Подсчет запасов нефтяных месторождений

04.06.2018
В зависимости от условий, связанных со степенью разведанности и выработанности нефтяных месторождений, применяются следующие методы подсчета: объемный, сравнительный и метод кривых эксплуатации.

Объемный метод


При подсчете запасов этим методом учитывается как общее количество нефти, заполняющей пористые пространства нефтеносных пластов, так и то ее количество, которое может быть получено при эксплуатации.

Промышленный запас нефти определится из равенства
Подсчет запасов нефтяных месторождений

где S — промышленный запас в тоннах, т. е. запас, который при современной технике добычи может быть извлечен из недр;

F — площадь нефтеносного горизонта (м2);

h — мощность нефтеносного горизонта (м);

d — удельный вес нефти;

ф — коэффициент пористости пород нефтеносного горизонта, характеризующий объем пор по отношению к общему объему пласта;

n — коэффициент насыщения, определяющий степень заполнения (насыщения) пор пласта нефтью;

w — коэффициент отдачи, определяющий количество нефти, которое может быть извлечено из данного пласта на поверхность.

Очевидно, что определение величин F, h и d не представляет затруднений и ошибка этих определений в преобладающем большинстве случаев практически будет несущественной.

Коэффициент пористости ф определяется по образцам, полученным из скважин, после чего и выводится средняя пористость для данного пласта. В тех же случаях, когда специальных определений пористости по каким-либо причинам не производилось, в основу подсчета кладется ориентировочное значение коэффициента ф, колеблющееся, например, для песков, от 0,17 до 0,30. Напомним, что максимальная теоретическая пористость для песков с зернами сферической формы и одинаковых размеров характеризуется коэффициентом ф = 0,48.

Значительно сложнее определение коэффициента насыщения n который зависит от гидростатического давления окружающих нефтеносную залежь краевых вод и других факторов. При подсчетах этот коэффициент принимают, в зависимости от местных условий, равным от 0,5 до 0,8.

Коэффициент отдачи зависит от способа эксплуатации, температуры нефтеносной залежи, физических свойств нефти, газового давления и других факторов. Значения его, принимаемые при подсчете запасов, колеблются для различных условий от 0,2 до 0,8, причем наибольшие значения принимаются для нефтеносных залежей, сильно насыщенных газом.

Недостаточная точность подсчета рассмотренным методом, связанная довольно часто с произвольным выбором коэффициентов ф и w, ограничивает возможность сколько-нибудь широкого его применения на практике. Ho этот метод может дать вполне удовлетворительные результаты при определении возможных максимальных запасов нефти в пласте в случае отсутствия условий, обеспечивающих питание последнего за счет нижележащих нефтеносных горизонтов. Коэффициенты насыщения и отдачи при этом принимаются равными единице.

Сравнительный метод


В основу сравнительного метода положено сопоставление рассматриваемого месторождения с аналогичным ему месторождением, которое в той или иной мере выработано или эксплуатируется и запасы которого достаточно надежно определены за некоторый период разработки описанным ниже методом кривых эксплуатации. При этом количество нефти, добытое с единицы площади выработанного месторождения или подсчитанное на единицу площади разрабатываемого месторождения, распространяется на рассматриваемый объект с известными поправками (объемно-сравнительный метод) или без таковых (собственно сравнительный метод).

Очевидно, что применение собственно сравнительного метода крайне ограничено. Чаще пользуются объемно-сравнительным методом, в частности в том случае, когда два месторождения будут отличаться друг от друга не только площадью нефтеносности и мощностями пластов, но и удельным весом нефти или пористостью нефтесодержащих пород, или же всеми условиями вместе. Если запасы одной из двух площадей известны, то запасы другой можно установить по формуле объемного метода, отражающей изменение величины запасов пропорционально площади контура нефтеносности, мощности пласта, удельному весу нефти и коэффициенту пористости.

Если для двух месторождений F1 и F2 — площади нефтеносных пластов; h1 и h2 — их мощности; d1 и d2 — удельные веса нефти и ф1 и ф2 — коэффициенты пористости, а коэффициенты насыщения и отдачи примем для обеих площадей равными, то запасы S1 и S2 будут находиться в отношении.

Метод кривых эксплуатации


Этот метод имеет несколько вариантов, применяющихся в зависимости от условий, в которых производится подсчет.

Один из простейших вариантов заключается в построении кривой обшей добычи района по годам. На оси абсцисс наносятся годы эксплуатации, а на оси ординат — добыча в тоннах (рис. 245). Полагая, что характер падения добычи в будущие годы эксплуатации, например в течение 9, 10, 11, 12 и 13 годов, достаточно четко определился по данным эксплуатации первых восьми лет, определяют оставшиеся в недрах запасы суммированием ординат, отвечающих годам 9, 10, 11, 12 и т. д.

Очевидно, что этот вариант подсчета может быть применен только для старых районов с определившимся ежегодным падением добычи и с почти исчерпанными возможностями нового эксплуатационного бурения на подсчитываемых площадях.

Вариант С.И. Черноцкого построен на учете влияния скважин при различных степенях их уплотнения и состоит в следующем.

Определяется производительность первого года эксплуатации при определенном количестве скважин на единицу площади (например, одна скважина на 1 га) и производительность при большем уплотнении на ту же единицу площади (например, две скважины, затем три скважины и т. д. на 1 га). По полученным данным строится кривая, выражающая уменьшение начальной годовой добычи по мере увеличения числа скважин на единицу площади. Затем задаются минимальной добычей первого года эксплуатации, т. е. добычей, которую даст в первый год своей эксплуатации последняя вновь заложенная скважина, и находят по кривой (рис. 246) число скважин, экономически выгодное на данной единице площади.

Далее цифры продуктивности первых годов эксплуатации, отвечающие различным степеням уплотнения, суммируются, в результате чего получается величина добычи с единицы площади в первые годы эксплуатации максимально допустимого числа скважин. После этого пользуются кривыми, выражающими зависимость годовой производительности скважин от времени. Производительность скважин дается в процентах от производительности первого года эксплуатации. По этим кривым определяется годовая производительность скважин за последующие годы их эксплуатации.

Задаваясь минимальной экономически выгодной величиной добычи последних годов эксплуатации и суммируя производительность скважин за все время их деятельности, получим то количество нефти, которое может быть дано максимальным количеством скважин на данной площади.