Методы подсчета запасов нефти

Для подсчета запасов нефти используют следующие методы: объемный, статистический и материального баланса. Выбор того или иного метода обусловлен качеством и количеством исходных данных, степенью изученности месторождения и режимом работы залежи нефти. В геологопромысловой практике наиболее широко применяется объемный метод. Его можно использовать при подсчете запасов нефти на различных стадиях разведанности и при любом режиме работы залежи.

Существуют несколько вариантов объемного метода: собственно объемный, объемно-статистический, гектарный, объемно-весовой и метод изолиний. Наиболее часто пользуются собственно объемным методом.

Объемный метод подсчета запасов нефти основан на данных о геолого-физической характеристике объектов подсчета и условиях залегания нефти в них.

При подсчете запасов нефти объемным методом используют
формулы (3.1, 3.2):

где Q_геол., Q_извл. – геологические и извлекаемые запасы нефти соответственно, т; F - площадь нефтеносности, м; h - эффективная нефтенасыщенная мощность пласта, м; k_п - коэффициент открытой пористости; k_н - коэффициент нефтенасыщенности; η - коэффициент нефтеотдачи; ρ _н - плотность нефти в поверхностных условиях, т/м³; θ - пересчетный коэффициент, учитывающий усадку нефти; θ =V/b (b - объемный коэффициент пластовой нефти).

В этой формуле произведение F· h представляет собой объем залежи; F· h· k_п - поровый объем залежи; F· h· k_п· k_н - объем нефти в порах пласта; F· h· k_п· k_н· η - объем нефти, который может быть поднят на поверхность при существующих способах разработки залежи; F· h· k_п· k_н· θ · η - объем нефти, который может быть извлечен на поверхность с учетом перевода нефти из пластовых в поверхностные условия; F· h· k_п· k_н· ρ _н· θ · η - запасы нефти в т, которые могут быть извлечены из недр на поверхность в результате эксплуатации залежи (т.е. промышленные или извлекаемые запасы нефти).

Площадь нефтеносности F определяют на основании данных о положении контуров нефтеносности. Площади нефтеносности замеряют планиметром на подсчетных планах продуктивного объекта (пласта) раздельно по полям различных категорий запасов. Для установления контуров нефтеносности необходимо найти положение ВНК по данным комплекса промыслово-геофизических исследований, результатов опробований скважин и данным анализа кернов. Особое значение при этом приобретают результаты поинтервального опробования. За нижнюю границу ВНК принимается граница, выше которой фазовая проницаемость для нефти выше нуля. Основная систематическая погрешность при определении площади нефтеносности связана с погрешностью определения положения ВНК. Завышение отметки ВНК приводит к занижению площади нефтеносности, занижение приводит к завышению площади нефтеносности.

Эффективную нефтенасыщенную мощность h определяют преимущественно по данным промыслово-геофизических методов с учетом опробования и анализа кернов. Сначала необходимо оценить эффективную мощность, т.е. мощность части разреза, представленного коллекторами, которые удовлетворяют промышленным кондициям. Интервалы разреза, характеризующиеся значениями коллекторских параметров ниже кондиционных, должны учитываться при расчете средних значений эффективных нефтегазонасыщенных мощностей. Среднюю величину нефтенасыщенной мощности можно рассчитать либо как среднюю арифметическую, либо как среднюю взвешенную по площади.

Среднюю арифметическую величину используют в случае, когда количество данных об исследуемом параметре невелико, либо когда значения этого параметра относительно мало разнятся. Рассчитывают ее по формуле

где h₁+h₂+h₃+…+h_n - значения нефтенасыщенной мощности по отдельным скважинам: n - число скважин.

При бурении большого количества скважин и наличии тенденции к изменению нефтенасыщенной мощности по площади для вычисления средней ее величины строят карты эффективной нефтенасыщенной мощности.

Среднюю эффективную нефтенасыщенную мощность следует рассчитывать, как среднюю арифметически взвешенную по площади величину по карте эффективных нефтенасыщенных мощностей с помощью формулы

(3.4)

где f₁, f₂, …, f_n - площади отдельных участков пласта, ограниченные соседними изопахитами, м²; h₁, h₂, …, h_n – изопахиты (м), соответствующие указанным участкам.

Для определения среднего значения нефтенасыщенной мощности сильно неоднородных пластов (частое чередование литологических разностей по площади и разрезу) пользуются картами распространения коллекторов. По ним с помощью различных способов интерполяции выявляют границы распространения коллекторов.

Наиболее известны три основных вида интерполяции при построении карт коллекторов: а) линейная (на нуль), т.е. на нулевую эффективную мощность пласта, вскрытого скважиной; б) нелинейная - на середину расстояния между скважинами, из которых одна вскрыла пласт-коллектор нулевой мощности; в) с учетом закономерностей изменения эффективной мощности и литологии пластов.

При наличии коллекторов со значительной неоднородностью может происходить ошибка систематического завышения мощности коллекторов, которые по геофизическим данным могут выглядеть как однородный нефтяной пласт. Так может быть при наличии в пласте тонких глинистых пропластков или тонких плотных полупроницаемых пропластков. Для исключения систематической ошибки необходимо анализировать керновый материал из скважин со 100 % выносом и вводить поправку в результаты геофизических исследований.

Объем нефтенасыщенной части пласта можно найти методом графического интегрирования, при котором вначале определяют площадь сечения нефтенасыщенной части пласта в направлениях наиболее тесного расположения скважин или изопахит. Площадь сечения определяется по нескольким поперечным профилям.

Профиль пласта вычерчивают в масштабе, площадь вычисляют как сумму площадей составляющих его фигур.

В общем случае площадь сечения пласта в направлении 1-1

м2

(3.5)

где 1, 2, … n - порядковые номера скважин (или изопахит) на линии сечения; l₁, l₂, l_n, l_n+1 - расстояния в м соответственно от контура залежи до скважины 1, от скважины 1 до скважины 2, …, от скважины n до контура залежи; h₁, h₂, …, h_n - эффективная нефтенасыщенная толщина пласта в м соответственно по скважинам 1, 2, n (или значение мощностей по линиям изопахит, пересекающих линию профиля 1-1).

Таким же образом рассчитывают площадь сечения по остальным профилям. Затем через середины поперечных профилей проводят линию продольного профиля LL и строят график для определения объема нефтенасыщенной части пласта. Этот график отображает характер изменения площади поперечного сечения залежи по ее длине вдоль линии LL. Объем пласта определяется как площадь, заключенная внутри графика:

м3

(3.6)

где I, II,..., N - порядковые номера поперечных сечений пласта;
L₁, L_II, …, L_N, L_N+1 - расстояние в м вдоль линии LL соответственно от контура залежи до сечения I-1, от сечения I-I до сечения II—II,..., от сечения N-N до контура залежи; S₁, S_II, …, S_N - - площади поперечных сечений пласта в м² соответственно в направлениях I-I, II-II, …, N-N.

Коэффициент открытой пористости k_п определяется на основании анализа кернов, отобранных из продуктивного разреза при бурении скважин. Однако в связи с малым выносом керна значительные части разреза, особенно высокопористые, остаются часто неисследованными. Поэтому значительную ценность представляют результаты оценки пористости с помощью промыслово-геофизических методов. Последние не позволяют непосредственно установить величину пористости, но оценивают величины геофизических параметров, которые связаны корреляционными зависимостями с коллекторскими свойствами пород и, в частности, с их пористостью, определенной по керну.

При оценке среднего значения открытой пористости выбор того или иного варианта усреднения зависит от характера изменения пористости по площади залежи и по разрезу, от числа скважин и расположения их на структуре, от количества определений по каждой скважине.

Средний коэффициент открытой пористости m вычисляется как средняя арифметическая или средняя геометрическая величина;

(3.7)

а также как средняя гармоническая величина:

(3.8)

где m₁, m₂, …, m_n - значения коэффициентов пористости по скважинам.

При значительном количестве исходных данных рассчитывается среднее арифметическое значение пористости, а при малом количестве - среднее геометрическое или среднее гармоническое.

При определении среднего значения коэффициента открытой пористости необходимо оценить величину кондиционного предела пород по пористости и исключить из анализа образцы интервалов, характеризующиеся некондиционными значениями пористости.

Коэффициент нефтенасыщенности k_н устанавливают лабораторным путем при исследовании кернов, отобранных в специальных скважинах, где продуктивные отложения пройдены с применением безводных (преимущественно известково-битумных) промывочных растворов.

Методы усреднения полученных значений нефтенасыщенности аналогичны методам усреднения значений пористости.