Объемный метод подсчета запасов нефти

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.

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.

Для подсчета запасов нефти применяют следующую формулу:

, (2.1)

где: Q – извлекаемый (промышленный) запас нефти (в тоннах);

F – площадь нефтеносности, м²;

h – нефтенасыщенная мощность пласта, м;

m – коэффициент открытой пористости нефтесодержащих пород;

К_н – коэффициент нефтеотдачи

ρ _н – плотность нефти, т/м³

b - коэффициент насыщения пласта нефтью;

q - пересчетный коэффициент, учитывающий усадку нефти.

 

Характеристика исходных данных

Площадь нефтеносности (F). Продуктивную площадь устанавливают на основе данных пробуренных скважин и их испытания. При подсчете запасов нефти продуктивная площадь измеряется на подсчетных планах (структурных кар. тах по кровле продуктивного горизонта в масштабе от 1: 5000 до 1: 50000).

Нефтенасыщенная мощность пласт (h). Обычно определяют вертикальную (видимую) мощность пласта без поправки на угол падения (так как при расчете объема пласта обычно берут произведение проекции площади на горизонтальную плоскость и вертикальной мощности). Точное определение нефтенасыщенной мощности является важной задачей. Для этого используют данные анализа кернов, электрического и радиоактивного каротажа, а также материалы опробования скважин, позволяющие установить ВНК и границы этой мощности.

Объем продуктивной части пласта (F·h). При подсчете запасов нефти объем пласта обычно вычисляют следующими способами:

1. в целом путем произведения проекции площади в плане на среднюю мощность (когда форма залежи проста и мощность резко не изменяется);

2. при помощи карт изопахит – путем вычисления элементарных объемов и последующего их суммирования по формуле:

, (2.2)

где: V – объем пласта, м³;

f₁, f₂…f_n – площадь участков между двумя соседними изопахитами, м²;

h₁, h₂…h_n – средняя нефтенасыщенная или газонасыщенная мощность, определяемая как полу сумма соседних изопахит, м.

3. при расслоении горизонта на пласты или пласта на пропластки расчет объемов коллекторов следует проводить по карте изопахит суммарной мощности слагающих их проницаемых пластов или пропластков, если:

а) эти пласты (пропластки) обладают одинаковыми коллекторскими свойствами;

б) отсутствуют фациальные замещения одного из пластов (пропластка) непроницаемыми породами на всю мощность и они развиты по площади залежи;

в) пласты (пропластки) содержат единую залежь с общим ВНК.

При несоблюдении хотя бы одного из указанных выше условий подсчет объемов следует проводить отдельно по каждому пласту (пропластку).

Коэффициент открытой пористости (m). Коэффициент открытой пористости обычно устанавливают по данным изучения образцов пород, отобранных в интервале разрезе продуктивного пласта. Обычно такие данные по площади и по разрезу в полной мере отсутствуют и поэтому для определения пористости необходимо использовать промыслово-геофизические методы.

Коэффициент нефтенасыщения (b) определяют по данным изучения образцов пород, взятых в специальных скважинах, вскрывших пласт с применением раствора на нефтяной основе, либо при помощи косвенных методов. С ухудшением коллекторских свойств водонасыщенность продуктивных пород возрастает.

Коэффициент нефтеотдачи (К_н) называют отношение объема нефти, которая может быть извлечена на поверхность при данном способе разработки (и эксплуатации), к первоначальному объему нефти. Вследствие фазовой проницаемости 20% нефти от объема пор в пластах являются неизвлекаемым запасом даже при применении методов интесификации и вторичных методов эксплуатации.

Коэффициент нефтеотдачи зависит от плотности сетки и размещения скважин на структуре. Как правило, при уменьшении плотности размещения скважин (особенно для неоднородных коллекторов) коэффициент нефтеотдачи уменьшается при прочих равных условиях.

Плотность нефти (ρ _н). При подсчете запасов обычно принимают плотность нефти, определенную при стандартных условиях (при 20⁰ С) в лаборатории. В тех случаях, когда имеются данные определения глубинных проб нефти, вместо плотности при стандартных условиях может быть взята плотность при пластовых условиях (ρ _пл). В этом случае пересчетный коэффициент (q) в объемную формулу вводить не следует.

⇐ Предыдущая12345678910Следующая ⇒

Поделиться:

Популярное:

1. Билет № 28. Комбинаторные задачи. Виды и формулы для подсчёта числа возможных комбинаций.
2. Вопрос №31. Особенности тушения пожаров в местах добычи нефти и газа, проведение АСР при ликвидации последствий ЧС. Правила охраны труда.
3. Геологические условия формирования зон концентрации наибольших ресурсов нефти и газа
4. Меры безопасности при отборе проб нефти и нефтепродуктов.
5. Методы подсчета внутреннего валового продукта.
6. НЕФТИ И ГАЗА им. И.М. ГУБКИНА
7. Нормирование запасов в незавершенном производстве и расчет объема МТ ресурсов на цеховых и межцеховых складах предприятия
8. Оборотные средства предприятия. Показатели использования оборотных средств. Оценка материально-производственных запасов.
9. Оборудование для обеспечения надежной работы резервуаров и снижения потерь нефти
10. Объемный метод подсчета запасов газа
11. Определение оптимальной величины производственных запасов МТ ресурсов на складах предприятия