Методика расчёта геологических и извлекаемых запасов нефти объемным методом

09 сентября 2017/ Технологии

Для расчётов геологических запасов используется следующая формула: Q=F·h·m·β·θ

где

Q - геологические запасы, т

F - площадь, м2;

h - эффективная нефтенасыщенная мощность пласта, м;

m - коэффициент эффективной пористости;

β - коэффициент нефтенасыщения;

γ - удельный вес нефти.

θ - пересчётный коэффициент. Величина, обратная объёмному коэффициенту нефти b: θ=1/b Объёмный коэффициент нефти – отношение объёма пластовой нефти к объему той же нефти после дегазации в пластовых условиях, величина безразмерная, находится в пределах от 1,05 до 3 и более. Этот коэффициент не следует смешивать с коэффициентом усадки нефти ε. Существует следующая зависимость между указанными коэффициентами:

 

Где Vпл – объём нефти в пластовых условиях, Vпов – объём нефти на поверхности при стандартных условиях. Усадку нефти на поверхности надо обязательно учитывать , так как она может достгать большой величины, например, на месторождении Оклахома Сити  она составляет 35 %.

   Для расчётов извлекаемых запасов используется следующая формула:Q=F·h·m·β·η·θ

η - коэффициент извлечения нефти (КИН). Это отношение объёма нефти, которая может быть извлечена на поверхность при данном способе разработки и эксплуатации, приведённому к объёму нефти на поверхности, к объёму нефти, также приведённому к объёму нефти на поверхности, первоначально содержавшейся в недрах. 

Значения КИН в зависимости от режима залежи

Режим залежи КИН
Эффективный водонапорный 0,6-0,8
Эффективный режим газовой шапки 0,5-0,7
Неэффективный режим газовой шапки 0,4-0,6
Режим растворенного газа 0,2-0,4
Гравитационный режим 0,1-0,2

В США в гравитационном режиме принимают КИН= 0,05-0,1. В Западной Сибири при эффективном заводнении пластов принимают КИН=0,42 – 0,45.

В условиях применения на месторождении нефти методов повышения нефтеотдачи пластов значения КИН определется как произведение коэффициентов вскрытия, охвата и вытеснения:

КИН=Квскохввыт

где Квск – коэффициент вскрытия,  Кохв – коэффициент охвата, Квыт – коэффициент вытеснения. Значения этих коэффициентов определяются следующим образом: Квск=Vвскрыт/Vзалежи 

где Vвскрыт -  объем нефтенасыщенных пластов вскрытых скважинами, Vзалежи - весь объем нефтенасыщенной залежи.

Кохв=Vвозд/Vнефт

где  Vвозд  – фактический объем залежи, подвегнувшейся воздействию рабочим агентом, Vнефт  - полный объем первоначально нефтенасыщенных участков залежи

Квыт=Vн-Vост/Vн

где Vн – начальный объем нефти в образце ,Vост –объем остаточной пленочной и капиллярной нефти в образце.

В естественных условиях 0.6-0.7, в высокопроницаемых-0.8, в низкопроницаемых-0.4. Для представления извлекаемых ресурсов в баррелях используют нижеприведённые коэффициенты.

 Коэффициенты перевода сырой нефти (тонны в баррели, баррели в тонны)

Удельный вес (150С) Удельный вес  по шкале АРI (150С) т/ баррель баррель/ т
1.000 10 0.15866 6.302
0.9930 11 0.15755 6.346
0.9861 12 0.15645 6.390
0.9792 13 0.15536 6.435
0.9725 14 0.15429 6.480
0.9659 15 0.15324 6.524
0.9593 16 0.15220 6.570
0.9529 17 0.15117 6.615
0.9465 18 0.15016 6.660
0.9402 19 0.14916 6.714
0.9340 20 0.14818 6.759
0.9279 21 0.14720 6.793
0.9218 22 0.14624 6.838
0.9159 23 0.14529 6.882
0.9100 24 0.14436 6.927
0.9042 25 0.14344 6.971
0.8984 26 0.14252 7.016
0.8927 27 0.14162 7.061
0.8871 28 0.14073 7.106
0.8816 29 0.13986 7.150
0.8762 30 0.13899 7.194
0.8708 31 0.13813 7.239
0.8654 32 0.13729 7.284
0.8602 33 0.13645 7.328
0.8550 34 0.13562 7.373
0.8498 35 0.13481 7.418
0.8448 36 0.13400 7.462
0.8398 37 0.13321 7.507
0.8348 38 0.13242 7.552
0.8299 39 0.13164 7.596
0.8251 40 0.13087 7.641
0.8203 41 0.13011 7.686
0.8155 42 0.12936 7.730
0.8109 43 0.12862 7.774
0.8063 44 0.12789 7.819
0.8017 45 0.12716 7.864
0.7972 46 0.12644 7.908
0.7927 47 0.12573 7.953
0.7883 48 0.12503 7.997
0.7839 49 0.12434 8.042
0.7796 50 0.12365 8.057