Сущность объемного метода

Сущность объемного метода заключается в определении массы нефти или объема свободного газа, приведенных к стандарт­ным условиям, в насыщенных ими объемах пустотного простран­ства пород-коллекторов залежей нефти и газа или их частей.

Величину этих объемов получают путем умножения горизон­тальной проекции площади залежей нефти или свободного газа (F) на среднее значение вертикальной эффективной нефте(газо)-насыщенной толщины пласта h эф.н. на среднее значение коэффици­ента открытой пористости k п.о. и на среднее значение коэффициен­та нефтенасыщенности k н. или газонасыщенности k г.. При этом вы­ражение Fh н.эф определяет объем коллекторов залежи (ее части), Fh н.эф k п.о.—объем пустотного пространства пород, Fhk п.о. k н. или Fhk п.о. k г. — объемы пустотного пространства пород-коллекторов, насыщенных соответственно нефтью или свободным газом.

В пустотном пространстве пород-коллекторов, насыщенных нефтью, в пластовых условиях нефть содержит растворенный газ. Для приведения объема пластовой нефти к объему нефти, дегази­рованной при стандартных условиях, используется среднее значе­ние пересчетного коэффициент q, учитывающего усадку нефти.

С учетом этих параметров объем нефтяной залежи (ее части) при стандартных условиях будет определяться выражением

V н.ст = Fh н.эф k п.о. k н. q

Умножив V н.ст на среднее значение плотности нефти r при стан­дартных условиях, получим начальные запасы нефти, содержа­щиеся в этой залежи или ее части:

Q н.н = Fh н.эф k п.о. k н. q r

Для приведения объема свободного газа, содержащегося в за­лежи (ее части), к стандартным условиям используется произве­дение барического К р и термического K т. Коэффициентов: K р K т. =[(p о а о - p ост a ост )/p ст ] [(T о + t ст) /(T о + t пл) ] где р о - среднее начальное пластовое давление в залежи (ее час­ти), МПа; а o - поправка, обратно пропорциональная коэффициенту сжимаемости реальных газов Zo при давлении р о; а о=1/Zо; p ост - среднее остаточное давление, устанавливающееся в залежи, когда давление на устье добывающих скважин равно стандартно­му, МПа; a ост - соответствующая p ост поправка на сжимаемость реальных газов, равная l/Zocт

p ст - давление при стандартных, условиях, равное 0,1 МПа; T о = 273 К;

t ст =20°С; t пл - средняя температура в залежи в пластовых условиях, °С.

В соответствии с изложенным формула для подсчета началь­ных запасов свободного газа залежи (ее части) объемным мето­дом имеют следующий вид: Q н.г = Fh г.эф k п.о. k г K р K т

Часть балансовых запасов нефти, которая может быть извле­чена из недр, - извлекаемые запасы - определяется с помощью коэффициента извлечения k и.н: Q н.и. = Q н.н k и.н.

Объемный метод можно считать практически универсальным для подсчета запасов любой залежи или ее части при любой сте­пени изученности. Внешне он представляется довольно простым, однако эта простота таит в себе множество проблем. Основные проблемы объемного метода заключаются в своевременном выяв­лении особенностей геологического строения залежи и объектив­ном определении параметров, характеризующих объем пустотного пространства, насыщенного нефтью или свободным газом.

Любая залежь представляет собой сложный объект. Его слож­ность обусловлена типом пустотного пространства пород-коллекто­ров и условиями залегания их в ловушке, типом самой ловушки, характером насыщения пустотного пространства и его изменчиво­стью по площади и разрезу, взаимосвязанностью параметров, ус­ловиями залегания флюидов в недрах и т. п.. По существу объек­тивное выявление каждого из перечисленных факторов представ­ляется проблемой, которая нередко усложняется недостаточно­стью и низким качеством фактических данных. Поэтому процесс изучения залежи идет непрерывно с момента ее открытия до за­вершения разработки. Тем самым первоначально созданные пред­ставления о строении залежей в виде статических моделей посто­янно совершенствуются, а иногда и в корне меняются.

Совершенствование статических моделей происходит в резуль­тате как увеличения объема наблюдении, так и привлечения но­вых методов исследования и рационального комплексирования их с другими применительно к условиям каждой стадии геологоразве­дочных работ и разработки залежей. Чем ниже стадия изученно­сти залежи или проще ее строение, тем проще модель и применяе­мый вариант объемного метода. С повышением степени изученно­сти они усложняются. Именно этим обусловливается многовариант­ность объемного метода. Каждому варианту присущи свои спосо­бы определения объемов пород-коллекторов, объемов пустотного пространства, насыщенного нефтью или газом, способы определе­ния средних значений параметров по скважинам, подсчетным объектам или залежи в целом и т. п.