При подсчете запасов УВ их относят к категориям А, В, С1 и С2. Условия отнесения запасов к той или иной из указанных категорий определяются «Инструкцией по применению классификации запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов».

Результаты оценки точности подсчета запасов позволяют: 1) дать объективную оценку состояния геологической изученности залежи; 2) получить дополнительные данные для количественной характеристики запасов; 3) выявить и устранить систематические погрешности при обосновании подсчетных параметров и проведении расчетов и тем самым повысить достоверность результатов подсчета запасов; 4) обосновать бурение скважин и проведение исследований, необходимых для доразведки залежи с целью точности подсчета запасов; 5) более правильно и полно определить задачи геологических исследований, проводимых в процессе разработки.

Согласно действующей классификации, запасы месторождений нефти и газа по значению разделяют на две группы, подлежащие отдельному учету: балансовые запасы, вовлечение которых в разработку в настоящее время экономически целесообразно, и забалансовые, вовлечение которых в разработку в настоящее время нецелесообразно или технически и технологически невозможно, но которые в дальнейшем могут быть переведены в балансовые.

В балансовых запасах нефти, растворенного газа, конденсата и содержащихся в них компонентов подсчитываются и учитываются извлекаемые запасы, т.е. часть балансовых запасов, которую можно извлечь при рациональном использовании современной техники и технологии добычи нефти и газа.

Правильный подсчет запасов нефти и газа предполагает раскрытие внутренней структуры подсчетного объекта, знание которой необходимо также для организации эффективной разработки залежей, в частности для выбора структуры системы разработки.

Вопрос 2. Объемный метод подсчета начальных запасов нефти и свободного газа.

Сущность объемного метода заключается в определении массы нефти и объема свободного газа, приведенных к стандартным условиям, в насыщенных ими объемах пустого 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 hн.эф., на среднее значение коэффициента нефтенасыщенности kн.о. и на среднее значение коэффициента нефтенасыщенности kн. Или газонасыщенности kг. при этом выражение Fhн.эф. определяет объем коллекторов залежи (ее части), Fhн.эф.kп.о. – объем пустотного пространства пород-коллекторов, Fhkп.о.kн. или Fhkп.о.kг. – объемы пустотного пространства пород-коллекторов, насыщенных соответственно нефтью или свободным газом. Объемы пустотного пространства насыщенных нефтью или свободным газом, можно получить путем умножения Fhн.эф. на среднее значение коэффициента пористости. Для нефти коэффициент эффективной пористости kп.эф. равен произведению kо.п.kн., а для газа – kп.эф. = kп.о.kг., которые рассчитываются по каждому однородному продуктивному интервалу пласта.

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 коэффициента Q, учитывающего усадку нефти.

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

Vн.ст. = Fhн.эф. kп.о. kн. O

Vн.ст. = Fhн.эф. kп.эф. O

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

Qн.о. = Fhн.эф. kп.о. kн. Ор. (1)

или

Qн.о. = Fhн.эф. kп.эф. Ор. (2)

Для приведения объема свободного газа, содержащегося в залежи (ее части), к стандартным условиям используется произведение барического Кр и термического Кt коэффициентов:

КрКt = ((ро Lо – рост. Lост)/ Рст.) ((То + tст.)/(Tо + tпл.)) (3)

где, ро – среднее значение пластового давления в залежи (ее части), Мпа;

Lо – поправка, обратнопропорциональная коэффициенту сжимаемости реальных газов Zо при давлении ро, Lо = 1/Zо;

рост. – среднее остаточное давление, установленное в залежи, когда давление на устье добывающей скважины равно стандартному, Мпа;

Lост. – соответствует рост поправка на сжимаемость реальных газов, равная 1/Zост.;

Рст. – давление при стандартных условиях, равная 0, 1 Мпа;

То = 273К; tст. = 20оС; tпл. – ср. температура в залежи в пластовых условиях, оС, значение коэффициента Z устанавливается обычно по опытным кривым.

Значение Рскв.о получают интерполяцией к уровню центра тяжести залежей данных замеров глубинным манометром или манометром давления на устьях скважины, приведенных к глубине кровли пласта с учетом веса столба газа:

Рскв.о = Рскв.м , 1293х10-9Нк.п.Рг. (4)

где, Рскв.м – манометрическое давление на устье закрытой скважины, Мпа;

- основание натуральных логарифмов;

Рг – относительная плотность газа по воздуху;

Нк.п. – глубина кровли плата в скважине.

Ротс. = 0, 1 1293х10-9 Рц.т. Рг. (5)

Глубина залегания центра тяжести пластовой залежи с определением долей условности принимается на уровне половины высоты залежи, а массивной – на уровне одной трети высоты от газожидкостного контакта. При подсчете начальных запасов свободного газа в процессе поисково-разведочных работ и разработки залежи используются данные о начальных пластовых давлениях, полученные лишь в поисковых и разведочных скважинах до начала разработки. Этим определяется внимание, которое должно уделяться замерам пластового давления при геологоразведочных работах.

Среднее значение пластовой температуры tпл. вычисляются по данным о замерах в скважине, и также приводятся к уровню центра тяжести залежей.

В соответствии с изложенным, формулы для подсчета начальных запасов свободного газа залежи (ее части) объемным методом имеют следующий вид:

Qг.о. = Fhг.эф. kп.о. kг. Kp Kt (6)

Qг.о. = Fhг.эф. kп.эф. Kp Kt (7)

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

Qн.извл. = Qн.о. kизвл.н. (8)

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. Основными проблемами объемного метода заключаются в своевременном выявлении особенностей геологического строения залежи и объективном определении параметров, характеризующих объем пустотного пространства, насыщенного нефтью или свободного газа.

Любая залежь представляет собой сложный объект. Его сложность обусловлена типом пустотного пространства пород-коллекторов и условиями залегания их в ловушке, типом самой ловушки, характером насыщенности пустого пространства и его изменчивости 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 залежей идет непрерывно с момента ее открытия до завершения разработки. Тем самым первоначально созданные представления о строении залежей в виде статичных моделей постоянно совершенствуются , а иногда и в корне меняются.

Совершенствование статичных моделей происходит в результате, как увеличения объема наблюдений, 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 залежей или проще 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 объема пород – коллекторов, объема пустотного пространства насыщенного нефтью или газом, способы определения средних значений параметров по скважинам, подсчетным объектам или залежей в целом и т.п. )