Об’ємний метод підрахунку запасів нафти
Об’ємний метод підрахунку запасів нафти відомий у вигляді декількох варіантів:
- власне об’ємний метод;
- об’ємно-статистичний метод;
- метод ізоліній;
- об’ємно-ваговий метод;
- гектарний метод.
Найбільш частіше застосовується для підрахунку запасів і ресурсів власне об’ємний метод, який являє собою найбільш повне і детальне вираження варіантів цієї групи. Формула власне об’ємного методу має вигляд:
для підрахунку балансових геологічних запасів нафти
;
для підрахунку видобувних запасів нафти
;
де Qн.о і Qн.вид – відповідно балансові і видобувні запаси нафти, млн. т;
– площа нафтоносності, м2
– середня ефективна нафтонасичена товщина пласта, м;
– середній коефіцієнт відкритої пористості колектора, долі од.;
– середній коефіцієнт нафтонасиченості породи; долі од.;
– підрахунковий коефіцієнт, який враховує усадку нафти на поверхні її дегазації долі од,:
;
– коефіцієнт усадки нафти після її дегазації;
– густина нафти на поверхні при стандартних умовах, кг/м3 або т/м3;
– коефіцієнт нафтовіддачі або нафтовилучення, долі од.
Крім цього кожен із добутків відповідно визначає:
- ефективний об’єм покладу;
– сумарний об’єм відкритих пор в ефективному об’ємі покладу;
– об’єм нафти, яка вміщується в порах в ефективного об’єму покладу (пластові умови);
– об’єм нафти, яка вміщується в порах в ефективному об’ємі покладу у перерахунку до стандартних умов;
– балансові запаси нафти при стандартних умовах, т;
–видобувні запаси нафти при стандартних умовах, т.
Параметри власне об’ємного методу визначаються шляхом детального вивчення комплексу даних пошукових, розвідувальних і експлуатаційних свердловин, який включає матеріали промислово-геофізичних методів, лабораторних досліджень керну, проб нафти і води, результатів промислових досліджень в процесі випробування та дослідження продуктивних горизонтів.
Площа нафтоносності (F)
Площа нафтоносності F визначається шляхом нанесення на підрахунковий план положення ВНК по окремих покладах або для родовища в загальному. Площа нафтоносності на підрахункових планах, а точніше на виділених площах підрахунку запасів або ресурсів визначається за допомогою планіметра або ЕОМ.
Середня ефективна нафтонасичена товщина ( h)
Середня ефективна нафтонасичена товщина h визначається за допомогою комплексу промислово-геофізичних досліджень з урахуванням результату випробування свердловин та даних досліджень керну. Для зручності виділення ефективної нафтонасиченої товщини будують кернограми в межах продуктивних горизонтів, на яких поруч з фактичними даними про пористість, проникність та водонасиченість вказують кондиційні значення цих параметрів при яких пласт не рахується продуктивним колектором. Кернограми значно полегшують визначення сумарних значень ефективних нафтонасичених товщин в межах інтервалів продуктивних горизонтів. При визначенні ефективної нафтонасиченої товщини в окремих свердловинах необхідно виключити із загальної товщини пласта, прошарки глин і аргілітів, а також прошарки, пористість і проникність яких нижче кондиційних значень.
Середня ефективна нафтонасичена товщина може бути визначена як середньоарифметична величина або середньозважена величина по площі за наступними формулами:
1) середньоарифметична величина
де 
– ефективні нафтонасичені товщини продуктивного пласта або горизонту в окремих свердловинах, м;
n – кількість свердловин.
2) середньозважена величина по площі
де 
– середні ефективні нафтонаcичені товщини пласта на ділянках карти ефективної нафтонасиченої товщини обмеженої двома сусідніми ізопахітами, м;
– площі відповідних ділянок, обмежених двома сусідніми ізопахітами, м2.
Коли в межах покладу виділяються блоки або ділянки з різними категоріями запасів середня ефективна нафтонасичена товщина пласта розраховується для кожної категорії запасів самостійно.
Величина відкритої пористості (т).
Величина відкритої пористості т в окремих свердловинах визначається на основі даних лабораторних досліджень зразків керну, відібраних з інтервалу ефективної нафтонасиченої товщини або за даними промислово-геофізичних досліджень при недостатній кількості взірців керну. В будь-якому випадку для більшої впевненості необхідно мати достатню кількість визначень пористості і скористатись поінтервальним порівнянням даних промислово-геофізичних досліджень з результатами визначення пористості по керну.
Внаслідок такого порівняння з врахуванням кількості і якості спостережень уточнюється перевага тих або інших даних по відношенню до інших. При цьому в жодному випадку для розрахунків середнього значення коефіцієнтів пористості не слід використовувати суміш даних визначених по керну і даних промислово-геофізичних досліджень.
Середня величина відкритої пористості в межах площі визначається аналогічно, як середня ефективна нафтонасичена товщина, а саме:
1) середньоарифметична величина
де 
– конкретні значення відкритої пористості пo свердловинах (без значень нижче кондиційних), %;
n – число конкретних значень.
Середньоарифметична величина коефіцієнта пористості по свердловинах рахується в тому випадку, якщо пласт є однорідний за літологічною характеристикою, а окремі індивідуальні значення пористості мало відрізняються між собою. Якщо пласт неоднорідний за літологічним складом і складений декількома прошарками, то середню величину коефіцієнта відкритої пористості визначають як середньозважену по товщині пласта.
2) середньозважена по товщині пласта
або
де 
– середні значення коефіцієнта відкритої пористості в межах відповідного інтервалу, %;
– товщини окремих інтервалів або прошарків, для яких визначена пористість, м.
По цих середніх значеннях пористості по свердловинах розраховується середньоарифметична величина пористості mс.р. по пласту:
,
де т1с.р(h), т2с.р(h), тпс.р(h) – середні значення пористості по свердловинах, %;
3) середню величину пористості по пласту можна визначити шляхом зважування даних по свердловинах по площі (S) за допомогою побудови карти рівної пористості:
,
де т1с.р, т2с.р, тпс.р – середні значення пористості між сусідніми ізопахітами, %;
– площі відповідних ділянок, обмежених двома сусідніми ізопахітами, м2.
Коефіцієнт нафтонасиченості (bн).
Коефіцієнт нафтонасиченості bн визначається на основі результатів розрахунку водонасиченості по керну або промислово-геофізичних даних. При цьому досить корисне поінтервальне співставлення результатів аналізу кернів і промислово-геофізичних досліджень. Для визначення середнього значення коефіцієнта нафтонасиченості слід будувати відповідні карти і робити розрахунки, аналогічні тим, які робляться для визначення середнього значення коефіцієнта відкритої пористості.
Коефіцієнт нафтонасиченості bн безпосередньо пов’язаний з коефіцієнтом або вмістом зв’язаної води (bзв.в) в порах. Чим більший коефіцієнт зв’язаної води, тим менший коефіцієнт нафтонасиченості. Рахується, що об’єм порового простору приймається за одиницю, вміст нафти і зв’язаної води дорівнює 1. Таким чином, визначивши вміст зв’язаної води за допомогою ГДС або будь–якими іншими методами можна визначити bн
.
Коефіцієнт нафтонасиченості не може бути більше 1.
Перерахунковий коефіцієнт (q).
Перерахунковий коефіцієнт q (величина, обернена до об’ємного коефіцієнту пластової нафти b) найбільш точніше визначається за даними лабораторних досліджень глибинних проб пластової нафти, відібраних безпосередньо з глибин інтервалів перфорації. Відбір і дослідження глибинних проб пластової нафти необхідно проводити по першим розвідувальним свердловинам, розташованих на різних гіпсометричних відмітках і в різних частинах покладу (особливо при значному поверсі нафтоносності і значних розмірів покладу). Обробка результатів досліджень заключається у встановленні закономірностей зміни властивостей пластових нафт по площі і висоті покладу, у відповідності з чим визначається і середнє значення параметру.
При незначних і безсистемних відхиленнях перерахункового коефіцієнта по площі і висоті покладу, зазвичай приймається середньоарифметичне значення його по всіх свердловинах, за виключенням тих, по яких проби виявились явно неякісними. При закономірних змінах перерахункового коефіцієнта по площі або висоті покладу середнє значення перерахункового коефіцієнта вираховується з урахуванням цих змін і перераховуються на середину об’єму покладу. У ряді випадків буває корисним (навіть необхідним) будувати графіки зміни перерахункового коефіцієнта (або об’ємного коефіцієнта пластової нафти), а також тиску насичення нафти газом і дійсної розчинності газу в нафті. В загальному випадку зміна значень перерахункового коефіцієнту в першу чергу повинна бути ув’язана з абсолютною глибиною залягання пласта або того прошарку, з якого відібрана проба пластової нафти.
Перерахунковий коефіцієнт q визначає можливість усадки нафти в пластових умовах і визначається через коефіцієнт усадки нафти e, що визначається в лабораторних умовах. Формула для підрахунку має вигляд:
q може бути визначено через ε по графічних залежностях.
Густина нафти (ρн).
Густина нафти визначається на основі аналізу проб нафти, відібраних на гирлі свердловини і досліджених в стандартних умовах (Р=0,1МПа, t=20°С). Відбір і аналіз поверхневих проб нафти повинні бути проведені по всіх розвідувальних свердловинах, які дали припливи нафти, а при визначенні середнього значення густини нафти повинні бути використані тіж самі методи, які рекомендовані для визначення перерахункового коефіцієнту.
Густина нафти ρн (кг/м3 або т/м3) визначається, як середньоарифметична величина з усіх вимірів по окремих свердловинах, які відносяться до даної площі підрахунку.
Коефіцієнт нафтовіддачі (нафтовилучення)( ηн).
Коефіцієнт нафтовіддачі (нафтовилучення) ηн характеризує можливість видобутку балансових геологічних запасів нафти при використанні раціональної системи розробки і способу видобутку з врахуванням природного режиму роботи покладу. Коефіцієнт нафтовилучення може бути проектним, поточним, кінцевим. Під час розробки може змінюватись від ефективності розробки, особливостей геологічної будови покладу. Приймається по аналогії з сусідніми родовищами, які вже розробляються для даного нафтоносного регіону.