Запасы нефти, содержащиеся в залежи, определяются на основе изучения изменений основных показателей разработки, а также физических свойств нефти, воды и породы в зависимости от снижения давления в процессе разработки залежи. Отборы нефти, растворенного газа и воды, закачка воды и газа в залежь вызывают непрерывное перераспределение флюидов вследствие изменения пластового давления. При этом, баланс между количеством УВ, содержавшихся в залежи до начала разработки, и количеством УВ добытых и ещё оставшихся в недрах, не нарушается. Следовательно, подсчет запасов нефти методом материального баланса базируется на принципе сохранения материи применительно к залежам УВ.

Статистический метод (метод кривых)

Впервые этот метод применил А.М. Коншин в 1892 году, также он использовал метод удельных плотностей запасов для оценки запасов нефти на неразведанных участках.

Этот метод основан на изучении кривых падения дебита скважин. При построении различного рода кривых изучается статистический материал о добыче за прошлое время, выявляется влияние на дебит тех или иных факторов.

Характер выявленных закономерностей служит основой для построения кривых и их экстраполяции для определения добычи и расчета запасов нефти.

Объемный метод

 Является основным и основан на определении массы нефти, приведенной к стандартным условиям, в насыщенных ими объемах пустотного пространства пород-коллекторов, слагающих залежи нефти или их части. Он применим для подсчета запасов нефти при любом режиме работы залежи в контуре любой категории запасов.

 Если в пределах залежи выделяется несколько категорий запасов, то запасы подсчитываются по каждой категории в отдельности.

 Запасы залежи в целом определяются суммированием запасов отдельных категорий.

 Для подсчета запасов нефти применяют формулу:

Q н бал = F. h _н . k _{п о}. k _н . q.r _н ;

Q н извл = Q н бал . h ;

q = 1 / b

где Q н бал - балансовые запасы нефти, тыс. т;

F – площадь нефтеносности, тыс. м2;

h н средневзвешенная нефтенасыщенная толщина, м;

k п о – коэффициент открытой пористости, доли ед.;

k н - коэффициент нефтенасыщенности, доли ед.;

q - пересчетный коэффициент, доли ед.;

r н – плотность нефти в поверхностных условиях, доли ед.;

Q н извл - извлекаемые запасы нефти, тыс. т;

h - коэффициент нефтеотдачи, доли ед.;

b – объемный коэффициент пластовой нефти, доли ед.

Площадь нефтеносности F контролируется внешним контуром нефтеносности и границами распространения проницаемых прослоев.

Контуры распространения запасов отдельных категорий переносят с подсчетных планов на карты эффективных и нефтенасыщенных толщин, на основе которых рассчитывают F и h н. Подсчетные планы составляют на основе структурной карты по кровле проницаемой части продуктивного пласта.

Эффективная нефтенасыщенная толщина определяется по данным комплекса ГИС с привлечением керна и результатов опробования скважин. По этим данным определяются положение ВНК, кондиционные значения пористости и проницаемости.

Средневзвешенная нефтенасыщенная толщина h н определяется внутри контура запасов каждой категории и вычисляется как средневзвешенная по площади.

Для определения объема порового пространства объем нефтенасыщенной части пласта-коллектора F и h н умножают на среднее значение коэффициента открытой пористости k п о.

Для определения объема нефти, содержащейся в залежи в пластовых условиях, необходимо объем порового пространства F h н k п о умножить на коэффициент нефтенасыщенности k н .

Для определения количества нефти, содержащейся в залежи, полученный объем F h н k п о k н умножаем на плотность нефти r н.

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 (q = 1 / b), учитывающего усадку нефти.

В результате перемножения рассмотренных параметров и коэффициентов получают балансовые запасы нефти.

Для получения извлекаемых запасов нефти необходимо балансовые запасы умножить на коэффициент нефтеотдачи h, равный отношению извлекаемых запасов к балансовым

 Существуют два принципиально разных метода подсчета извлекаемых запасов и ресурсов нефти:

· Детерминистский метод (Deterministic) – метод, базирующийся на известных геологических, инженерных и экономических данных. Для расчета используются одиночные значения параметров, используемых для расчета запасов (площадь, пористость, мощность и т.д.). Результатом также является единственное значение запасов.

· Вероятностный метод (Probabilistic) – статистический анализ известных геологических, инженерных и экономических данных, при котором запасы подсчитываются по непрерывным кривым распределения. На входе и на выходе – кривые распределения значений с вероятностями появления значений.

Аналитические методы подсчета запасов и ресурсов нефти:

· Метод аналогий. В основе лежит предположение о сопоставимости рассматриваемого пласта пластам-аналогам в отношении коллекторских свойств пород и свойств флюида, влияющих на определение величины конечных извлекаемых запасов.

· Объемный метод. Основан на использовании данных о коллекторских свойствах пород и свойствах флюида для расчета объемов начальных геологических запасов и последующего определения той их части, которая может быть добыта в результате реализации конкретного проекта (проектов) разработки.

· Метод материального баланса. Основан на анализе динамики изменения давления в пласте по мере отбора из него флюида.

· Метод анализа эксплуатационных показателей. Основан на анализе изменения темпов отбора и фазового состава добываемой продукции в зависимости от времени и величины накопленной добычи по мере истощения залежи.

Из перечисленных чаще всего применяют Объемный метод подсчета запасов.

Пересчет запасов нефти

Запасы нефти изменяются с течением времени . Поэтому с определенной периодичностью запасы нефти пересчитываются и переутверждаются. Причины изменения запасов при этом могут быть разными.

1. компании ведут добычу нефти, и соответственно запасов в недрах становится меньше. 2. измениться подходы к классификации запасов. 3.. Чем выше цена на нефть, тем больше возможностей вовлечь в разработку труднодоступные и/или трудноизвлекаемые запасы нефти, разработка которых при низкой цене на нефть оказывается нерентабельной.