Методи підрахунку запасів нафти

05.10.2015

Методи підрахунку запасів нафти

МЕТОД МАТЕРІАЛЬНОГО БАЛАНСУ ПІДРАХУНКУ ЗАПАСІВ НАФТИ

Запаси нафти, що містяться в поклади, визначаються на основі вивчення змін основних показників розробки, а також фізичних властивостей нафти, води та породи в залежності від зниження тиску в процесі розробки покладу. Відбори нафти. розчиненого газу і води, закачування води і газу поклад викликають безперервний перерозподіл флюїдів внаслідок зміни пластового тиску. При цьому, баланс між кількістю УВ, що містилися в поклади до початку розробки, і кількістю УВ видобутих і ще залишилися в надрах, не порушується.

Отже, підрахунок запасів нафти методом матеріального балансу базується на принципі збереження матерії стосовно до покладів УВ.

СТАТИСТИЧНИЙ МЕТОД (МЕТОД КРИВИХ) ПІДРАХУНКУ ЗАПАСІВ НАФТИ

Вперше цей метод застосував А. М. Коншин в 1892 році, також він використовував метод питомих густин запасів для оцінки запасів нафти на нерозвіданих ділянках.

Цей метод заснований на вивченні кривих падіння дебіту свердловин. При побудові різного роду кривих вивчається статистичний матеріал про видобутку за минуле час, виявляється вплив на дебіт тих чи інших факторів.

Характер виявлених закономірностей служить основою для побудови кривих та їх екстраполяції для визначення видобутку і розрахунку запасів нафти.

ОБ’ЄМНИЙ МЕТОД ПІДРАХУНКУ ЗАПАСІВ НАФТИ

Цей метод є основним і заснований на визначенні маси нафти, приведеної до стандартних умов, в насичених ними обсягах пустотного простору порід-колекторів, що складають поклади нафти або їх частини. Він застосовний для підрахунку запасів нафти при будь-якому режимі роботи поклади в контурі будь-якої категорії запасів.

Якщо всередині продуктивного пласта (горизонту) виділено два або більш проникних пропластков (пластів), що відрізняються один від одного колекторськими властивостями, то запаси підраховуються по кожному з них окремо.

Якщо в межах поклади виділяється кілька категорій запасів, то запаси підраховуються по кожній категорії окремо.

Запаси покладу в цілому визначаються підсумовуванням запасів окремих категорій.

Для підрахунку запасів нафти застосовують формулу:

Q н бал = F. h н. k п о. k н. q.r н ;

Q н извл = Q н бал. h ;

де Q н бал — балансові запаси нафти, тис. т;

F – площа нафтоносності, тис. м2;

h н — середньозважена нафтонасичена товщина, м;

k п – коефіцієнт відкритої пористості, частки одиниць;

k н — коефіцієнт нефтенасыщенности, частки одиниць;

q — перерахункових коефіцієнт, частки одиниць;

r н – щільність нафти в поверхневих умовах, частки одиниць;

Q н извл — запаси нафти, тис. т;

h — коефіцієнт нафтовіддачі, частки одиниць;

b – об’ємний коефіцієнт пластової нафти, частки од.

Площа нафтоносності F контролюється зовнішнім контуром нафтоносності та межами поширення проникних прошарків.

Контури поширення запасів окремих категорій переносять з подсчетных планів на карти ефективних і нефтенасыщенных товщин, на основі яких розраховують F і h н. Подсчетные плани складають на основі структурної карти по покрівлі проникної частини продуктивного пласта.

Ефективна нафтонасичена товщина визначається за даними комплексу ГІС із залученням керна і результатів випробування свердловин. За цими даними визначаються положення ВНК, кондиційні значення пористості і проникності.

Середньозважена нафтонасичена товщина h н визначається всередині контуру запасів кожної категорії і обчислюється як середньозважена по площі.

Для визначення об’єму порового простору обсяг нефтенасыщенной частини пласта-колектора F і h н множать на середнє значення коефіцієнта відкритої пористості k п о.

Для визначення обсягу нафти, що міститься в поклади в пластових умовах, необхідно об’єм порового простору F h н k п про помножити на коефіцієнт нефтенасыщенности k н .

Для визначення кількості нафти, що міститься в поклади, отриманий обсяг F h н k п k н множимо на щільність нафти r н.

У пустотном просторі порід-колекторів, насичених нафтою, в пластових умовах нафта містить розчинений газ. Для приведення обсягу пластової нафти до об’єму нафти, дегазованої при стандартних умовах, використовується середнє значення пересчетного коефіцієнта q (q = 1 / b), що враховує усадку нафти .

В результаті перемноження розглянутих параметрів і коефіцієнтів отримують балансові запаси нафти.

Для отримання видобутих запасів нафти необхідно балансові запаси помножити на коефіцієнт нафтовіддачі h, що дорівнює відношенню видобутих запасів до балансовими.

Короткий опис статті: запаси нафти Розглянуто основи розробки нафтових, газових родовищ із застосуванням різних способів підвищення нафтовіддачі. Описані методи розкриття продуктивних пластів, гідродинамічних досліджень і освоєння видобувних і нагнітальних свердловин, обробки їх призабойных зон, способи експлуатації свердловин з застосуванням сучасного технологічного обладнання. Наведено відомості з підземного і капітального ремонту свердловин, збору, підготовки і транспорту нафти і газу. нафта, газ, буріння, експлуатація

Джерело: Методи підрахунку запасів нафти

Також ви можете прочитати