- •Содержание
- •1. Введение
- •Геометризация залежи массивного типа
- •1.2. Основные понятия и определения
- •2. Цель
- •3. Исходные данные для подсчёта запасов нефти и газа в нефтяной залежи объёмным методом.
- •4. Методическая последовательность подсчёта запасов нефти и газа объёмным методом
- •5. Содержание отчёта
- •6. Контрольные вопросы
- •7. Библиографический список
- •Нефтепромысловое дело. Поиск и разведка нефти и газа
- •443100, Г. Самара, ул. Молодогвардейская, 224. Главный корпус
- •443100, Г. Самара, ул. Молодогвардейская, 224. Корпус №8
4. Методическая последовательность подсчёта запасов нефти и газа объёмным методом
Объёмный метод подсчёта запасов подразделяется на несколько вариантов: собственно объёмный, объёмно-статистический, метод изолиний, объёмно-весовой и гектарный методы.
Для производства работ по подсчёту запасов нефти и газа объёмным методом проводится детальная корреляция разрезов скважин, на основании которой выявляется детальное строение залежей и местоскопления в целом. Этот метод применим к сводовым залежам, как правило, несложного строения.
Суть метода заключается в определении объёма ловушки, в которой заключена залежь УВ и определении объёма порового (пустотного) пространства залежи, занятого углеводородами в пластовых условиях.
При расчёте запасов УВ в целом по местоскоплению суммируются запасы УВ по каждой залежи. Как правило, границы залежей и их параметры характеризуются собственными фактическими данными и существенно отличаются друг от друга. Нередко в одном местоскоплении встречается несколько залежей, отличающихся литологией продуктивных пластов (терригенные или карбонатные пласты), коллекторскими свойствами (однородные пласты либо с замещением коллекторов глинами), степенью насыщенности ловушки УВ (коэффициент заполнения ловушки: 1,0; 0,5; 0,3 и т. д.), свойствами нефти (легкой газонасыщенной, плотной высоковязкой, легкой, но парафинистой и т. д.) и др.
Для примера рассмотрим формулу расчёта геологических запасов нефти собственно объёмным методом для сводовой залежи простого строения (на ненарушенной структуре):
Qг бал. = F · hэф.· m · γ · в · f, где (1)
Qг бал. – геологические балансовые запасы нефти в тыс. тонн;
F – площадь нефтеносности, м2 (по ВНК);
hэф. – эффективная нефтенасыщенная мощность, м;
m – открытая пористость, доли единицы;
γ – плотность нефти, кг/м3;
в – нефтенасыщенность, доли единицы;
f – коэффициент усадки, доли единицы (поправка для перевода объёма нефти из пластовых условий в поверхностные).
Qиз. = Qг бал. · Кн, где (2)
Qиз. – извлекаемые запасы нефти;
Кн – коэффициент нефтеотдачи; доли единицы.
Остаточные балансовые запасы нефти на 01.01.2011г. составят
Qбал. ост. = Qбал. – Qдоб., где (3)
Qдоб – количество добытой нефти с начала разработки на анализируемую дату, тыс. т.;
Остаточные извлекаемые запасы на 01.01.2011г. составляют:
Qизвл. ост. = Qизвл. – Qдоб.. (4)
Расчёт балансовых, извлекаемых, остаточных запасов газа в млн. м3:
Vбал. нач. = Qг бал. · Г, где (5)
Г – газовый фактор по пласту, нм3/т.
Vбал.. извл. = Q бал. извл. · Г, где (6)
Vбал.. извл. – начальные извлекаемые запасы газа.
Остаточные балансовые запасы газа на 01.01.2011г.
Vбал. ост. = Qбал. ост. · Г, (7)
Остаточные извлекаемые запасы газа на 01.01.2011г.
Vизвл. ост. = Qизвл. ост. · Г. (8)
Добытый газ, млн. м3 на 01.01.2011г.
Vдобытый = Q доб. · Г. (9)