3.Методы подсчета запасов нефтяного месторождения.

Для подсчета запасов нефти используют следующие методы:

объемный, статистический и материального баланса

МЕТОД МАТЕРИАЛЬНОГО БАЛАНСА ПОДСЧЕТА ЗАПАСОВ НЕФТИ

Запасы нефти, содержащиеся в залежи, определяются на основе изучения изменений основных показателей разработки, а также физических свойств нефти, воды и породы в зависимости от снижения давления в процессе разработки залежи. Отборы нефти, растворенного газа и воды, закачка воды и газа в залежь вызывают непрерывное перераспределение флюидов вследствие изменения пластового давления. При этом, баланс между количеством УВ, содержавшихся в залежи до начала разработки, и количеством УВ добытых и ещё оставшихся в недрах, не нарушается.

Следовательно, подсчет запасов нефти методом материального баланса базируется на принципе сохранения материи применительно к залежам УВ.

СТАТИСТИЧЕСКИЙ МЕТОД (МЕТОД КРИВЫХ) ПОДСЧЕТА ЗАПАСОВ НЕФТИ

Впервые этот метод применил А.М. Коншин в 1892 году, также он использовал метод удельных плотностей запасов для оценки запасов нефти на неразведанных участках.

Этот метод основан на изучении кривых падения дебита скважин. При построении различного рода кривых изучается статистический материал о добыче за прошлое время, выявляется влияние на дебит тех или иных факторов.

Характер выявленных закономерностей служит основой для построения кривых и их экстраполяции для определения добычи и расчета запасов нефти.

ОБЪЕМНЫЙ МЕТОД ПОДСЧЕТА ЗАПАСОВ НЕФТИ

Этот метод является основным и основан на определении массы нефти, приведенной к стандартным условиям, в насыщенных ими объемах пустотного пространства пород-коллекторов, слагающих залежи нефти или их части. Он применим для подсчета запасов нефти при любом режиме работы залежи в контуре любой категории запасов.

Если внутри продуктивного пласта (горизонта) выделено два или более проницаемых пропластков (пластов), отличающихся друг от друга коллекторскими свойствами, то запасы подсчитываются по каждому их них в отдельности.

Если в пределах залежи выделяется несколько категорий запасов, то запасы подсчитываются по каждой категории в отдельности.

Запасы залежи в целом определяются суммированием запасов отдельных категорий.

Для подсчета запасов нефти применяют формулу:

Q н бал = F. h н . k п о. k н . q.r н ;

Q н извл = Q н бал . h ;

q = 1 / b

где Q н бал - балансовые запасы нефти, тыс. т;

F – площадь нефтеносности, тыс. м2;

h н - средневзвешенная нефтенасыщенная толщина, м;

k п о – коэффициент открытой пористости, доли ед.;

k н - коэффициент нефтенасыщенности, доли ед.;

q - пересчетный коэффициент, доли ед.;

r н – плотность нефти в поверхностных условиях, доли ед.;

Q н извл - извлекаемые запасы нефти, тыс. т;

h - коэффициент нефтеотдачи, доли ед.;

b – объемный коэффициент пластовой нефти, доли ед.

Площадь нефтеносности F контролируется внешним контуром нефтеносности и границами распространения проницаемых прослоев.

Контуры распространения запасов отдельных категорий переносят с подсчетных планов на карты эффективных и нефтенасыщенных толщин, на основе которых рассчитывают F и h н. Подсчетные планы составляют на основе структурной карты по кровле проницаемой части продуктивного пласта.

Эффективная нефтенасыщенная толщина определяется по данным комплекса ГИС с привлечением керна и результатов опробования скважин. По этим данным определяются положение ВНК, кондиционные значения пористости и проницаемости.

Средневзвешенная нефтенасыщенная толщина h н определяется внутри контура запасов каждой категории и вычисляется как средневзвешенная по площади.

Для определения объема порового пространства объем нефтенасыщенной части пласта-коллектора F и h н умножают на среднее значение коэффициента открытой пористости k п о.

Для определения объема нефти, содержащейся в залежи в пластовых условиях, необходимо объем порового пространства F h н k п о умножить на коэффициент нефтенасыщенности k н .

Для определения количества нефти, содержащейся в залежи, полученный объем F h н k п о k н умножаем на плотность нефти r н.

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 (q = 1 / b), учитывающего усадку нефти.

В результате перемножения рассмотренных параметров и коэффициентов получают балансовые запасы нефти.

Для получения извлекаемых запасов нефти необходимо балансовые запасы умножить на коэффициент нефтеотдачи h, равный отношению извлекаемых запасов к балансовым.зрушить эмульсию в трубопроводе. Для каждого состава нефти подбирают наиболее эффективныедеэмульгаторы