6,22. Методы подсчёта запасов нефти

- метод материального баланса;

Метод материального баланса основан на составлении уравнений баланса состояния нефтегазоводной системы в поровом пространстве пласта-коллектора при изменении пластового давления, решаемых относительно величины остаточных запасов нефти и газа. Подсчёт запасов нефти методом материального баланса базируется на принципе сохранения материи применительно к залежам УВ. Методы материального баланса, применяемых для подсчёта запасов нефти отражают равенство между кол-м (объёмом) УВ, содержащихся в залежи до начала её разработки, и кол-м (объёмом) УВ, извлечённых из залежи и остановшихся в ней на любой момент разработки: Qн0=Qн+Qн.ост = const; где Qн0 – объём УВ, содержащихся в залежи до начала её разработки; Qн – объём УВ, извлечённых из залежи; Qн.ост. – объём УВ, оставшихся в залежи на любой момент разработки.

В зависимости от режимов работ и условий разработки залежи можно выделить методы материального баланса. Каждый режим проявляется при различных видах пластовой энергии, которые зависят от характеристики залежи.

- упругий режим;

- упруговодонапорный режим;

- смешанный режим.

При подсчёте запасов нефти по разрабатывающим месторождениям методом материального баланса обосновывается:- режим работы залежи, характер её разбуренности и эксплуатационная характеристика; - выбор расчётного варианта, объекта и дат подсчёта; - данные за период с начала разработки на каждую дату подсчёта (накопленная добыча нефти, растворённого газа, общее кол-во закачанной в пласт воды и газа, кол-во вошедшей в залежь пластовой воды); - средние пластовые давления, пластовая температура; - коэф. сжимаемости пластовой нефти; - давление насыщения; - объёмный коэф. пластовой воды; - коэф. сжимаемости воды; - коэф. сжимаемости пород-коллекторов.

Обязательные графические документы: - карта разработки залежи по состоянию на дату подсчёта; - графики пластовых давлений по скважинам с нанесением на них всех замеров, пересчитанных на середину объёма залежи; - карты изобар на соответствующие даты расчёта;

- статистический;

Впервые этот метод применил А.М. Коншин в 1888 году. Впоследствии данный метод В.В. Билибиным был назван статистическим (методом кривых). Принцип статистического метода подсчёта запасов заключается в нахождении и графическом или аналитическом выражении той или иной связи, характеризующей прошедший период разработки нефтяной залежи, и экстраполяции этой связи на будущее время до конечных условий разработки залежи. При этом под конечными условиями разработки залежи понимается такая минимальная величина добычи нефти из залежи, которая экономически целесообразна. Она выражается либо значением минимальной рентабельной добычи (экономическим пределом разработки, если изучается по залежи в целом), либо минимальным рентабельным дебитом (если имеется ввиду отдельная скважина).

Статистический метод применяется для эксплуатируемых месторождений при наличии устойчивых данных по динамике добычи и экстраполяции спада добычи, тенденций изменения соотношения вода-нефть. Кривая падения добычи экстраполируются до пределов экономической рентабельности, определяемых по данным о ценах на нефть и эксплуатационным затратам. Экстраполяция по будущей добыче основывается на усреднённой тенденции добычи нефти действующих скважин в течение периодов стабильной эксплуатации участка (месторождения). В различных геолого-промысловых условиях для подсчёта запасов нефти используются разные статистические зависимости, такие как:предыдущий - последующий дебит; добыча нефти – время разработки; дебит нефти – накопленная добыча нефти; время разработки – накопленная добыча нефти; накопленная добыча воды – накопленная добыча нефти; накопленная добыча нефти - % обводнённости продукции; накопленная добыча нефти – уровень ВНК; накопленная добыча нефти – газовый фактор. Характер выявленных закономерностей служит основой для построения кривых и их экстраполяции для определения добычи и расчёта запасов нефти. Наиболее широкое применение при подсчёте извлекаемых запасов получила связь « ПРЕДЫДУЩИЙ – ПОСЛЕДУЮЩИЙ ДЕБИТ». Изучение данной связи проводиться по залежам с неводонапорными режимами, даёт возможность определить коэффициенты падения дебитов и построить так называемую « вероятную кривую производительности», с помощью которой определяются остаточные извлекаемые запасы. Подсчёт запасов нефти сводиться к определению суммы дебитов, которые могут быть получены до конца работы каждой скважины (т.е. до минимального рентабельного дебита) по старым и новым скважинам. Определение остаточных извлекаемых запасов нефти для каждой из групп новых скважин при работе от начального входного до минимального рентабельного дебита аналогично подсчёту запасов по старым скважинам. Общие остаточные извлекаемые запасы нефти по залежи в целом представляют собой сумму остаточных извлекаемых запасов по старым и новым скважинам.

- объёмный (является основным).

1888 год, А.М. Коншин.

Является основным методом подсчёта запасов на стадиях геологоразведочного и эксплуатационного процесса. Сущность: в определении массы нефти, приведённой к стандартным условиям, в насыщенных ею объёмах пустотного пространства пород-коллекторов. Применяется при подсчёте запасов нефти при любом режиме работы залежи в контуре любой категории запасов. При подсчёте запасов многозалежного (многопластового) месторождения запасы подсчитываются отдельно по каждому пласту и по месторождению в целом. При выделении в пределах месторождения (залежи) различных категорий запасов запасы подсчитываются отдельно по каждой категории, а затем суммируются в целом по месторождению (залежи).

Qн.геол. = F*hн*kпо*kн*θ*ρн;

Qн.извл. = Qн.геол.*η;

θ =1/bн; где Qн.геол – геол. запасы нефти, тыс.т; F- площадь нефтеносности, тыс м2; hн – средневзвешенная нефтенасыщенная толщина, м; kпо – коэф. открытой пористости, д.ед.; kн – коэф. нефтенасыщенности, д.ед.; θ – пересчётный коэф., д.ед.; ρн – плотность нефти в поверхностных условиях, г/см3; Qн.извл – изв. зап. нефти, тыс.т; η – коэф. извлечения нефти, д.ед.; bн – объёмный коэф. пластовой нефти, д.ед.

Площадь нефтеносности F контролируется внешним контуром нефтеносности и границами распространения проницаемых прослоев. Контуры распространения запасов отдельных категорий переносят с подсчётных планов на карты эффективных и нефтенасыщенных толщин, на основе которых рассчитываются F и hн. Подсчетные планы составляются 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 также определяются положение ВНК, кондиционные значения пористости и проницаемости.

Средневзвешенная нефтенасыщенная толщина hн определяется внутри контура запасов каждой категории и вычисляется как средневзвешенная по площади. Для определения объёма порового пространства необходимо объём нефтенасыщенной части пласта-коллектора F и hн умножить на среднее значение коэф. открытой пористости kпо. При расчёте объёма нефти, содержащейся в залежи в пластовых условиях, объём порового пространства F*hн*kпо умножается на коэффициент нефтенасыщенности kн. Для определения кол-ва нефти, содержащейся в залежи, полученный объём F*hн*kпо*kн умножается на плотность нефти ρн. Для приведения объёма пластовой нефти к объёму нефти, дегазированной при стандартных условиях, используется среднее значение пересчётного коэф. θ, учитывающего усадку нефти.

При подсчёте извлекаемых запасов нефти применяется на коэф. извлечения нефти η, равный отношению извлекаемых запасов к геологическим.