Использование пористости и нефтенасыщенности при подсчете запасов

Главное меню >> Действия >> Отчетная документация >> Подсчет запасов >> Запасы нефти >> Подсчетные параметры

При расчете запасов нефти можно использовать в качестве пористости и нефтенасыщенности значения поверхностей. При этом формула расчета запасов из вида

 где      Q – начальные геологические запасы нефти,

            F – площадь интегрирования,

            h – нефтенасыщенная толщина,

            Kpo – пористость,

            Kos – нефтенасыщенность,

            r – плотность нефти на поверхности,

            q – пересчетный коэффициент.

преобразуется в вид 

следовательно, проводится интегрирование не толщины пласта, а нефтенасыщенной емкости пласта. Другими словами, пористость взвешивается на толщину, нефтенасыщенность – на емкость (произведение h и Kpo).

Если например, имеется залежь, состоящая из двух (10×10 м) ячеек толщиной 1 и 2 м, с пористостью 0.2 и 0.23 соответственно, то поровый объем можно рассчитать двумя способами:

1)                  (100×1+100×2) × ((0.2+0.23)/2) = 300 × 0.215 = 64.5

2)                  (100×1×0.2+100×2×0.23) = 66

Какой из них более корректный? Очевидно, что второй, поскольку коллектора с пористостью 0.23 в два раза больше. Такие же рассуждения применимы для нефтенасыщенности.

Поэтому если вы задаете в качестве параметра пористости и нефтенасыщенности поверхности, расчет проводится с учетом взвешивания на нефтенасыщенные толщины.