Методы подсчета запасов нефти и газа

Объемный метод подсчета запасов нефти

Основан на определении объема пор продуктивного пласта, определяемого путем изучения размеров нефтеносного пласта и пористости слагающих его пород. Учитывается как общее количество нефти, заполняющей пористые пространства нефтеносных пластов, так и то, которое может быть извлечено при эксплуатации.

Начальные балансовые (общие, геологические) запасы нефти в залежах определяются по формуле:

Q_o = F х Н х k_по х k_н х Θ х ρ,

где Q₀ - начальные балансовые (геологические) запасы нефти, млн.т;

F - площадь нефтеносности, м²;

Н - эффективная мощность нефтенасыщенной части пласта, м;

k_п - коэффициент открытой пористости (пустотности), доли единицы (%);

k_н - коэффициент нефтенасыщенности пласта, доли единицы (%);

Θ - объемный коэффициент, показывающий, какой объем 1 м³ товарный нефти занимает в пластовых условиях (обычно Θ /тэта/ около O.85-0.86);

ρ - плотность нефти в поверхностных условиях, г/см³.

Извлекаемые запасы нефти подсчитываются по следующей формуле:

Q _извл⁼ Q₀ х К_извл ,

где Q_извл - извлекаемые запасы нефти, млн.т;

К_извл - коэффициент извлечения нефти или коэффициент нефтеотдачи (К_н).

К_извл обычно при водонапорном режиме для новых залежей принимается равным 0.5 - 0.6 (максимально!) и зависит от способов эксплуатации, температуры нефтяной залежи, физических свойств нефти, газового давления и других факторов. К_извл выше для нефтеносных залежей, сильно насыщенных газом.

Объемный метод подсчета запасов газа

Сущность метода сводится к определению объема пустотного пространства пласта-коллектора в пределах залежи газа и газовой шапки. Объем газа в залежи в силу физико-химических свойств газа зависит от пластовых давлений и температуры.

Формула подсчета запасов газа объемным методом выглядит следующим образом:

V = F x h x k_п x k_г x [ρ₀ : (z₀ x ρ_ат)] x f ,

где V – начальные запасы газа, приведенные к стандартным условиям давлению и температуре (ρ_ст = 0.1 МПа и Т_ст = 293 К), млн. м³;

F – площадь газоносности, м²;

h – эффективная газонасыщенная мощность пласта, м;

k_п- коэффициент открытой пористости, доли единицы;

k_г- коэффициент газонасыщенности, доли единицы;

f - поправка на температуру для приведения объема газа к

стандартной температуре (f = Т_ст : Т_пл = 293 К : (273 К + t_пл);

ρ₀- начальное пластовое давление в залежи, МПа;

ρ_ат- атмосферное давление, МПа;

z₀ – коэффициент сжимаемости газа.

Произведение Fhk_пk_г соответствует объему газа в залежи при атмосферном давлении. Объем газа в залежи зависит от пластового давления ρ₀ и коэффициента сжимаемости газа z₀, которые устанавливают по промысловым ρ₀ и лабораторным z₀ данным. К_извл газа зависит от многих факторов (режима разработки, наличия конденсата, конечного давления в залежи, неоднородности пласта и т.п.) и должен определяться для каждого конкретного случая. В зависимости от условий К_{извл газа}= 0.65 – 0.95.

КЛАССИФИКАЦИЯ ЗАПАСОВ И РЕСУРСОВ НЕФТИ И ГОРЮЧИХ ГАЗОВ

Важнейшая роль классификации запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов заключается в том, что она устанавливает единые для России принципы подсчета и государственного учета запасов месторождений и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов (свободный газ, газ газовых шапок и газ растворенный в нефти) по степени их геологической изученности, условия, определяющие подготовленность разведанных месторождений для промышленного освоения, а также основные принципы оценки прогнозных ресурсов нефти и газа.

Схема сопоставления категорий запасов и ресурсов нефти и газа всех российских классификаций приведена на рисунке

лассификация	1928 г.	1932 г.	1953 г.	1959 г.	1970 г.	1983 г.	2001 г.
КАТЕГОРИИ	ЗАПАСЫ	А	А1	А1	А	А	А	А
	А2	А2
В	В	В	В	В	В	В
С	С1	С1	С1	С1	С1	С1
	С2	С2	С2 м	С2 м	С2 м	С2 м
			С2 пп	С2 пп	С3	С3
РЕСУРСЫ				Д1	Д1	Д1	Д1 л
						Д1
			Д2	Д2	Д2	Д2
	С2 м – С2 месторождений
	С2 пп – С2 перспективных площадей
	Д1 л – Д1 локализованные ресурсы
	Рисунок. Схема сопоставления категорий запасов и ресурсов нефти и газа в российских классификациях