нах. При випробуванні верхнього інтервалу, що межує із зоною стабілізованого насичення, отримують притоки безводних нафти і газу; при випробуванні середнього інтервалу - притоки нафти і газу з водою, причому, чим ближче до водонасиченого зоні, тим вище частка води в продукції свердловини; опробування нижнього інтервалу зі значеннями нафтогазонасиченості менше граничних дає притоки практично однієї води.
. Об'ємний метод підрахунку запасів нафти, сутність методу та геологічні умови його застосування
Суть методу полягає у вивченні геологічних умов залягання нафти в пласті і властивостей насичує флюїду.
Метод є універсальним, і при цьому можуть бути використані кілька різновидів об'ємного методу, серед яких найбільш часто застосовуються варіант власне об'ємного методу.
Геологічні запаси нафти власне об'ємним методом підраховуються в стандартних умовах, і проводиться з використанням наступної формули:
Qнг=FзалhефнКпоКнн,
де Q нг - початкові геологічні запаси нафти, приведені до стандартних умов, тис. т.;
F зал - площа нафтової поклади в межах зовнішнього контуру нафтоносності, тис. м 2;
h ефн - ефективна нефтенасищенная товщина продуктивного пласта (середнє значення), м;
До по - середнє значення коефіцієнта відкритої пористості породи-колектора, частки одиниць з точністю до 0,01;
К н - середнє значення коефіцієнта нефтенасищенності, частки одиниць;
- перерахункових коефіцієнт, =, являє собою зворотну величину об'ємного коефіцієнта нафти і служить для перекладу обсягу нафти з пластових умов у поверхневі (t=20оС, Р=0,1 МПа);
н - середнє значення густини нафти в стандартних поверхневих умовах, г/см3;
Fзал hефн - обсяг поклади в цілому.
Fзал hефн Кпо - обсяг порового простору.
Fзал hефн Кпо Кн - обсяг порового простору, насиченого нафтою.
Запаси нафти підраховуються таким чином:
Qн изв=Qнг н
н - коефіцієнт вилучення нафти, Д.Е, до 0,001.
. Способи визначення площі нафтового покладу
Площа поклади визначає за даними пробурених свердловин з урахуванням результатів їх випробування. Площа нафтової поклади змиритися планіметром на підрахунком плані, що складається для продуктивного пласта. Для визначення площі поклади необхідно попередньо визначити первинне положення ВНК і нанести на подсчетних план положення зовнішніх і внутрішніх контурів нафтоносності. З цією метою використовуються результати інтерпретації матеріалів ГДС, випробування свердловин, вивчення керна і шламу. Подсчетних план супроводжується схемою опробування або схемою обгрунтування ВНК. Якщо ВНК являє собою складну поверхню або він нахилений, то для уточнення меж поклади будується карта поверхні ВНК. Точки перетину її з картами поверхні покрівлі і підошви колекторів пластових покладів з'єднуються між собою, визначаючи положення зовнішнього і внутрішнього контурів.
Якщо в процесі розробки нафтового покладу положення ВНК змінюється, то визначається положення ВНК на дату підрахунку нафти (ТВНК)
Якщо в процесі буріння свердловин поверхню ВНК не розкрити, то становище ВНК визначається розрахунковим шляхом, за результатами дослідження свердловин, пробурених в чисто наф...
