Методы подсчета запасов и оценки месторождений

кв. м.;
H – средняя эффективная нефтенасыщенная

толщина (суммарная

КПОР

толщина нефтенасыщенных слоев-коллекторов), м;
– пористость, д. ед.;

КННАС – коэффициент газоносности, д. ед.;

КПЕР

– пересчетный коэффициент нефти (учитывает различия плотности
нефти в пластовых и стандартных условиях);
ρ – плотность нефти, т/куб. м.

Геологические запасы
QГЕОЛ = S ∙ H ∙ КПОР ∙ КН ∙ К ∙ ρ
НАС ПЕР

ПОДСЧЕТ ЗАПАСОВ НЕФТИ

коэффициент извлечения нефти, д. ед.

Объемный метод

Извлекаемые запасы

КИН
КВЫТЕСНЕНИЯ

КОХВАТА

коэффициент извлечения нефти, д. ед.;
коэффициент вытеснения, д. ед.;
коэффициент охвата, д. ед.;

КИН = КВЫТЕСНЕНИЯ∙КОХВАТА∙КЗАВОДНЕНИЯ*

КЗАВОДНЕНИЯ* – коэффициент заводнения, д. ед. (исключен из формулы)
Коэффициент вытеснения –это часть нефти, которая будет вытеснено из образца
при бесконечной прокачки через него вытесняющего агента (воды, газа и т.п.).
Коэффициент охвата – отношение объема промытой части пустотного пространства, охваченного процессом вытеснения к общему объему насыщенных нефтью пустот продуктивного пласта.

ПОДСЧЕТ ЗАПАСОВ НЕФТИ

определенной по керну и ГИС.

Пористость

по керну, %

Сопоставления характера насыщения
по ГИС и результатам испытаний.

Пористость, %

Пористость эф., %

Выделение коллектора

воды (ЗЧВ) – 100%

Изменение водонасыщенности Кв пласта в зависимости от проницаемости Кпр коллектора и его положения относительно зеркала чистой воды по данным
капилляриметрии

ВНК принимали подошву нефти, то сейчас иногда принимают
кровлю воды

Кривые относительных фазовых проницаемостей

Зона остаточного
нефтенасыщения (Кно)

ряде случаев, определяет, что при одинаковой нефтенасыщенности пород-коллекторов может быть получен, как приток нефти, так и воды.

расположения зоны тектонического экранирования.
Западно-Сибирская НГП.

литологического экранирования.
Западно-Сибирская НГП.

нефтеносности

- внутренний контур нефтеносности

ГИС

тонкие пропластки,
плохие коллектора,
недостаточный комплекс, петрофизическая необеспеченность литологически сложные коллектора

контур нефтеносности

ВНК

Полигон пересечения подошвы пласта с поверхностью ВНК

Поверхность ВНК

(по Степанову А.В. И др.)

Гидродинамический
напор

типа напластования.

1. Построение структурного
каркаса

4. Построение
литологической модели пласта и выделение коллекторов

3. Построение куба
пористости,
проницаемости

5. Расчет насыщения,
выделение залежи

- Расчет запасов У.В. по
геологической модели 3Д.
- Защита модели в ГКЗ.

База для построения гидродинамической модели, обоснования КИН

СОЗДАНИЕ ТРЕХМЕРНОЙ ЦИФРОВОЙ ГЕОЛОГИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ

– геологические запасы нефти, тыс. т;

?ГС

– коэффициент содержания газа в нефти, куб. м/т.

ИЗВЛ

?РГ

= ?ИЗВЛ ∙ ?ГС

ИЗВЛ

?РГ

– геологические запасы растворенного газа, тыс. куб. м.;

?ИЗВЛ – геологические запасы нефти, тыс. т;

?ГС

– коэффициент содержания газа в нефти, куб. м/т.

газоносности, тыс. кв. м.;
H – средняя эффективная газонасыщенная толщина (суммарная толщина газонасыщенных слоев-коллекторов), м;
– пористость, д. ед.;

КГНАС – коэффициент газонасыщенности, д. ед.;
?Н – поправка за отклонение от идеального газа (начальные условия), д. ед.;
РН – начальное пластовое давление, МПа;
?К – поправка за отклонение от идеального газа (конечные условия), д. ед.;
РК – конечное пластовое давление, МПа; РСТ – стандартное давление = 0,10133 МПа; ТСТ – стандартная температура = 2930К; ТПЛ – начальная пластовая температура, 0К.

?

ГЕОЛ

= ? ∙ ? ∙ КПОР ∙ КГ
НАС

∙ ?Н ∙ РН − ?К ∙ РК ∙ Тст
РСТ ТПЛ

давления рпр и температуры Тпр

ТКР – критическая температура, 0К;

РКР

– критическое давление МПа

Табличные значения (зависят от состава газа)

ПР

Т =

Т

ТКР

ПР

Р =

Р

РКР

? = ?

?

??)

(??∙ ?? − ?? ∙ ??)

ПОДСЧЕТ ЗАПАСОВ ГАЗА ПО ПАДЕНИЮ ДАВЛЕНИЯ

QИЗВЛ – извлекаемые запасы газа, млн. куб. м;
?? – количество газа, добытого с начала разработки на 1-ую дату замера;
?? – количество газа, добытого с начала разработки на 2-ую дату замера;
?? – поправка за отклонение от идеального газа на 1-ую дату замера, д. ед.;
?? – поправка за отклонение от идеального газа на 2-ую дату замера, д. ед.;
?К – поправка за отклонение от идеального газа (конечные условия), д. ед.;
Р? –пластовое давление на 1-ую дату замера, МПа; Р? –пластовое давление на 2-ую дату замера, МПа; РК – конечное пластовое давление, МПа;

м.;

?ГЕОЛ – геологические запасы газа, млн. куб. м;

?КС

– коэффициент содержания конденсата, кг/куб. м.

ИЗВЛ

?К

= ?К ∙ КИК
ГЕОЛ

ИЗВЛ

?К

ГЕОЛ

?К

извлекаемые запасы конденсата, тыс. т. м.;
геологические запасы конденсата, тыс. т. м.; КИК – коэффициент извлечения конденсата, д.ед.

на разведанные структуры, затем полученный коэффициент умножается на площадь поискового объекта.
Вероятностная оценка запасов (метод Монте-Карло).

90
50
10

Р90

Р50

Р10 Текущий подсчетный параметр, ожидаемые запасы

Вероятность, %

коллектора (Ркол); Вероятность существования покрышки (Рпокр); Вероятность существования ловушки (Рлов);
Вероятность, что ВНК/ГВК будет на отметке не выше определенной отметки (Рвнк);
Вероятность, что средняя пористость будет не меньше определенного значения
(Рпор);
Вероятность, что средний коэффициент нефтенасыщенности/газонасыщенности
будет не меньше определенного значения (Рнас);
Вероятность, что средний дебит скважин будет не меньше определенного значения
(Рд).
Вероятность открытия залежи со свойствами не хуже выбранных значений (Р)
Р = Рув ∙ Ркол ∙ Рпокр ∙ Рлов ∙ Рвнк ∙ Рпор ∙ Рнас ∙ Рд [доли единицы]

Ожидаемые запасы = Р х Ресурсы

вероятность
существования залежи

вероятность наличие вероятность
требуемых запасов достижения
определенного уровня добычи