МЕТОДИ ПІДРАХУНКУ ЗАПАСІВ НАФТИ, ГАЗУ І КОНДЕНСАТУ
На теперішній час достатньо обґрунтовані теоретично і практично три групи методів підрахунку запасів і ресурсів нафти і газу: об’ємний; статистичний; матеріального балансу.
Супутні компоненти підраховуються за їх процентним вмістом в складі основної корисної копалини.
Вибір методу підрахунку – запасів нафти і газу залежить від режиму роботи, ступеня розвіданості та вивченості покладу, а це в свою чергу залежить від кількості і якості первинних даних. Виходячи з досвіду проведених геологорозвідувальних робіт та підрахунку запасів нафти і газу діючою інструкцією „Із застосуванням Класифікації запасів і ресурсів корисних копалин Державного фонду надр до геолого-економічного вивчення ресурсів перспективних ділянок та запасів родовищ нафти і газу” 1997 р. Державної комісії по запасах (ДКЗ) визначені наступні основні положення:
1) запаси нафти і газу підраховуються за допомогою підрахункових планів складених на основі структурних карт, масштаби планів 1:5000 – 1:25000, залежать від розмірів і складності геологічної будови покладів;
2) підрахунок запасів проводиться окремо по покладах з виділенням запасів нафтової, газової, водо-нафтової, газо-нафтової, газо-нафто-водяної, газо-водяної зон в загальному по родовищу, а також величини і розташування важко видобувних запасів нафти і газу;
3) підрахунок запасів нафти нових нафтових і газонафтових родовищ (покладів) проводиться об’ємним методом а тих, що перебувають в розробці – об’ємним методом, методом падіння пластового тиску, методом матеріального балансу. По покладах, що перебувають на пізній стадії розробки підрахунок балансових запасів може проводитись статистичним методом;
4) підрахунок запасів газу газових, газо-конденсатних і нафтогазових нових родовищ (покладів) проводиться об’ємним методом. Для родовищ (покладів), що розробляються застосовується об’ємний метод, а також інші види методу падіння пластового тиску у разі відсутності різко визначеного водонапірного режиму. У випадку використання методу падіння пластового тиску слід встановити: зміну в часі приведеного пластового тиску залежно від сумарного відбору газу; зниження середньозваженого пластового тиску; кількість води, що поступила до пласта за час розробки родовища. Одночасно запаси підраховуються за сумою дренованих об’єктів експлуатаційних свердловин;
5) підрахунок запасів газу розчиненого в нафті проводиться відповідно до режиму розробки нафтового покладу та за вмістом газу в нафті в пластових умовах, який визначається за результатами дегазування глибинних проб нафти в стандартних умовах;
6) видобувні (балансові) запаси газу розчиненого в нафті визначаються при водонапірному режимі по видобувних запасах нафти, а для родовищ з іншими режимами - по загальних запасах нафти з урахуванням її дегазації в процесі розробки;
7) підрахунок запасів конденсату газоконден-сатних покладів здійснюється за даними дослідження свердловин, експериментального вивчення властивостей пластових систем та розрахунків вмісту конденсату і його видобувної частини відповідно до режиму розробки;
8) підрахунок перспективних ресурсів вуглеводнів на площах підготовлених до глибокого буріння, а також в межах не розкритих бурінням пластів родовищ проводиться тільки об’ємним методом;
9) запаси і перспективні ресурси супутніх корисних компонентів, що мають промислове значення підраховуються згідно вимог “Класифікації запасів і ресурсів...” (1997 рік) та вимог до комплексного вивчення родовищ і підрахунку запасів супутніх корисних копалин і компонентів.