостоятельной работе
по дисциплине " Проектирование и анализ разработки нефтяных и газовых месторождений "

для студентов очного и заочного обучения по специальности:

130503 – «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»

 

Часть 1

 

Зам. нач. УМУ _____________Габышева Л.К. «____»_______________201_г.	Зам. директора ИГиН по УМР ___________Ахмадулин Р.К. «____»_______________201_г.
Председатель РИС _____________Башмаков В.Г. «____»_______________201_г.	Председатель УМК ИГиН ____________Харитонова Т.А. «____»_______________201_г.
Подписи и контактные телефоны авторов: _____________ ________________________	Зав. кафедрой РЭНГМ ____________Грачев С.И. «____»_______________201_г.

 

Тюмень 2011

 

КАРТОПОСТРОЕНИЕ И ПОДСЧЕТ ЗАПАСОВ НЕФТИ ОБЪЕМНЫМ МЕТОДОМ

 

МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ

к лабораторным занятиям и самостоятельной работе
по дисциплине "Проектирование и анализ разработки

нефтяных месторождений"

для студентов очного и заочного обучения по специальности:

130503 – «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»

 

Часть 1

 

Тюмень 2011 г.

Утверждено редакционно-издательским советом

Государственного образовательного учреждения высшего профессионального образования

«ТЮМЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

 

© Государственное образовательное учреждение

высшего профессионального образования

«Тюменский государственный нефтегазовый университет»

 

Тюмень 2011

ВВЕДЕНИЕ

Настоящие методические указания предназначены для изучения студентами методики объемного метода подсчета запасов нефти и растворенного газа, основных принципов обработки информации и основных понятий, используемых в процессе подсчета запасов.

В данных методических указаниях излагаются некоторые методы обработки информации для построения карт и подсчета запасов нефти объемным методом, в том числе координат скважин, отметок глубины залегания кровли и подошвы продуктивного пласта, глубины залегания водонефтяного контакта, и др.

Задания, предложенные в данной работе, направлены на расширение представления студентов о таких элементах проектирования разработки нефтяных месторождений, как построение графических карт и подсчет начальных запасов нефти, о закономерной зависимости получаемых в процессе подсчета запасов нефти результатов от качества входящей информации, а также на овладение основными терминами и понятиями, используемыми при этом. В результате выполнения заданий студент должен изучить и освоить методики основных расчетов, применяемых при построении карт и подсчете запасов.

1. Общие сведения

Сущность объемного метода

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.

Величину этих объемов получают путем умножения горизон­тальной проекции площади залежей нефти на среднее значение вертикальной эффективной нефтенасыщенной толщины пласта, на среднее значение коэффици­ента открытой пористости и на среднее значение коэффициен­та нефтенасыщенности.

В пустотном пространстве пород-коллекторов, насыщенных нефтью, в пластовых условиях нефть содержит растворенный газ. Для приведения объема пластовой нефти к объему нефти, дегази­рованной при стандартных условиях, используется среднее значе­ние пересчетного коэффициента q, учитывающего усадку нефти.

Подсчет балансовых запасов нефти, содержа­щихся в залежи, производится объемным методом по формуле:

 

Q_Н^БАЛ=F∙H∙K_П ∙К_Н ∙q ∙r, (1)

где Q_Н^БАЛ - балансовые запасы нефти, тыс. т;

F - площадь нефтеносности, тыс. м³;

H - нефтенасыщенная толщина, м;

K_П - коэффициент пористости, д.ед.;

К_Н - коэффициент нефтенасыщенности, д.ед.;

q - пересчетный коэффициент, д.ед.;

r - плотность нефти в стандартных условиях, т/м³.

При этом вы­ражение F∙H определяет объем коллекторов залежи, F∙H∙K_П - объем пустотного пространства пород, F∙H∙K_П∙К_Н - объем пустотного пространства пород-коллекторов, насыщенных нефтью.

Объемный метод можно считать практически универсальным для подсчета запасов любой залежи или ее части при любой сте­пени изученности. Внешне он представляется довольно простым, однако эта простота таит в себе множество проблем. Основные проблемы объемного метода заключаются в своевременном выяв­лении особенностей геологического строения залежи и объектив­ном определении параметров, характеризующих объем пустотного пространства, насыщенного нефтью или свободным газом.

Любая залежь представляет собой сложный объект. Его слож­ность обусловлена типом пустотного пространства пород-коллекто­ров и условиями залегания их в ловушке, типом самой ловушки, характером насыщения пустотного пространства и его изменчиво­стью по площади и разрезу, взаимосвязанностью параметров, ус­ловиями залегания флюидов в недрах и т.п.. По существу объек­тивное выявление каждого из перечисленных факторов представ­ляется проблемой, которая нередко усложняется недостаточно­стью и низким качеством фактических данных.

Запасы растворенного газа определяются умножением соответствующих запасов нефти на принятое среднее газосодержание (м³/т).

Площадь нефтеносности

Площадь нефтеносности для каждой залежи определяется исходя из принятых отметок ВНК на подсчетных планах, совмещенных со структурными картами по кровле коллекторов соответствующих пластов. Структурные карты по кровле коллекторов составлены в масштабе 1:25000, исходя из отметок кровли верхнего и подошвы нижнего проницаемых прослоев продуктивных пластов.

При структурных построениях учитываются все скважины, числящиеся на балансе месторождения, а также могут привлекаться скважины, расположенные за пределами границ лицензионного участка и числящиеся на соседних месторождениях. Границы залежи в приконтурных скважинах проводятся с учетом характера насыщения конкретно по каждой скважине.

Достоверность определения площадей нефтеносности для залежей определяется, прежде всего, достоверностью структурных карт по кровле (подошве) коллекторов, а для залежей с литологическим экраном - от достоверности этого экрана.

Внешние и внутренние контуры нефтеносности проводятся на структурных картах соответственно по кровле и подошве коллекторов, исходя из принятых при подсчете запасов положений ВНК по ближайшим скважинам.

Замеры площадей проводятся раздельно по зонам (нефтяная, водонефтяная), по участкам с запасами разных категорий (С1, C2), с учетом карты водоохранных зон.