Запасы нефти подсчитываются объемным методом по формуле:
Qб=S*h*Kп*Кн*Кy*ρн,
где Qб-балансовые запасы нефти, т;
S-площадь нефтеносности, м2;
H - средняя нефтенасыщенная толщина пласта, м;
Kп – коэфф-т открытой пористости, доли ед.;
Кн - коэфф-т нефтенасыщенности, доли ед.;
Кy – пересчетный коэфф-т, учитывающий усадку пластовой нефти в поверхностных условиях,доли ед.;
ρн – плотность нефти на поверхности, кг/м3.
Площадь нефтеносности определяется на подсчетном плане в пределах внешнего контура нефтеносности.
Эффективная нефтенасыщенная толщина для подсчета запасов определяется по комплексу промыслово-геофиз. исследований скважин.
Средневзвешанное рассчитывается по карте нефтенасыщенной толщины по формуле:
hn=( h1*f1+ h2*f2 +…+ hn*fn)/ (f1+f2+fn),
где hn - средневзвешанная эффективная нефтенасыщенная толщина, м;
f1+f2+fn –площади участков пласта, заключенные между соседними изопахитами;
h1, h2, hn- средняя нефтенасыщенная толщина между двумя изопахитами, м.
Коэфф-т открытой пористости определяется по керну и результатам промыслово-геофиз. исследований.
Коэфф-т нефтенасыщенностиопределяется на основании расчета остаточной водонасыщенности по керну илипромыслово-геофиз данным.Пересчетный коэфф-т– величина, обратная объемному коэфф-ту. Он определяется по результатам лабораторных исследований глубинных проб нефти. Пересчетный коэфф-т рассчитывается по формуле:
Кy=1/b,
где b-объемный коэфф-т, доли ед.
Плотность нефти определяется при лабораторном анализе проб нефти, отобранных на устьях скважин в стандартных условиях (0,1 МПа, +20оС). Извлекаемые запасы нефти рассчитываются по формуле:
Qн=Qб*Ки,
где Qн - извлекаемые запасы нефти,т;
Kи – коэфф-т извлечения нефти, доли ед.
Коэфф-т извлечения нефти рассчитывается несколькими методами, которые можно объединить в 2 группы:
Первая группавключает методы, использующие различные геолого-физ. и технологические параметры, позволяющие получать вероятные значения прогнозного коэфф-та извлечения. Это методы анологии, статистические и эмпирические.
Вторая группа объединяет методы расчета динамики добычи и конечной величины извлекаемых запасов проектируемого эксплуатационного объекта. Это гидродинамические, экстраполяционные методы, основанные на принципе матер. баланса.
Под коэффициентом вытеснения понимается отношение объема вытесненной нефти к начальному объему ее в породе-коллекторе при длительной и интенсивной промывке пористой среды до полного прекращения выноса нефти в свободном состоянии. Этот коэфф-т определяется в лабораторных условиях по керну (из изучаемого объекта) и показывает предельно достижимую величину извлечения нефти для данного образца породы.
Коэфф-т охвата вытесненияпоказывает отношение объема полостей, охваченных процессом фильтрации, ко всему объему полостей в пределах залежи. Этот коэфф-т показывает потери нефти вследствие неоднородности коллекторов и зависит от плотности сетки скважин и особенностей их расположения на площади залежи.
Коэфф-т заводнения представляет собой отношение объема промытой части пустотного пространства ко всему объему этого пространства, первоначально насыщенного нефтью.