Новая классификация запасов и прогнозных ресурсов нефти и горючих газоресурсов

 

Классификация запасов и ресурсов Общества инженеров-нефтяников (SPE), Мирового нефтяного конгресса (WPC) и Американского общества нефтяников-геологов (AAPG)

 

 

Сопоставление категорий запасов и ресурсов нефти и горючих газов классификаций Российской Федерации и классификации SPE\WPC\AAPG (Габриэлянц, 2003)

 

МЕТОДЫ ПОДСЧЕТА ЗАПАСОВ НЕФТИ И ГАЗА

Методы посчета запасов нефти

Выбор методов подсчета запасов нефти зависит от качества и количества подсчетных параметров, степени изученности месторождения, режима работы залежи, объекта подсчета (конденсат, нефть).

С реди возможных методов подсчета запасов нефти объемный метод является основным - универсальным - применим в контурах залежи нефти любой категории разведанности, при любом ее режиме работы. Другие методы - статистический, материального баланса, частные варианты объемного метода: объемно-весовой и объемно-статистический и т.п., применимы лишь в отдельных случаях с определенными ограничениями.

 

Объемный метод

Метод основан на определении объема пор продуктивного пласта, определяемого путем изучения размеров нефтеносного пласта и пористости слагающих его пород. Учитывается как общее количество нефти, заполняющей пористые пространства нефтеносных пластов, так и то, которое может быть извлечено при эксплуатации.

 

Начальные балансовые (общие, геологические) запасы нефти в залежах определяются по формуле:

Q_o = F х Н х k_по х k_н х Θ х ρ,

где Q₀ - начальные балансовые (геологические) запасы нефти, млн.т;

F - площадь нефтеносности, м²;

Н - эффективная мощность нефтенасыщенной части пласта, м;

k_п - коэффициент открытой пористости (пустотности), доли единицы (%);

k_н - коэффициент нефтенасыщенности пласта, доли единицы (%);

Θ - объемный коэффициент, показывающий, какой объем 1 м³ товарный нефти занимает в пластовых условиях (обычно Θ /тэта/ около O.85-0.86);

ρ - плотность нефти в поверхностных условиях, г/см³.

Извлекаемые запасы нефти подсчитываются по следующей формуле:

Q _извл⁼ Q₀ х К_извл,

где Q_извл - извлекаемые запасы нефти, млн.т;

К_извл - коэффициент извлечения нефти или коэффициент нефтеотдачи(К_н). К_извл обычно при водонапорном режиме для новых залежей принимается равным 0.5 - 0.6 (максимально!) и зависит от способов эксплуатации, температуры нефтяной залежи, физических свойств нефти, газового давления и других факторов. К_извл выше для нефтеносных залежей, сильно насыщенных газом.

 

 

Объемно-статистический метод

 

Метод основан на количественном использовании данных о коэффициентах нефтенасыщенности и извлечения нефти, полученных на выработанных залежах.

В его основу положены лабораторные и промысловые исследования проницаемости и пористости пород, глубинных проб нефти и всех остальных параметров:

 

X = k_н1 x ή₁ = Q / (F х h₁ х k_п х ρ₁ х Θ₁),

 

где Q – извлекаемые запасы нефти, т;

F – площадь нефтеносности, м²;

h₁ – эффективность мощность нефтенасыщенной части пласта, м;

k_п – коэффициент открытой пористости, доли единицы;

k_н1 –коэффициент нефтенасыщенности пласта, доли единицы;

ρ₁- плотность нефти в поверхностных условиях, т/м³;

Θ₁ – объемный коэффициент, показывающий, какой объем 1 м³ товарной

нефти занимает в пластовых условиях;

ή₁ – коэффициент извлечения нефти, доли единицы.

 

Данный метод можно применять как для залежей, еще не вступивших в разработку, так и для залежей, эксплуатируемых с поддержанием и без поддержания пластового давления.

Наибольшие трудности на новых залежах вызывает определение k_н, ή и F. Эти параметры устанавливают по аналогии с параметрами на старых месторождениях, находящихся в сходных геологических условиях.

Формула по новой залежи имеет следующий вид:

 

Q = F х h х k_п х ρ х Θ х X

 

Запасы нефти, подсчитанные этим методом, относятся только к категориям С₁ и С₂.

 

 

Методы подсчета запасов газа

 

Условия формирования, залегания и разработка газовых месторождений, нефтяных месторождений с газовой шапкой и месторождений нефти с растворенным в нефти газом различны. Соответственно запасы газа подсчитываются различными методами и учитываются отдельно.

 

 

Объемный метод

 

Сущность метода сводится к определению объема пустотного пространства пласта-коллектора в пределах залежи газа и газовой шапки. Объем газа в залежи в силу физико-химических свойств газа зависит от пластовых давлений и температуры.

 

Формула подсчета запасов газа объемным методом выглядит следующим образом:

 

V = F x h x k_п x k_г x [ρ₀: (z₀ x ρ_ат)] x f,

 

Где V – начальные запасы газа, приведенные к стандартным условиям -

давлению и температуре (ρ_ст = 0.1 МПа и Т_ст = 293 К), млн. м³;

F – площадь газоносности, м²;

h – эффективная газонасыщенная мощность пласта, м;

k_п- коэффициент открытой пористости, доли единицы;

k_г- коэффициент газонасыщенности, доли единицы;

f - поправка на температуру для приведения объема газа к

стандартной температуре (f = Т_ст: Т_пл = 293 К: (273 К + t_пл);

ρ₀- начальное пластовое давление в залежи, МПа;

ρ_ат- атмосферное давление, МПа;

z₀ – коэффициент сжимаемости газа.

 

Произведение Fhk_пk_г соответствует объему газа в залежи при атмосферном давлении. Объем газа в залежи зависит от пластового давления ρ₀ и коэффициента сжимаемости газа z₀, которые устанавливают по промысловым ρ₀ и лабораторным z₀ данным.

Коэффициент извлечения газа зависит от многих факторов (режима разработки, наличия конденсата, конечного давления в залежи, неоднородности пласта и т.п.) и должен определяться для каждого конкретного случая. В зависимости от условий К_извл = 0.65 – 0.95.

 

Метод подсчета запасов свободного газа по падению давления

 

Метод основан на данных изменения пластовых давлений в результате отбора газа за время между двумя наблюдениями, т.е. на использовании постоянной во времени зависимости между отбором газа и падением пластового давления. При отсутствии подошвенных и краевых вод:

V_оп = V_доб х {(ρ₂ х α₂): [(ρ₁ х α₁) – (ρ₂ х α₂)],

 

 

где V_оп - запасы газа в пласте, м³;

V_доб- объем газа, добытый в период между наблюдениями, м³;

ρ₁, ρ₂ – пластовые давления соответственно на дату первого и второго

замеров, Па;

α₁, α₂ – коэффициенты отклонения от закона Бойля-Мариотта при

замеренных давлениях.

 

Метод требует тщательных замеров ρ_пл и V_доб в процессе эксплуатации. Недоучет объема залежи, особенно разбитости ее на отдельные экранированные блоки, активности краевых вод может привести к большим погрешностям.