Материальный метод подсчета запасов

b – объемный коэффициент, показывающий, какой объем 1 м³ товарной нефти занимает в пластовых условиях.

Значения величин  m, k_н, η_п , δ и b  определяются путем лабораторных исследований.

Объем нефтенасыщенных  пород V  при подсчете запасов категории А определяют по картам мощности нефтенасыщенных пород, а категорий В и С₁ - по формуле

V = S ∙ h ∙ cos α',

где S – нефтеносная площадь на поверхности, м²; 
 h - средняя эффективная мощность пласта, м; 
α'- угол падения пласта. 

ПОДСЧЕТ ЗАПАСОВ  НЕФТИ И СВОБОДНОГО ГАЗА МЕТОДАМИ, ОСНОВАННЫМИ НА ПРИНЦИПЕ МАТЕРИАЛЬНОГО БАЛАНСА 

Основу методов  материального баланса, применяемых для подсчета запасов нефти, составляет уравнение, отражающее равенство между количеством (объемом) УВ. содержавшихся в залежи до начала ее разработки и количеством (объемом) УВ, извлеченных из залежи Q_н. и оставшихся в ней Q_н.ост на любой момент разработки:

 

Разнообразие  геологических условий и условий  разработки каждой залежи требуют индивидуального  подхода к составлению уравнения  материального баланса. При этом учитываются характер изменения пластового давления и свойств УВ, извлекаемых из залежи в процессе разработки.

Объективные результаты при подсчете запасов методами материального баланса могут быть получены лишь в том случае, если в процесс перераспределения пластового давления вовлечен весь объем залежи, а значения пластового давления и других параметров, входящих в формулу подсчета запасов, являются представительными и характеризуют всю залежь в целом. При определении накопленной добычи нефти должна учитываться не только товарная нефть, но и все потери нефти независимо от их причин. Для газонефтяных залежей необходимо также располагать данными о размерах тазовой шапки.

В зависимости  от особенностей геологического строения залежей и режима их работы может быть составлен ряд различных уравнений материального баланса. 
 

ФОРМУЛЫ МАТЕРИАЛЬНОГО  БАЛАНСА ДЛЯ ПОДСЧЕТА ЗАПАСОВ  НЕФТИ

Для условий проявления в залежи смешанного режима М. А. Ждановым и Р. И. Шильтуисом выведено уравнение материального баланса, отражающее влияние на процесс разработки комплекса природных и искусственных энергетических факторов:

 

Где Q_Hо и Q_H -соответственно начальные балансовые запасы и накопленная добыча нефти на дату расчета в стандартных условиях, м³, b₁ двухфазный объемный коэффициент нефтегазовой смеси (пластовая нефть и газ); b₁ = b + (r₀ —r)v, здесь b - объемный коэффициент пластовой нефти при давлении p, r - растворимость газа в нефти при давлении p, м³ / м³; r₀ растворимость газа в нефти при начальном давлении—средний газовый фактор (отношение накопленной добычи газа V, к накопленной добыче нефти Q_H на дату расчета) в стандартных условиях, м³/м³; v_{0 ,} v - объемные коэффициенты пластового газа, соответствующие начальному р₀ и текущему (на дату расчета) давлению р; W, W’ - объемы соответственно вошедшей в залежь воды и закачанной в пласт волы на дату расчета в стандартных условиях, м³ ; w—объем накопленной добычи воды на дату расчета в стандартных условиях, м³ ; λ - объемный коэффициент пластовой воды при давлении p; q₁ — объем закачанного в пласт газа на дату расчета в стандартных условиях, м³; b₀ — объемный коэффициент пластовой нефти при давлении p₀; n - отношение объема пустот, занятых на дату расчета газовой шапкой, к объему пустот, занятых нефтью.

Уравнение, наиболее полно аппроксимирующее динамическую модель залежи, получено Ф. Л. Гришиным :

 
 

где k_в,—коэффициент водонасыщенности; β_п и β_в, —коэффициенты сжимаемости соответственно породы и связанной воды: Δр величина снижения пластового давления, равная р₀—р.

Выражение может быть легко преобразовано для любых условий работы нефтяных залежей. Варианты формул материального баланса и основных условий их применения при естественных режимах приведены в таблице: 

 
 

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОБЪЕМНЫХ ХАРАКТЕРИСТИК НЕФТИ, ГАЗА, ВОДЫ

Определение коэффициента сжимаемости пластовой нефти

Коэффициент сжимаемости (объемного упругого расширения нефти) β_н характеризует изменения ее объема под воздействием давления: : 

 

  Где V_но , V_н объем нефти при давлениях: соответственно p₀ и p, м³ .

Величина β_н  зависит от состава нефти, количества растворенного в ней газа, пластовой температуры и давления. С ростом плановой температуры и газонасыщенности нефти β₀, увеличивается, а при повышении давления    уменьшается

Наиболее точные значения коэффициента β_н могут быть получены при дифференциальном разгазировании глубинных проб нефти.

Если известны давление, температура и критические свойства жидкости, коэффициент сжимаемости нефти, недонасыщенной газом (p_пласт > p_нас) , может быть определен с помощью уравнения

где приведенная  β_н.п.пр. псевдокритическая сжимаемость нефти.

Так как p_п.кр. = p/p_п.пр, то

Значение коэффициента β_н.п.пр определяется по графику зависимости его от приведенных псевдокритических давления и температуры. псевдокритические параметры могут быть рассчитаны с использованием данных о составе нефти.

Однако для  большинства компонентов нефти  данные об их критических свойствах  отсутствуют. В этом случае А. Трюбе  предлагает использовать график, приведенный  ниже, для нахождения величины

В интервале  значений p_п.пр >10 все изолинии T_п.пр являются прямыми и имеют постоянный наклон. Для этого участка характерны соотношения

Которые позволяют  для определенного значения T_п.пр снимать с графика любое значение .

(И.Д. Амелин, стр. 164-169)

 МОДИФИКАЦИИ МЕТОДА МАТЕРИАЛЬНОГО БАЛАНСА ДЛЯ ПОДСЧЕТА ЗАПАСОВ НЕФТИ

Способ В. II. Майдебора

Этот способ основан на использовании нефтеотдающей емкости и применяется для подсчета запасов нефти в таких залежах, оценка объема которых из-за отсутствия сведений о начальном положении ВНК не представляется возможной, а в начальный период разработки, предшествующий их обводнению, режим близок к замкнуто-упругому.

Количество добытой  нефти в этот период при хорошей  гидродинамической связи вмещающих пород определяется только величиной продуктивною объема залежи V_з, коэффициентом упругоемкости β^* снижением пластового давления Δp и выражается зависимостью имеющей линейный характер. Для прямолинейного участка зависимости Q_н=f (Δp) начальный продуктивный объем залежи будет равен

Подсчет балансовых запасов нефти В. Н. Майдсбор предлагает осуществлять с использованием обычной  формулы подсчет запасов нефти  объемным методом, в которой вместо V_з подставлены значения Q_н , Δp, b и β^*:

Коэффициент упругоемкости β^* для залежей, приуроченных к коллекторам порового типа, определяется по формуле

где β_с, коэффициент сжимаемости среды; β_ж коэффициент сжимаемости насыщающей среду жидкости.

Коэффициенты  k_п.о., β_с и β_ж могут быть определены эксперементально по данным лабораторных исследований кернов и жидкостей.

В коллекторах  трещинного и трещинно-кавернового типов с практически непроницаемой матрицей коэффициент β_с, но кернам определить нельзя, поэтому коэффициент β * в этом случае целесообразно рассчитывать с использованием результатов исследования залежей:

где k_{вт.пуст.}- коэффициент вторичной пустотности, доли единицы; _{kн.вт.пуст.} коэффициент нефтенасыщенности вторичных пустот, доли единицы; β_з - коэффициент сжимаемости зерен породы.

Способ  A. Н. Резникова

Замкнуто-упругий  режим существует лишь при условии р>р_нас.. Объемные коэффициенты b₀ и b могут быть выражены через объемный коэффициент нефти при давлении насыщения b_нас:

Тогда:

При замкнуто-упругом  режиме внедрения пластовых вод  в пределы залежи не происходит, величина (W-w)λ = 0 и ею можно пренебречь. Начальные балансовые запасы нефти рассчитываются с использованием уравнения. В случае работы залежи в условиях упрутоводонапорного режима запасы нефти, рассчитанные по этому уравнению, будут превышать истинные на величину, зависящую от (W-w)λ и по существу представляют собой псевдозапасы, величина которых непрерывно возрастает по мере разработки залежи (рис. ниже)

Л. Н. Резников предлагает определять величину начальных балансовых запасов нефти графическим путем экстраполяции линии зависимости Q^* _нО=f(τ) до оси ординат или аналитически:

по уравнению

если зависимость  имеет прямолинейный характер; по уравнению

в случае криволинейного характера изучаемой зависимости. Коэффициенты а и b вышеприведенных уравнений рассчитываются способом наименьших квадратов.

При τ=0 Q_нО=a. т. е. начальные балансовые запасы соответствуют величине отрезка, отсекаемого прямой на оси ординат. Этот способ подсчета запасов получил название графоаналитического.

Опыт разработки верхнемеловых залежей Чечено-Ингушетии показал, однако, что за нулевую дату следует принимать не год начала разработки залежи, а момент, когда из нее извлечено 1 - 2% начальных запасов, т. е. когда воронка депрессии распространяется на всю залежь.

Способ  В. М. Добрынина

Для условий проявления и залежи упрутоводонапорного режима В. М. Добрынин разработал вариант материальною баланса, названный им упругим материальным балансом. Объемы нефти и волы, извлеченные из залежи на поверхность, приравниваются к объему той же нефти, выраженному через упругие деформации нефти, воды и породы, сложенному с объемами воды, внедрившейся из законтурной области W и закачанной в пласт W’, т.е.

Где β_п.пл — сжимаемость пород в пластовых условиях.

Это выражение  может быть представлено в иной форме:

Если принять выражение в скобках равным α₁ , то

Количество внедрившейся в залежь воды из законтурной области  при снижении давления в залежи на Δp’<Δp может быть выражено в виде  

 Примем выражение в скобках равным α. Тогда

Подставив вместо V_н выражение Q_нОb умножив левую и правую части выражения на получим

В условиях начала разработки, когда Δp=0, Q_н=0, w=0, W’=0 и Δp’=0, в левой части и во втором слагаемом правой части пою уравнения появляются неопределенности вида 0/0. Математическое раскрытие этих неопределенностей показало, что при Δр=0 неопределенность во втором слагаемом правой части уравнения обращается в нуль, а следовательно,

Формулу можно использовать для определения начальных

балансовых запасов  нефти по кривой, характеризующей  зависимость

от Δp_пл. Точка  пересечения этой

кривой с осью ординат будет соответствовать  начальным балансовым запасам нефти. (И.Д. Амелин, стр. 178-181) 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

Заключение.

Учет и контроль запасов нефти и газа - важная задача. Для подсчета запасов необходимо всестороннее геологическое изучение месторождения, с которым связаны залежи нефти и газа. При подсчете запасов следует применять комплекс методов, так как лишь при сравнении подсчетов различными методами можно получить критерий для выбора наиболее достоверной цифры запасов.