Підрахунок запасів нафти, газу і конденсату

Запасами називають масу нафти і конденсату або об'єм газу у виявлених, розвіданих і розроблюваних покладах на дату підрахунку, зведених до стандартних умов (0,1 МПа і 20°С). При визначенні запасів родовищ обов'язковому підрахунку і обліку підлягають не тільки запаси нафти, газу, конденсату, але і всі цінні компоненти, які містяться в них (етан, пропан, бутан, сірка, гелій, метали), видобуток яких є доцільним. Запаси нафти, га­зу, конденсату і компонентів, які містяться в них, за ступенем вивченості діляться на кате­горії А, В, С, іС2

Категорія А - запаси покладу (його частини) вивчені детально. Обчислюються у по­кладі (його частині), який розбурений згідно з затвердженим проектом розробки родовища нафти або газу.

Категорія В - запаси покладу (його частини), нафтогазоносність якого виявлена на ос­нові одержаних промислових припливів нафти або газу в свердловинах на різних гіпсометричних відмітках.

Категорія СІ - запаси покладу (його частини), нафтогазоносність якого виявлена на ос­нові одержаних у свердловинах промислових припливів нафти або газу (частина свердло­вин випробувана випробувачем пластів) і позитивних результатів геологічних і ге­офізичних досліджень у невипробуваних свердловинах.

Категорія С2 - запаси покладу (його частини), наявність яких обгрунтована даними геологічних або геофізичних досліджень. Підраховуються у нерозвіданих частинах покла­ду, які прилягають до ділянок з запасом більш високих категорій; в проміжних і вищезаля-гаючих невипробуваних пластах розвіданих родовищ.

Запаси нафти, газу, конденсату і компонентів, які містяться в них, діляться на дві гру­пи: балансові — запаси родовищ (покладів), розробка яких на сучасному етапі економічно доцільна; забалансові — запаси родовищ (покладів), розробка яких на теперішній час еко-

номічно недоцільна, або технічно і технологічно неможлива, але які в майбутньому можуть бути переведені в балансові. В групі балансових запасів виділяють видобувні запаси, тобто ту їх частину, яку можна видобути з надр при сучасному рівні техніки і технології видобутку.

Методи підрахунку запасів нафти. За допомогою об'ємного методу визначається маса нафти в насиченому об'ємі порід-колекторів, зведена до стандартних умов. Запаси нафти при цьому обчислюються за формулою

 

де - видобувні запаси нафти, тис.т; F - площа нафтоносності, тис.м2; h - середня ефек­тивна нафтонасичена товщина пласта, м; т - середній коефіцієнт відкритої пористості, частках од.; — середній коефіцієнт нафтонасиченості, частках од.; - коефіцієнт нафтовіддачі, частках од.; - середній перерахунковий коефіцієнт, частках од.; - се­редня густина нафти на поверхні після після ії дегазації, т/м3. Значення підрахункових параметрів заокруглюють до сотих часток одиниці, а параметрів і — до тисячних.

Площу нафтоносності визначають за допомогою планіметра на обчислювальних пла­нах, які представляють собою структурні карти покрівлі (підошви) продуктивного пласта з нанесеними на них всіма пробуреними свердловинами, контурами нафтоносності та меж­ами категорії запасів.

Середні значення підрахункових параметрів можуть бути визначені як середньоариф­метичні, середньозважені за площею, або об'ємом покладу. При визначенні середньозва­жених величин необхідно побудувати карти зміни відповідного обчислювального парамет­ру по площі (карти ефективності нафтонасиченої товщини, пористості, нафтонасиченості і ін.), середньоарифметичне значення обчислювального параметру визначають за формулою

де — значення обчислювального параметру в окремих свердловинах: п - кількість свердловин. Середньозважене значення обчислювального параметру визначається за площею нафтоносності ( ):

 

 

і за об'ємом покладу (. ):

 

де — середнє значення обчислювального параметру на ділянці між двома сусідніми ізолініями на карті цього параметру; — площа ділянок, обмежених двома сусідніми ізолініями на карті; — середні ефективні нафтонасичені товщини пласта відповідно на площах

Значення параметрів = 1 / ( — об'ємний коефіцієнт пластової нафти) і беруть як середньоарифметичне значення із значень цих параметрів, визначених в окремих свердло­винах, розташованих на різних гіпсометричних відмітках. Величину вибирають залеж­но від режиму покладу і запроектованих заходів дії на пласт.

Метод матеріального балансу. Згідно з цим методом балансові запаси вуг­леводнів в покладі до початку розробки дорівнюють сумі видобутих ( ) і залишкових запасів на будь-яку дату розробки:

Балансові запаси нафти за даним методом визначають залежно від режиму роботи покладу:

для режиму розчиненого газу

 

для пружноводонапірного режиму

 

для змішаного режиму роботи газонафтового покладу (з газовою шапкою)

 

де - нагромаджений видобуток нафти в об.од; - двофазний об'ємний коефіцієнт пластової нафти і газу при зниженні пластового тиску від Р0 до Р; - об'ємний ко­ефіцієнт пластової нафти до початку розробки; - середній газовий фактор за період ви­добутку об'ємів нафти при стандартних умовах; - число об'ємів газу, розчиненого в одному об'ємі нафти при середньому початковому пластовому тиску Р0\ - об'ємний ко­ефіцієнт пластового газу при початковому тиску Р0,

 

де - коефіцієнт стисливості газу при тиску Р0; Т - 273°С, - пластова температура, °С; - кількість води, яка зайшла в пласт, і видобутої води за період зниження пласто­вого тиску від Р0 до Р при стандартних умовах, об.од.; - відношення об'єму газу в га­зовій шапці (в пластових умовах) до об'єму нафти з розчиненим в ній газом (в пластових умовах); - об'ємний коефіцієнт пластового газу при тиску Р на дату розрахунку,

= 0,00351 (Т + уР0 ,

 

де - коефіцієнт стисливості газу при тиску Р0.

 

Статистичний метод. Цей метод базується на використанні статистичних зв'язків між різними показниками на завершальній стадії розробки, які характеризують темп зниження видобутку нафти. Частіше всього використовують криві зниження видобут­ку нафти в часі, ймовірну криву продуктивності свердловин і кумулятивну криву (криву нагромадженого видобутку).

Обчислення запасів вільного газу. За допомогою об'ємного методу визначається об'єм вільного газу, який заповнює газонасичений об'єм пустотного простору пластів-колекторів в межах покладу і зведений до стандартних умов. Обчислення ведеться за формулою

 

де - видобувні запаси газу, млн.м3; F - площа газоносності, тис.м2; h - середня ефек­тивна газонасичена товщина пласта, м; - середні коефіцієнти відкритої пористості і газонасиченості, частках од,; - коефіцієнт газовіддачі, частках од.; /- температурна по­правка, частках од.,

= (273° + 20°)/(273° + ) ,

де - тиск у кінці розробки, МПа,

Н - глибина на рівні центру тяжіння покладу, см; - відносна густина газу за повітрям; - поправні коефіцієнти на стисливість газу при тисках Р і ; - 1/ ; Рст -0,1 МПа.

Параметри визначаються, як і при об'ємному методі обчислення запасів нафти.

Метод обчислення за падінням пластового тиску базується на тому, що в покладах, де початковий об'єм, зайнятий газом, не змінюється в процесі розробки (поклади з газовим режимом), об'єм відібраного газу, який припадає на одиницю падіння пластового тиску, залишається постійним протягом всього часу розробки.

Обчислення видобувних запасів газу ведеться за формулою

 

 

де - об'єми видобутого газу (з врахуванням втрат) на різні дати від початку розробки покладу, млн.м3; - середні тиски в покладі відповідно на першу і другу дати і вкінці розробки, МПа; - поправні коефіцієнти на стисливість газу при тисках ,

Обчислення запасів розчиненого газу. Балансові запаси розчиненого в нафті газу для будь-якого режиму роботи покладу визначають за формулою

 

 

де - балансові запаси нафти, м3; - початкова газонасиченість нафти, визначена за глибинними пробами при диференціальному розгазовуванні, м3/м3.

Видобувні запаси розчиненого газу визначаються залежно від режиму роботи по­кладу:

 

при водонапірних режимах ( > ) -

 

при інших режимах ( )

 

де — об'ємні коефіцієнти пластової нафти до початку розробки ( при тиску ) в кінці розробки ( при тиску ); — кількість газу, розчиненого в нафті при тиску м3/м3.

Обчислення запасів конденсату.Балансові запаси стабільного конденсату визна­чають за формулою

 

 

а видобувні запаси

 

 

де - балансові запаси газу, м3; П - початковий вміст конденсату в пластовому газі, м /м3; - густина стабільного конденсату, т/мЗ; - коефіцієнт конденсатовіддачі.

Балансові запаси цінних компонентів (етану, пропану, бутанів, сірководню, сірки, ме­талів, гелію, аргону та інших), які мають промислове значення, визначають за їх початко­вим вмістом в складі пластового газу або нафти.