Методы подсчета запасов нефти

Классификация запасов месторождений нефти и горючего газа

МЕТОДЫ ПОДСЧЕТА ЗАПАСОВ НЕФТИ И ГАЗА

Подсчет запасов нефти и газа имеет большое практическое значение. На основе подсчитанных запасов нефти и газа осуще­ствляются выбор рациональных направлений развития геолого­разведочных работ, планирование добычи нефти и газа, проекти­рование разработки месторождений.

Размеры запасов обусловливают объем капиталовложений на строительство и обустройство промыслов и иефтегазопроводов, а также на строительство городов и жилых поселков в районах газонефтепромыслов.

Разведанные запасы нефти, газа и сопутствующих компонен­тов служат сырьевой базой для действующих, реконструируемых и проектируемых предприятий нефтяной, газовой и нефтехими­ческой промышленности. «Основами законодательства Союза ССР и союзных республик о недрах» предусматривается необходимость обеспечения достоверности определения количества и качества основных и совместно с ними залегающих полезных ископаемых. Одним из условий сохранности недр является достижение макси­мального извлечения полезных ископаемых из недр.

С целью повышения степени достоверности размеров запасов полезных ископаемых создан общесоюзный орган — Государ­ственная комиссия по запасам полезных ископаемых при Совете Министров СССР (ГК.З СССР). В ее задачи входят установление и разработка кондиций на минеральное сырье, проверка и утвер­ждение разведанных балансовых и забалансовых запасов всех полезных ископаемых страны, проведение единой технической политики в области установления принципов подсчета разведанных запасов и определения подготовленности месторождений для про-

мышленного освоения. ГКЗ СССР разрабатывает классификации запасов месторождений полезных ископаемых, а также инструк­ции по их применению.

Классификация запасов нефти и горючего газа устанавливает единые принципы подсчета и учета запасов этих полезных ископае­мых в недрах исходя из степени изученности месторождений (залежей) и подготовленности их для промышленного освоения.

При определении запасов нефти и газа подлежат обязатель­ному подсчету и учету запасы всех сопутствующих им компонен­тов (конденсата, гелия, серы и др.). Подсчет запасов нефти, газа и сопутствующих компонентов производится отдельно по каждой залежи и по месторождению в целом.

Запасы нефти и конденсата подсчитываются и учитываются в тысячах тонн, запасы газа — в миллионах кубических метров,, запасы гелия — в тысячах кубических метров при стандартных условиях (при давлении 0,1 МПа и температуре 293 К).

Запасы нефти, газа и сопутствующих компонентов по народ­нохозяйственному значению разделяются на две группы, подле­жащие отдельному подсчету и учету: балансовые, разработка которых в настоящее время рентабельна, и забалансовые, разра­ботка которых нерентабельна в настоящее время, но которые могут рассматриваться в качестве объекта для промышленного освоения в дальнейшем.

В составе балансовых запасов нефти, газа и конденсата вы­деляются извлекаемые запасы, которые можно извлечь из недр при наиболее полном и рациональном использовании современной техники и технологии.

По геологическому строению залежи нефти и газа подразде­ляются на две группы. К I группе относят залежи простого геоло­гического строения с выдержанными мощностью и коллектор-скими свойствами. Залежи, в которых эти параметры резко из­менчивы, относятся ко II группе.

Основным графическим документом при подсчете запасов яв­ляется подсчетный план. Он составляется на основе карты поверх­ности кровли коллекторов продуктивного пласта в масштабе 1 : 5000—1 : 50000 (иногда 1 : 100000). На ней должны быть указаны границы категорий запасов, контуры нефтегазоносности, результаты опробования скважин, категорий скважин, харак­теристики коллекторских свойств и т. п.

Изученность залежей нефти и газа

Запасы нефти, газа и сопутствующих компонентов по степени изученности подразделяются на четыре категории — А, В, Q и С₂ (табл. 6).

23S

Подготовленность месторождений и залежей нефти и газа для промышленного освоения

i Классификацией определяются количественные соотношения
балансовых запасов категорий В и Q, на основе которых произ­
водятся утверждение проектов разработки и выделение капиталь­
ных вложений на строительство промысловых объектов и промыш­
ленных сооружений. Эти количественные соотношения зависят от
флюида, сложности геологического строения залежей и приурочен­
ности их к районам с развитой нефтегазодобывающей промышлен­
ностью или к новым районам (табл. 7).

Приведенные соотношения определяют подготовленность для промышленного освоения залежей нефти и газа, запасы которых утверждены ГКЗ СССР. Однако для небольших залежей допу­скаются исключения. Так, нефтяные и нефтегазовые залежи с извлекаемыми запасами до 25 млн. т и газовые залежи с запа­сами до 25 млрд. м³ могут вводиться в разработку по согласованию с ГКЗ СССР на базе оперативно подсчитанных запасов, утвер­жденных ЦКЗ министерств, с последующим утверждением в ГКЗ •СССР в течение трех лет.

По многозалежным месторождениям, введенным в разработку на основании запасов, утвержденных ГКЗ СССР, разработка запасов во вновь выявленных горизонтах при отсутствии необ­ходимости дополнительного выделения большого объема капи­тальных вложений может осуществляться на базе оперативного подсчета по данным бурения добывающих скважин.

Объемный метод

Объемный метод основан на определении объема порового пространства пор од-кол лекторов, насыщенного нефтью. Подсчет запасов нефти производится по каждому подсчетному объекту отдельно. В качестве последнего принимается продуктивный пласт, имеющий непроницаемые кровлю и подошву и содержащий

одну залежь с единым ВНК (ГВК). Если в процессе разработки в первоначальном объекте подсчета будет выделено несколько объектов разработки, то им должны соответствовать при пере­счете запасов новые подсчетные объекты. Когда в пределах под-счетного объекта выделяется несколько категорий запасов, то запасы следует подсчитывать по каждой категории в отдельности. Запасы подсчетного объекта в целом определяются суммированием запасов отдельных категорий.

Формула подсчета извлекаемых запасов нефти объемным ме­тодом имеет следующий вид: Q_I13B. „ = Fhk_n. ₀&„р9т|, где Q_II3B. _н — извлекаемые запасы нефти, тыс. т; F — площадь нефтеносности, га; h — эффективная мощность нефтенасыщенной части пласта, м; k_n. о — коэффициент открытой пористости; k_a — коэффициент неф-тенасыщенности пласта; р — плотность нефти в поверхностных условиях, кг/м³; Q — пересчетный коэффициент; т) — коэффи­циент извлечения нефти.

Площадь нефтеносности F контролируется внешним контуром нефтеносности и границами распространения проницаемых про­слоев.

В залежах, разбуренных сеткой добывающих скважин и при­уроченных к пластам с сильной литолого-фациальной изменчи­востью, рекомендуется выделять зоны высоко- и низкопродуктив­ных пород. Подсчет запасов по этим зонам следует вести раз­дельно, так как они отличаются коэффициентами извлечения нефти. Средняя эффективная мощность нефтенасыщенной части пласта h определяется по соответствующим картам внутри контура запа­сов каждой категории и вычисляется как средняя взвешенная по площади: h = (2 й/Д)/2 fi, где h_L — среднее значение мощности двумя соседними изопахитами; Д — площадь между двумя со­седними изопахитами.

Для определения объема порового пространства объем нефте­насыщенной части пласта-коллектора Fh умножают на среднее значение коэффициента открытой пористости &_п. ₀.

Существует несколько вариантов расчета средних значений открытой пористости по залежам в зависимости от того, каким образом определен параметр—по керну или по промыслово-гео-физическим данным.

По керну открытая пористость определяется в тех случаях, когда нет надежной увязки между промыслово-геофизическими и керновыми данными. При этом предварительно исследуется ста­тистическая связь между проницаемостью по керну и значениями а_сп или другого геофизического параметра с целью установления кондиционного значения проницаемости по кондиционному зна­чению а_сп. Все значения открытой пористости из проницаемых интервалов пласта, которым соответствуют некондиционные зна­чения проницаемости, отбраковываются. Из оставшихся после отбраковки представительных определений открытой пористости вычисляется среднее арифметическое значение, которое прини-

мается в качестве среднего значения открытой пористости по залежи.

Когда открытая пористость определена по промыслово-геофи-зическим данным, предварительно вычисляют среднее значение этого параметра по скважинам путем взвешивания открытой по­ристости каждого проницаемого прослоя внутри пласта по мощ-

ности прослоя:

Средняя открытая пористость по залежи зависит от равномер­ности скважин и особенностей строения продуктивного пласта. При равномерном расположении скважин среднее значение по залежи определяется как средняя арифметическая величина из средних значений по скважинам. В случае неравномерного рас­положения скважин составляется карта значений открытой пори­стости и среднее значение определяется взвешиванием по площади. Если в продуктивном пласте наблюдается закономерное соответ­ствие высоким значениям эффективной мощности высоких значе­ний открытой пористости и наоборот, то составляется карта произведений hk_n.₀. Среднее значение открытой пористости по залежи вычисляется путем взвешивания этого параметра по объему

коллекторов залежи

Для того чтобы определить объем нефти, содержащейся в за­лежи в пластовых условиях, нужно объем порового пространства умножить на коэффициент нефтенасыщенности k_K. При расчете средних значений коэффициента нефтенасыщенности применяют те же способы, что и при вычислении средних значений открытой пористости.

Нефтенасыщенность переходной зоны определяется как сред­няя арифметическая величина между нефтенасыщенностью в зоне предельного насыщения и на границе залежи.

Для определения количества нефти, содержащейся в залежи, полученный объем Fhk_n. _Ok_s нужно умножить на плотность нефти р_н, величина которой берется равной средней арифмети­ческой по скважинам.

Для приведения объема пластовой нефти к объему сепариро­ванной нефти в формулу подсчета запасов вводится пересчетный коэффициент 9.

8 результате перемножения рассмотренных выше параметров и коэффициентов получают величину балансовых запасов нефти. Однако на поверхность извлекается не вся нефть, содержащаяся в залежи. Чтобы получить величину извлекаемых запасов, нужно балансовые запасы умножить на коэффициент извлечения нефти ц, равный отношению извлекаемых запасов к балансовым. Величина коэффициента извлечения нефти зависит от вязкости нефти, про­ницаемости, плотности сетки скважин, неоднородности коллек­торов и других параметров. Для залежей, выходящих из раз-