Материал: Министерство науки и высшего образования российской федерации филиал федерального государственного бюджетного образовательного учреждения

8

Продуктивный пласт представлен песчаником. Толщина пласта 40 м.

9

Продуктивный пласт представлен песчано-глинистыми отложениями. Толщина пласта 30 м.

10

Продуктивный пласт представлен пористыми известняками. Толщина пласта 100 м. продуктивный пласт в районе скважин №№ 3, 6 разделяется пропластком плотный доломитов толщиной 10 м на два пропластка с толщиной 10 и 90 м.

Лабораторнаяработа№4

ОЦЕНКА ЗАПАСОВ НЕФТИ ОБЪЕМНЫМ МЕТОДОМ

Цельработы:научитьсянапрактикепользоватьсяобъемнымметодомподсчетазапасовнефти.Задание: оценить величину запасов нефти представленной залежи. Приоценкеиспользоватьразличныеметодыосреднениягеолого-физическихпараметровпласта.Ходвыполнения:Объемный метод подсчета запасов нефти широко распространен и можетбыть использован при любом режиме работы нефтяного пласта и на любойстадииегоразведанности.Для подсчета запасов нефти объемным методом применяют следующуюформулу:????_изb=????·ℎ_????????·????0·????_????????·????_????·????·_????0, (1)где????изb– извлекаемые(промышленные) запасынефти, т;F– площадьнефтеносности,м²;h_HH–среднеезначениенефтенасыщеннойтолщиныпласта,м;m₀ – среднее значение коэффициента открытой пористостинефтесодержащих пород,д.ед.;К_НН–среднеезначениекоэффициентанефтенасыщения(коэффициентнасыщенияпластанефтью),д.ед.;_Н–плотностьнефти наповерхности,т/м³;-пересчетныйкоэффициент,учитывающийусадкунефти,д.ед.:(=1/b, b–объемныйкоэффициентпластовойнефти,ед.);_НО–коэффициентнефтеотдачи,д.ед.

Масштаб1 :50000Рисунок1–Карта-схемазалежинефти(подсчетногообъекта)Определениеплощадизалежи.Дляопределенияплощадизалежи(подсчетного объекта) разбиваем площадь залежи на равные геометрическиефигуры. Лучше всего для этой цели подходят квадраты размером 1  1 см или0,50,5 см.Площадьодногоквадратасучетоммасштабаможноопределить.Например, при горизонтальном масштабе 1 : 50000 длина стороны квадрата вреальном размере500м, отсюдаплощадьквадратасостороной2см равна25000 м².Подсчитывает количество целых и нецелых квадратов отдельно для чистонефтянойиводонефтянойзонзалежи.Площадьнецелыхквадратовпринимаетсякак ½площади целых квадратов.Отсюда,площадьчистонефтянойзоны(ЧНЗ):
???? = (???? ^{3H K} × ???? , (2))
H3 H K3H KBKгдеF_ЧЗН–площадьчисто нефтянойзонызалежи,м²;
K
????^3H – количество целых квадратов в чисто нефтяной зоне залежи, шт.;
H K
K^H3 – количество нецелых квадратов в чисто нефтяной зоне залежи, шт.; ????_KB–площадьодногоквадрата,м².Аналогичным образом рассчитывается площадь водонефтяной зонызалежи.Площадьрассчитывается поформуле:
???? = (????^{BH3 K} × ???? , (3))
BH3 HKBH3 KBKгде????_BH3–площадьводонефтянойзонызалежи,м²;
K
????^BH3 – количество целых квадратов в водонефтяной зоне залежи, шт.;
H K
K^BH3–количество нецелых квадратов в водонефтяной зоне залежи шт. Определение среднего значения нефтенасыщенной толщины.

Среднее значение нефтенасыщенной толщины определяется как среднеарифметическое значение толщин по скважинам. Например, среднее значение нефтенасыщенной толщины по варианту № 0 составит 9,18 м. таким образом, среднее значение нефтенасыщенной толщины ЧНЗ равно 9,1 м. для определения нефтенасыщенной толщины в ВНЗ используют допущение, что она вполовину меньше таковой в ЧНЗ (рисунок 2).

Определение объема горных пород. Объем горных пород подсчетного объекта (в формуле это произведение F  h_НН определяется по формуле:

= ???? × ℎ_???????? = ???? _H3 × ℎ ^H3 ????_BH3 × ℎ^BH3, (4)

а – фрагмент карты (подсчетного плата); б – фрагмент геологического

профилязалежи(подсчетногообъекта);1–нефтенасыщеннаяпорода-коллектор (песчаник); 2 – водоносная порода-коллектор; 3 – водонефтянойконтакт (ВНК); 4 – внешний контур нефтеносности; 5 – внутренний контурнефтеносности;
HH
ℎ^H3 – среднее значение нефтенасыщенной толщины пласта на внутреннем контуре нефтеносности равна среднему значению
HH

HH
нефтенасыщенной толщины пласта а в ЧНЗ; ℎ^BKHH – эффективная нефтенасыщенная толщина пласта на внешнем контуре нефтеностности равна нулю; ℎ^BH3 – среднее значение нефтенасыщенной толщины пласта в ВНЗ равна
HH
половине ℎ^H3Рисунок 2 – Допущения при определении среднего значениянефтенасыщеннойтолщиныпродуктивногопласта вВНЗНапример, для варианта 0 среднее (весовое) значение открытойпористостибудет равным:_????0 ₌7,6·18,6+9,2·20,5+11,3·22,6+10,6·22+6,8·16,3₌929,38_=20,43%7,6+9,2+11,3+10,6+6,8 45,5Безиспользованиявесовыхкоэффициентовсреднеезначениепористостибыло быравным 20%.