Подсчёт запасов объёмным методом

Кратко о главном

Геологические запасы нефти: $N = \mathrm{GRV}\cdot \mathrm{NTG}\cdot\phi\cdot(1 - S_w)/B_{oi}$ — объём пород, доля коллектора, пористость, нефтенасыщенность и пересчёт к стандартным условиям.
Каждый множитель отсеивает часть объёма: из сотен миллионов кубометров пород получаются единицы или десятки миллионов кубометров нефти.
Пористость и водонасыщенность осредняют по тому же интервалу, по которому определён коэффициент песчанистости, — по коллектору, а не по всему разрезу. Водонасыщенность взвешивают по поровому объёму.
Нефть на поверхности занимает меньший объём, чем в пласте ( $B_o > 1$ ), газ — во много раз больший ( $B_g \ll 1$ ); в обоих случаях пластовый объём делят на объёмный коэффициент.
В промысловых единицах: 1 акр-фут = 43 560 ft³ ≈ 7758 баррелей; 1 м³ ≈ 35,31 ft³ ≈ 6,29 барреля.
Извлекаемые запасы = геологические × коэффициент извлечения (КИН). КИН зависит не только от пласта, но и от режима залежи и системы разработки.

Ключевые соотношения

N = \dfrac{\mathrm{GRV}\cdot \mathrm{NTG}\cdot\phi\cdot(1 - S_w)}{B_{oi}}

нефть; при GRV в м³ — м³ в стандартных условиях

G = \dfrac{\mathrm{GRV}\cdot \mathrm{NTG}\cdot\phi\cdot(1 - S_w)}{B_{gi}}

свободный газ

N\,[\text{STB}] = 7758\cdot\dfrac{\mathrm{GRV}\,[\text{acre·ft}]\cdot \mathrm{NTG}\cdot\phi\cdot(1 - S_w)}{B_{oi}\,[\text{rb/STB}]}

промысловые единицы

Q_{\text{извл}} = N\cdot\text{КИН}

извлекаемые запасы

Где чаще всего ошибаются

Умножить пластовый объём на $B_o$ вместо деления — запасы завышаются в $B_o^2$ раз, при $B_o = 1{,}3$ почти в 1,7 раза.
Взять пористость, осреднённую по всему разрезу вместе с глинами, и одновременно коэффициент песчанистости — неколлектор учитывается дважды.
Не указать стандартные условия (20 °C, 15 °C или 60 °F): для газа разница достигает 1,5–2 %.
Назвать произведение всех минимальных значений оценкой P90.
Считать геологические запасы извлекаемыми: в международной терминологии reserves — только извлекаемые объёмы.

После урока вы сможете

записать формулы геологических запасов нефти и газа в метрических и промысловых единицах и объяснить постоянные 7758 и 43 560;
различать общий объём пород, объём коллектора, поровый и нефтегазонасыщенный объём и объяснить, как граничные значения определяют коэффициент песчанистости;
пересчитывать пластовые объёмы в поверхностные с помощью объёмных коэффициентов нефти и газа и помнить о стандартных условиях;
правильно осреднять пористость и водонасыщенность и объяснить, почему водонасыщенность взвешивают по поровому объёму;
отличать геологические запасы от извлекаемых и называть факторы, от которых зависит коэффициент извлечения;
оценивать диапазон неопределённости и объяснять, почему произведение всех пессимистичных значений — не «оценка P90».

Идея метода: от объёма пород к нефти на поверхности

Нефть и газ в недрах находятся не в подземных «озёрах», а в порах горной породы. Поэтому их количество находят, двигаясь от большого объёма к малому: сначала объём пород в пределах залежи, затем доля этих пород, способная вмещать и отдавать флюид, затем поровое пространство, затем часть пор, занятая углеводородами, и наконец пересчёт пластового объёма к условиям на поверхности.

Общий объём пород (gross rock volume, GRV) — объём породы между кровлей и подошвой продуктивного пласта в контуре залежи, то есть выше водонефтяного (ВНК) или газоводяного (ГВК) контакта. Его находят по структурным картам и картам толщин (Объём пород коллектора по картам).
Объём коллектора (net rock volume) — часть GRV, сложенная породами, которые способны вмещать и отдавать флюид. Его долю называют коэффициентом песчанистости (net-to-gross, NTG).
Поровый объём — объём коллектора, умноженный на пористость $\phi$ .
Нефтегазонасыщенный поровый объём (hydrocarbon pore volume, HCPV) — поровый объём, умноженный на долю пор, не занятую водой, $1 - S_w$ (насыщенность).
Геологические запасы — HCPV, делённый на объёмный коэффициент нефти $B_o$ или газа $B_g$ , то есть приведённый к стандартным условиям на поверхности.

Общая и эффективная толщина: граничные значения

Разрез продуктивного пласта неоднороден: песчаники чередуются с глинистыми прослоями, плотными сцементированными участками и интервалами, где поры заполнены водой. Чтобы учесть только ту часть, которая содержит подвижные углеводороды, разрез по данным геофизических исследований скважин (ГИС) и керна делят с помощью граничных значений (cut-offs) — пороговых величин глинистости, пористости и насыщенности.

Как граничные значения делят разрез

Интервал: Общая толщина (gross interval)
Что в него входит: весь пласт от кровли до подошвы
Какие отсечки применены: никаких

Интервал: Коллектор по литологии (gross sand)
Что в него входит: всё, кроме глинистых прослоев
Какие отсечки применены: по глинистости $V_{sh}$

Интервал: Эффективная толщина (net sand)
Что в него входит: коллектор, способный вмещать и отдавать флюид
Какие отсечки применены: по глинистости и пористости

Интервал: Эффективная нефтегазонасыщенная толщина (net pay)
Что в него входит: коллектор, содержащий углеводороды
Какие отсечки применены: по глинистости, пористости и водонасыщенности

Интервал	Что в него входит	Какие отсечки применены
Общая толщина (gross interval)	весь пласт от кровли до подошвы	никаких
Коллектор по литологии (gross sand)	всё, кроме глинистых прослоев	по глинистости $V_{sh}$
Эффективная толщина (net sand)	коллектор, способный вмещать и отдавать флюид	по глинистости и пористости
Эффективная нефтегазонасыщенная толщина (net pay)	коллектор, содержащий углеводороды	по глинистости, пористости и водонасыщенности

Отсечки подбирают для каждого пласта по керну и ГИС. Часто исходят из связи пористости с проницаемостью: неколлектором считают породу, проницаемость которой ниже выбранного предела (для нефти нередко порядка 1 мД, для газа — меньше), так что при реальных перепадах давления она флюид практически не отдаёт.

Коэффициент песчанистости — отношение эффективной толщины к общей, $\mathrm{NTG} = h_{\text{эф}}/h_{\text{общ}}$ (или отношение соответствующих объёмов). Сложность в том, что «эффективную» толщину понимают по-разному: чаще всего это net sand, но иногда — net pay. Поэтому, получая NTG от петрофизика, всегда уточняют, какие отсечки в него вошли.

Средние должны относиться к тому же интервалу

Если NTG определён по коллектору (net sand), пористость и водонасыщенность осредняют только по коллектору. Пористость, осреднённая по всему разрезу вместе с глинами, занижена: неколлектор учтён дважды — через NTG и ещё раз через пористость.
Обратная ошибка: NTG определён по net pay (водонасыщенные интервалы уже исключены), а водонасыщенность осреднена по net sand вместе с этими интервалами. Вода снова учтена дважды, и запасы занижены.
Net pay можно выделить, только когда залежь вскрыта и насыщенность измерена. До бурения используют net sand и ожидаемую водонасыщенность коллектора выше контакта.

Формула геологических запасов нефти

Нефть в пласте находится под высоким давлением и при высокой температуре, и в ней растворён газ. При подъёме на поверхность газ выделяется, нефть охлаждается и «усаживается». Отношение объёма нефти в пласте (вместе с растворённым газом) к объёму той же нефти после сепарации в стандартных условиях — объёмный коэффициент нефти $B_o$ (объёмный коэффициент, Модель «чёрной нефти»: газосодержание и объёмные коэффициенты). Он больше единицы: обычно 1,1–1,5, у лёгких нефтей с большим газосодержанием — до 2 и выше.

Геологические запасы нефти (объёмный метод)

N = \frac{\mathrm{GRV}\cdot \mathrm{NTG}\cdot\phi\cdot(1 - S_w)}{B_{oi}}

где:

$N$ геологические запасы нефти в стандартных условиях (STOIIP), м³
$\mathrm{GRV}$ общий объём пород в контуре нефтеносности: между кровлей и подошвой пласта выше ВНК, м³
$\mathrm{NTG}$ коэффициент песчанистости — доля коллектора в общем объёме, доли единицы
$\phi$ средняя пористость коллектора, доли единицы
$S_w$ средняя начальная водонасыщенность коллектора; $1 - S_w$ — нефтенасыщенность $S_o$ , доли единицы
$B_{oi}$ объёмный коэффициент нефти при начальных пластовых давлении и температуре, м³/м³ (пластовые на стандартные)

Единицы: метрические: объёмы в м³, остальные величины безразмерны

Справедливо, если

в порах коллектора только нефть и связанная вода; если есть газовая шапка, её объём выше газонефтяного контакта считают отдельно по формуле для газа;
средние $\phi$ и $S_w$ относятся к тому же объёму коллектора, что и NTG;
$B_{oi}$ соответствует начальным пластовым условиям и принятой схеме сепарации нефти на поверхности;
используются средние по залежи значения; если параметры заметно меняются по площади, считают по картам или по ячейкам геологической модели и суммируют.

Каждый множитель — «сито»: доля коллектора, доля пор, доля нефти в порах и, наконец, пересчёт пластового объёма в поверхностный. Относительная ошибка в GRV, NTG, $\phi$ или $1 - S_w$ переходит в запасы один к одному, а запасы обратно пропорциональны $B_{oi}$ .

В других системах единиц (2)

Метрические единицы, масса нефти

Q\,[\text{т}] = \mathrm{GRV}\,[\text{м}^3]\cdot \mathrm{NTG}\cdot\phi\cdot(1 - S_w)\cdot\frac{\rho_o\,[\text{т/м}^3]}{B_{oi}}

$\rho_o$ — плотность нефти в стандартных условиях (0,85 т/м³ = 850 кг/м³), остальные величины — как в основной формуле.

Постоянной нет. В отечественной практике множитель $1/B_{oi}$ называют пересчётным коэффициентом, а произведение $\mathrm{GRV}\cdot \mathrm{NTG}$ записывают как площадь нефтеносности, умноженную на среднюю эффективную нефтенасыщенную толщину.

Промысловые единицы (oilfield)

N\,[\text{STB}] = 7758\cdot\frac{\mathrm{GRV}\,[\text{acre·ft}]\cdot \mathrm{NTG}\cdot\phi\cdot(1 - S_w)}{B_{oi}\,[\text{rb/STB}]}

GRV — в акр-футах (площадь в акрах, умноженная на толщину в футах); $B_{oi}$ — пластовые баррели на баррель в стандартных условиях (rb/STB); $N$ — баррели нефти в стандартных условиях (stock-tank barrels, STB).

Акр — 43 560 квадратных футов, поэтому акр-фут — 43 560 ft³. Баррель — 42 галлона США, или 5,6146 ft³. Отсюда $43\,560/5{,}6146 \approx 7758$ баррелей в акр-футе.

Расчётный примерЗапасы нефти в метрических и промысловых единицах

Исходные данные (условные)

Общий объём пород выше ВНК, GRV: $1{,}8\cdot10^{8}$ м³ (180 млн м³)
Коэффициент песчанистости NTG: 0,70
Средняя пористость $\phi$: 0,19
Средняя водонасыщенность $S_w$: 0,28
Объёмный коэффициент нефти $B_{oi}$: 1,25 м³/м³
Плотность нефти в стандартных условиях: 850 кг/м³

Решение

Объём коллектора: $180\cdot0{,}70 = 126$ млн м³.
Поровый объём: $126\cdot0{,}19 = 23{,}94$ млн м³.
Нефтенасыщенный поровый объём: $23{,}94\cdot(1 - 0{,}28) = 17{,}24$ млн м³ в пластовых условиях.
Геологические запасы: $N = 17{,}24/1{,}25 = 13{,}79$ млн м³ в стандартных условиях; по массе $13{,}79\cdot0{,}85 = 11{,}72$ млн т.
В баррелях: $13{,}79\cdot6{,}2898 = 86{,}7$ млн STB.
Проверка промысловой формулой: $\mathrm{GRV} = 1{,}8\cdot10^{8}/1233{,}5 = 145\,928$ акр-футов; $N = 7758\cdot145\,928\cdot0{,}70\cdot0{,}19\cdot0{,}72/1{,}25 = 86{,}7$ млн STB — то же число.

Ответ: Геологические запасы — около 13,79 млн м³ нефти в стандартных условиях, или 11,72 млн т, или 86,7 млн баррелей.

Что это значит. Нефть в стандартных условиях составляет лишь 7,7 % общего объёма пород. Отсюда видно, почему ошибки в структуре и контактах так дороги: ошибка в GRV умножается на все остальные множители. Извлекаемые запасы будут ещё меньше — см. раздел о коэффициенте извлечения. Данные примера условные.

РасчётЦепочка объёмного метода для условной залежи из примера; извлекаемые запасы — при коэффициенте извлечения 0,30.

Газ: формула и объёмный коэффициент газа

Для газа формула та же, меняется только пересчёт к поверхности. При подъёме давление падает в сотни раз, и газ расширяется. Объёмный коэффициент газа $B_g$ — отношение объёма газа в пласте к объёму того же газа в стандартных условиях — поэтому много меньше единицы, а величина $1/B_g$ показывает, во сколько раз газ расширяется: обычно в десятки — сотни раз.

Геологические запасы свободного газа

G = \frac{\mathrm{GRV}\cdot \mathrm{NTG}\cdot\phi\cdot(1 - S_w)}{B_{gi}}

где:

$G$ геологические запасы свободного газа в стандартных условиях (GIIP), м³
$B_{gi}$ объёмный коэффициент газа при начальных пластовых давлении и температуре, м³/м³
$\mathrm{GRV},\ \mathrm{NTG},\ \phi,\ S_w$ как в формуле для нефти; GRV — объём пород выше газоводяного (или газонефтяного) контакта, м³ и доли единицы

Единицы: метрические: объёмы в м³

Справедливо, если

поры коллектора заняты газом и связанной водой (газовая залежь или газовая шапка);
$B_{gi}$ рассчитан для тех же стандартных условий, к которым приводят запасы;
газ, растворённый в нефти, сюда не входит: его считают отдельно как $N\cdot R_{si}$ , где $R_{si}$ — начальное газосодержание нефти.

Формула отличается от нефтяной только знаменателем. Поскольку $B_{gi} \ll 1$ , деление на него превращает миллионы пластовых кубометров в миллиарды стандартных.

В других системах единиц (1)

Промысловые единицы (oilfield)

G\,[\text{scf}] = 43\,560\cdot\frac{\mathrm{GRV}\,[\text{acre·ft}]\cdot \mathrm{NTG}\cdot\phi\cdot(1 - S_w)}{B_{gi}\,[\text{ft}^3/\text{scf}]}

GRV — в акр-футах; $B_{gi}$ — пластовые кубические футы на стандартный (ft³/scf); $G$ — стандартные кубические футы (scf), на практике — миллиарды scf (Bcf).

43 560 — число кубических футов в акр-футе. Если $B_{gi}$ выражен в пластовых баррелях на scf, вместо 43 560 ставят 7758.

Объёмный коэффициент газа

B_g = \frac{p_{sc}}{T_{sc}}\cdot\frac{Z\,T}{p}

где:

$p_{sc},\ T_{sc}$ абсолютные давление и температура стандартных условий, МПа, К
$p$ пластовое давление, абсолютное, МПа
$T$ пластовая температура, абсолютная ( $T[\text{К}] = t[{}^{\circ}\text{C}] + 273{,}15$ ), К
$Z$ коэффициент сверхсжимаемости газа при пластовых $p$ и $T$ , —

Единицы: любые согласованные: давления в одних единицах, температуры — абсолютные (К или °R)

Справедливо, если

уравнение состояния реального газа $pV = ZnRT$ ; в стандартных условиях газ считается идеальным ( $Z = 1$ );
давления абсолютные, а не избыточные; температуры — в кельвинах или градусах Ранкина.

$B_g$ обратно пропорционален давлению: чем выше пластовое давление, тем больше газа помещается в том же поровом объёме. Подробнее о $Z$ — в уроке Идеальный и реальный газ: коэффициент сверхсжимаемости.

В других системах единиц (2)

Метрические, стандартные условия 20 °C и 0,101325 МПа

B_g = 3{,}456\cdot10^{-4}\,\frac{Z\,T\,[\text{К}]}{p\,[\text{МПа}]}

$B_g$ — м³/м³; $T$ — К; $p$ — МПа, абсолютное.

$3{,}456\cdot10^{-4} = 0{,}101325/293{,}15$ . Для 15 °C постоянная равна $0{,}101325/288{,}15 = 3{,}516\cdot10^{-4}$ .

Промысловые единицы, 60 °F и 14,696 psia

B_g = 0{,}02828\,\frac{Z\,T\,[{}^{\circ}\text{R}]}{p\,[\text{psia}]}

$B_g$ — ft³/scf; $T$ — градусы Ранкина, $T[{}^{\circ}\text{R}] = t[{}^{\circ}\text{F}] + 459{,}67$ ; $p$ — абсолютное давление в psia (фунтах на квадратный дюйм).

$0{,}02828 = 14{,}696/519{,}67$ (давление и абсолютная температура стандартных условий).

Расчётный примерЗапасы газа и влияние стандартных условий

Исходные данные (условные)

Общий объём пород выше ГВК, GRV: $2{,}0\cdot10^{8}$ м³
NTG, $\phi$ , $S_w$: 0,80; 0,17; 0,25
Пластовое давление (абсолютное): 26 МПа
Пластовая температура: 85 °C
Коэффициент сверхсжимаемости $Z$: 0,90

Решение

Газонасыщенный поровый объём: $2{,}0\cdot10^{8}\cdot0{,}80\cdot0{,}17\cdot0{,}75 = 20{,}4$ млн м³ в пластовых условиях.
Объёмный коэффициент при 20 °C: $B_{gi} = 3{,}456\cdot10^{-4}\cdot\dfrac{0{,}90\cdot358{,}15}{26} = 0{,}00429$ м³/м³; газ расширяется в $1/B_{gi} = 233$ раза.
Запасы: $G = 20{,}4\cdot10^{6}/0{,}00429 = 4{,}76$ млрд м³ при 20 °C.
Промысловые единицы: $26$ МПа $= 3771$ psia, $85$ °C $= 644{,}7$ °R, $B_{gi} = 0{,}02828\cdot0{,}90\cdot644{,}7/3771 = 0{,}004351$ ft³/scf; $\mathrm{GRV} = 162\,143$ акр-футов; $G = 43\,560\cdot162\,143\cdot0{,}102/0{,}004351 = 165{,}6$ млрд scf (здесь $0{,}102 = 0{,}80\cdot0{,}17\cdot0{,}75$ ).
Сравнение: $165{,}6/35{,}315 = 4{,}69$ млрд м³ — на 1,5 % меньше, чем при 20 °C. Газ тот же; разница только в стандартной температуре (60 °F против 20 °C).

Ответ: Около 4,76 млрд м³ газа при 20 °C, или около 165,6 млрд scf при 60 °F.

Что это значит. Двадцать миллионов кубометров пор вмещают почти пять миллиардов кубометров газа: сжатие примерно в 230 раз объясняет, почему газовые залежи при сравнительно небольшом объёме пор содержат так много газа. Второй вывод практический: сравнивая запасы из разных отчётов, сначала приводят их к одним стандартным условиям. Данные примера условные.

Осреднение пористости и насыщенности

Пористость и водонасыщенность ГИС дают для каждого тонкого интервала разреза, а в формулу нужны средние значения. Способ осреднения не безразличен: он должен сохранять главное — объём пор и объём углеводородов.

Средняя пористость по эффективной толщине

\bar\phi = \frac{\sum_k \phi_k\,h_k}{\sum_k h_k}

где:

$\phi_k$ пористость $k$ -го интервала, прошедшего отсечки, доли единицы
$h_k$ толщина этого интервала, м

Единицы: любые, одинаковые для всех интервалов

Справедливо, если

суммируют только интервалы эффективной толщины;
все интервалы относятся к одной скважине (одной точке на карте).

Взвешивание по толщине: толстый интервал весит больше тонкого, и произведение $\bar\phi\sum h_k$ равно суммарному объёму пор на единицу площади.

Средняя водонасыщенность, взвешенная по поровому объёму

\bar S_w = \frac{\sum_k S_{w,k}\,\phi_k\,h_k}{\sum_k \phi_k\,h_k}

где:

$S_{w,k}$ водонасыщенность $k$ -го интервала, доли единицы
$\phi_k\,h_k$ объём пор интервала на единицу площади, м

Единицы: любые, одинаковые для всех интервалов

Справедливо, если

суммируют те же интервалы, что и для средней пористости;
насыщенность — доля порового объёма, поэтому вес интервала — его поровый объём, а не толщина.

С такими весами произведение $h_{\text{эф}}\,\bar\phi\,(1 - \bar S_w)$ в точности равно сумме углеводородов по интервалам. Простое или толщинное среднее насыщенностей этим свойством не обладает.

Нефтегазонасыщенная ёмкость (hydrocarbon pore thickness)

H = \sum_k h_k\,\phi_k\,(1 - S_{w,k}) = h_{\text{эф}}\,\bar\phi\,(1 - \bar S_w)

где:

$H$ толщина слоя, который образовали бы углеводороды, если собрать их из пор в сплошной слой; объём углеводородов в пластовых условиях на единицу площади, м
$h_{\text{эф}}$ эффективная толщина, $\sum_k h_k$ , м

Единицы: м (или ft)

Справедливо, если

$\bar\phi$ и $\bar S_w$ осреднены по формулам выше.

Величину $H$ считают в каждой скважине и строят её карту. Интеграл карты по площади залежи сразу даёт HCPV и учитывает, что толщина, пористость и насыщенность меняются по площади согласованно.

Расчётный примерСредние параметры по скважине

Исходные данные (условные)

Интервал 1: 4 м; $\phi = 0{,}22$ ; $S_w = 0{,}20$
Интервал 2: 3 м; $\phi = 0{,}16$ ; $S_w = 0{,}35$
Интервал 3: 2 м; $\phi = 0{,}12$ ; $S_w = 0{,}55$
Глинистые прослои: 3 м (не прошли отсечки)

Решение

Эффективная толщина $h_{\text{эф}} = 4 + 3 + 2 = 9$ м при общей 12 м: $\mathrm{NTG} = 0{,}75$ .
Средняя пористость: $\bar\phi = \dfrac{4\cdot0{,}22 + 3\cdot0{,}16 + 2\cdot0{,}12}{9} = \dfrac{1{,}60}{9} = 0{,}178$ .
Средняя водонасыщенность по поровому объёму: $\bar S_w = \dfrac{0{,}20\cdot0{,}88 + 0{,}35\cdot0{,}48 + 0{,}55\cdot0{,}24}{1{,}60} = 0{,}2975$ .
Нефтенасыщенная ёмкость: $H = 9\cdot0{,}178\cdot(1 - 0{,}2975) = 1{,}12$ м — ровно столько же даёт сумма $h_k\phi_k(1 - S_{w,k})$ по интервалам.
Для сравнения: простое среднее водонасыщенностей 0,367 дало бы $H = 1{,}01$ м — на 10 % меньше.

Ответ:

\bar\phi = 0{,}178

\bar S_w = 0{,}2975

; под каждым квадратным метром площади у скважины — 1,12 м³ нефти в пластовых условиях.

Что это значит. Простое среднее придало одинаковый вес тонкому низкопористому водонасыщенному интервалу и толстому нефтенасыщенному и тем самым «добавило» воды. При взвешивании по поровому объёму вклад каждого интервала пропорционален тому, сколько флюида он действительно содержит. Данные примера условные.

По площади поступают так же. Строят карты эффективных толщин, пористости и насыщенности или сразу карту нефтенасыщенной ёмкости $H$ и интегрируют её в контуре залежи. Толщину на картах указывают по нормали к напластованию или по вертикали; в наклонных пластах эти величины различаются, и их нельзя смешивать. В цифровой геологической модели то же делают по ячейкам: запасы — сумма $V_i\,\mathrm{NTG}_i\,\phi_i\,(1 - S_{w,i})/B_{oi}$ по всем ячейкам выше контакта (Что такое гидродинамическая модель и зачем она нужна).

Откуда берутся исходные данные

Параметры подсчёта и их источники

Параметр: GRV
Главные источники: сейсморазведка (структурные карты кровли и подошвы), глубины пластов в скважинах, положение контактов и разломов
Что чаще всего вносит ошибку: пересчёт времени прихода отражений в глубины, неизвестный контакт, неясная роль разломов

Параметр: NTG
Главные источники: ГИС (глинистость по гамма-каротажу), керн, модель обстановки осадконакопления между скважинами
Что чаще всего вносит ошибку: выбор отсечек; тонкое переслаивание, которое каротаж не разрешает

Параметр: $\phi$
Главные источники: плотностной, нейтронный и акустический каротаж, калиброванные по керну
Что чаще всего вносит ошибку: глинистость, газ в порах, пересчёт керновых значений к пластовым условиям

Параметр: $S_w$
Главные источники: каротаж сопротивлений (уравнение Арчи), капиллярное давление по керну, высота над уровнем свободной воды
Что чаще всего вносит ошибку: параметры уравнения Арчи, сопротивление пластовой воды, переходная зона

Параметр: $B_{oi}$ , $B_{gi}$
Главные источники: лабораторные исследования проб пластовых флюидов: зависимость объёма от давления и температуры (PVT); корреляции
Что чаще всего вносит ошибку: непредставительная проба; условия сепарации

Параметр: КИН
Главные источники: аналоги, аналитические расчёты, гидродинамическое моделирование
Что чаще всего вносит ошибку: режим залежи и неоднородность, плохо известные на ранней стадии

Параметр	Главные источники	Что чаще всего вносит ошибку
GRV	сейсморазведка (структурные карты кровли и подошвы), глубины пластов в скважинах, положение контактов и разломов	пересчёт времени прихода отражений в глубины, неизвестный контакт, неясная роль разломов
NTG	ГИС (глинистость по гамма-каротажу), керн, модель обстановки осадконакопления между скважинами	выбор отсечек; тонкое переслаивание, которое каротаж не разрешает
$\phi$	плотностной, нейтронный и акустический каротаж, калиброванные по керну	глинистость, газ в порах, пересчёт керновых значений к пластовым условиям
$S_w$	каротаж сопротивлений (уравнение Арчи), капиллярное давление по керну, высота над уровнем свободной воды	параметры уравнения Арчи, сопротивление пластовой воды, переходная зона
$B_{oi}$ , $B_{gi}$	лабораторные исследования проб пластовых флюидов: зависимость объёма от давления и температуры (PVT); корреляции	непредставительная проба; условия сепарации
КИН	аналоги, аналитические расчёты, гидродинамическое моделирование	режим залежи и неоднородность, плохо известные на ранней стадии

Контакты. Водонефтяной (ВНК), газонефтяной (ГНК) и газоводяной (ГВК) контакты определяют по ГИС, по пробам и замерам давления опробователя пластов — как пересечение градиентов давления нефти и воды (Градиенты давления, контакты флюидов и капиллярное равновесие). Если скважина контакт не вскрыла, для осторожной оценки нижней границей залежи считают самую низкую отметку, на которой встречена нефть, а для оптимистичной — самую высокую отметку, где встречена вода, или точку перелива ловушки.

Водонасыщенность и высота над контактом. Водонасыщенность зависит не только от породы, но и от высоты над уровнем свободной воды (free water level): у контакта поры почти целиком заполнены водой, выше доля воды снижается до остаточной — тем быстрее, чем крупнее поры. В мощных залежах с широкой переходной зоной среднюю $S_w$ считают по зависимости насыщенности от высоты, построенной по капиллярному давлению керна.

Объёмные коэффициенты. По площади они меняются гораздо меньше, чем свойства пород. Исключение — мощные залежи, где состав нефти меняется с глубиной (внизу тяжелее, вверху легче): там $B_o$ осредняют по глубине, а не берут по одной пробе.

Геологические и извлекаемые запасы: коэффициент извлечения

Коэффициент извлечения нефти (КИН, recovery factor, RF) — доля геологических запасов, которую удастся добыть за всё время разработки. КИН — не свойство породы. Он зависит от источника пластовой энергии (Естественные режимы работы залежей), вязкости нефти, неоднородности пласта, числа и расположения скважин, применяемой технологии (заводнение, закачка газа, методы увеличения нефтеотдачи) и от того, при каком дебите или обводнённости добычу прекратят по экономическим причинам.

Извлекаемые запасы

Q_{\text{извл}} = N\cdot\text{КИН}

где:

$Q_{\text{извл}}$ извлекаемые запасы нефти, м³ или т (как у N)
$N$ геологические запасы нефти, м³ или т
$\text{КИН}$ коэффициент извлечения нефти, доли единицы

Единицы: те же, что у $N$

Справедливо, если

КИН относится к конкретной системе разработки и конкретным экономическим условиям; при их изменении меняются и извлекаемые запасы;
для газа так же используют коэффициент извлечения газа.

Геологические запасы — свойство залежи; извлекаемые — результат сочетания залежи и проекта её разработки. Поэтому у одной и той же залежи при разных технологиях разные извлекаемые запасы.

КИН удобно представлять как произведение двух множителей. Коэффициент вытеснения показывает, какую долю нефти вода или газ вытесняют из той части пор, куда они дошли; его определяют опытами на керне. Коэффициент охвата показывает, какую долю объёма залежи вытесняющий агент вообще затронул; он зависит от неоднородности пласта, соотношения вязкостей и размещения скважин.

Ориентировочные значения коэффициента извлечения

Режим работы залежи: Растворённого газа (нефть без поддержания давления)
КИН, доли единицы: 0,05–0,30
Почему так: энергия — только расширение нефти и выделяющегося газа; газ быстро прорывается к скважинам

Режим работы залежи: Газонапорный (газовая шапка)
КИН, доли единицы: 0,20–0,40
Почему так: расширяющаяся шапка вытесняет нефть сверху вниз

Режим работы залежи: Водонапорный или заводнение
КИН, доли единицы: 0,30–0,60
Почему так: вода поддерживает давление и вытесняет нефть; результат сильно зависит от вязкости нефти и неоднородности

Режим работы залежи: Газовая залежь, газовый режим
КИН, доли единицы: 0,70–0,90
Почему так: газ подвижен и сжимаем; добычу ограничивает давление, необходимое на устье

Режим работы залежи: Газовая залежь с активной водой
КИН, доли единицы: 0,50–0,70
Почему так: вода защемляет часть газа и обводняет скважины

Режим работы залежи	КИН, доли единицы	Почему так
Растворённого газа (нефть без поддержания давления)	0,05–0,30	энергия — только расширение нефти и выделяющегося газа; газ быстро прорывается к скважинам
Газонапорный (газовая шапка)	0,20–0,40	расширяющаяся шапка вытесняет нефть сверху вниз
Водонапорный или заводнение	0,30–0,60	вода поддерживает давление и вытесняет нефть; результат сильно зависит от вязкости нефти и неоднородности
Газовая залежь, газовый режим	0,70–0,90	газ подвижен и сжимаем; добычу ограничивает давление, необходимое на устье
Газовая залежь с активной водой	0,50–0,70	вода защемляет часть газа и обводняет скважины

Порядки величин для ориентира. Конкретные значения зависят от пласта, флюидов и системы разработки.

На ранней стадии КИН берут по аналогичным месторождениям, по статистическим корреляциям или по простым аналитическим расчётам. Корреляции построены по данным многих залежей и связывают КИН с пористостью, насыщенностью, объёмным коэффициентом, подвижностью нефти $k/\mu$ и отношением начального давления к давлению на момент прекращения добычи; разброс фактических значений вокруг них велик, поэтому годятся они лишь для первых оценок. Позже КИН уточняют по гидродинамической модели (Что такое гидродинамическая модель и зачем она нужна) и по фактической динамике добычи. Неопределённость КИН на старте проекта часто не меньше неопределённости геологических запасов.

Неопределённость и развитие оценки

Каждый параметр известен с погрешностью, и обычно самая большая — у GRV: до бурения из-за неопределённости структуры и контактов, позже — из-за разломов и границ распространения коллектора. По мере изучения залежи оценка закономерно меняется.

Как уточняется оценка

1
До бурения
Объём ловушки известен только по сейсморазведке, контакт — предположительный. Такую оценку используют для решения о бурении поисковой скважины; это перспективные ресурсы, а не запасы.
2
Открытие
Первая скважина даёт разрез, керн, пробы флюидов, а иногда и контакт. Надёжнее всего изучена зона вокруг скважины; дальние части залежи оценены менее уверенно.
3
Оценочные скважины
Уточняют границы, находят разломы, отдельные блоки со своими контактами, газовую шапку. Оценка может как вырасти, так и уменьшиться.
4
Разработка
К объёмному методу добавляются материальный баланс и гидродинамическая модель: они проверяют запасы по поведению давления и добычи.

Простейший способ показать неопределённость — посчитать три детерминированных варианта: пессимистичный, базовый и оптимистичный. У этого способа есть ловушка.

Расчётный примерПессимистичный и оптимистичный варианты

Исходные данные (условные)

Пессимистичный вариант: GRV $1{,}4\cdot10^{8}$ м³; NTG 0,60; $\phi$ 0,17; $S_w$ 0,33; $B_{oi}$ 1,30
Оптимистичный вариант: GRV $2{,}3\cdot10^{8}$ м³; NTG 0,78; $\phi$ 0,21; $S_w$ 0,24; $B_{oi}$ 1,20
Базовый вариант: 13,8 млн м³ (пример выше)

Решение

Пессимистичный: $N = 1{,}4\cdot10^{8}\cdot0{,}60\cdot0{,}17\cdot0{,}67/1{,}30 = 7{,}4$ млн м³. В нём наибольшая водонасыщенность и наибольший $B_{oi}$ — оба уменьшают запасы.
Оптимистичный: $N = 2{,}3\cdot10^{8}\cdot0{,}78\cdot0{,}21\cdot0{,}76/1{,}20 = 23{,}9$ млн м³.
Отношение оптимистичного к пессимистичному — 3,2; из этого разброса на один только GRV приходится множитель 1,64 — больше, чем на любой другой параметр.
Пусть каждое пессимистичное значение таково, что параметр окажется ещё хуже с вероятностью 10 %. Если параметры независимы, вероятность того, что хуже окажутся все пять сразу, — $0{,}1^{5} = 10^{-5}$ .

Ответ: Диапазон 7,4–23,9 млн м³ при базовой оценке 13,8 млн м³.

Что это значит. Произведение всех пессимистичных значений — не «оценка P90», а крайне маловероятный сценарий; то же относится к произведению всех оптимистичных. Реалистичный диапазон получают, перемножая не числа, а распределения, — методом Монте-Карло (Вероятностная оценка запасов методом Монте-Карло). При этом учитывают и связи между параметрами: например, в более пористых породах водонасыщенность обычно ниже. Данные примера условные.

Термины и обозначения

GRV, общий объём пород: объём пород между кровлей и подошвой пласта в контуре залежи (выше контакта), включая неколлекторы.
NTG, коэффициент песчанистости: доля коллектора в общей толщине или объёме; всегда уточняют, по каким отсечкам он определён.
Net pay: эффективная нефтегазонасыщенная толщина: часть разреза, прошедшая отсечки по глинистости, пористости и насыщенности.
HCPV: нефтегазонасыщенный поровый объём в пластовых условиях, $\mathrm{GRV}\cdot \mathrm{NTG}\cdot\phi\cdot(1 - S_w)$ .
STOIIP, GIIP: геологические запасы нефти (stock-tank oil initially in place) и свободного газа (gas initially in place) в стандартных условиях; встречаются также OOIP и OGIP.
$B_o$ , $B_g$: объёмные коэффициенты нефти и газа: пластовый объём на единицу объёма в стандартных условиях.
Акр-фут: объём слоя толщиной 1 фут на площади 1 акр: 43 560 ft³ ≈ 1233,5 м³ ≈ 7758 баррелей.
КИН: коэффициент извлечения: доля геологических запасов, которую предполагается добыть.

Частые ошибки и заблуждения

Неверно

« $B_o = 1{,}3$ , значит, умножим пластовый объём на 1,3 и получим нефть на поверхности».

На самом деле

На поверхности нефть занимает меньший объём, поэтому пластовый объём делят на $B_o$ . Умножение завышает запасы в $B_o^2$ раз — при $B_o = 1{,}3$ почти в 1,7 раза.

Неверно

«NTG возьмём у петрофизиков, а пористость осредним по всему разрезу — так надёжнее».

На самом деле

Пористость и насыщенность осредняют по тому же интервалу, по которому определён NTG. Иначе неколлектор учитывается дважды и запасы занижаются.

Неверно

«Пессимистичная оценка — произведение минимальных значений всех параметров, это и есть P90».

На самом деле

Одновременное сочетание всех худших значений крайне маловероятно. Вероятностные оценки получают, перемножая распределения методом Монте-Карло с учётом связей между параметрами.

Неверно

«Геологические запасы 100 млн т — значит, добудем 100 млн т».

На самом деле

Добыть удастся только часть: извлекаемые запасы равны геологическим, умноженным на КИН, а КИН для нефти обычно от 0,05 до 0,6 в зависимости от режима и технологии.

Неверно

«Кубометр газа — он и есть кубометр, неважно при какой температуре».

На самом деле

Стандартные условия различаются (20 °C, 15 °C, 60 °F). Для газа разница достигает 1,5–2 %, а для крупных месторождений это миллиарды кубометров.

Подробно: для продвинутых

Переводные множители без запоминания

Все множители, нужные для перевода запасов между системами единиц, выводятся из двух точных определений: 1 фут = 0,3048 м и 1 баррель = 42 галлона США = 0,158987 м³. Их полезно уметь пересчитать самостоятельно, а не брать из таблиц.

Основные переводные множители

Величина: 1 фут (ft)
Определение: точное определение
Метрический эквивалент: 0,3048 м

Величина: 1 кубический фут (ft³)
Определение: $0{,}3048^3$ м³
Метрический эквивалент: 0,028317 м³; 1 м³ = 35,315 ft³

Величина: 1 баррель (bbl)
Определение: 42 галлона США = 5,6146 ft³
Метрический эквивалент: 0,158987 м³; 1 м³ = 6,2898 bbl

Величина: 1 акр
Определение: 43 560 ft²
Метрический эквивалент: 4046,9 м²; 1 км² = 247,1 акра

Величина: 1 акр-фут
Определение: 43 560 ft³ = 7758,4 bbl
Метрический эквивалент: 1233,5 м³

Величина: 1 млрд м³ газа
Определение: —
Метрический эквивалент: 35,315 млрд ft³ (Bcf) при одинаковых стандартных условиях

Величина: 1 т нефти
Определение: зависит от плотности
Метрический эквивалент: при 860 кг/м³: 1,163 м³ = 7,31 bbl

Величина	Определение	Метрический эквивалент
1 фут (ft)	точное определение	0,3048 м
1 кубический фут (ft³)	$0{,}3048^3$ м³	0,028317 м³; 1 м³ = 35,315 ft³
1 баррель (bbl)	42 галлона США = 5,6146 ft³	0,158987 м³; 1 м³ = 6,2898 bbl
1 акр	43 560 ft²	4046,9 м²; 1 км² = 247,1 акра
1 акр-фут	43 560 ft³ = 7758,4 bbl	1233,5 м³
1 млрд м³ газа	—	35,315 млрд ft³ (Bcf) при одинаковых стандартных условиях
1 т нефти	зависит от плотности	при 860 кг/м³: 1,163 м³ = 7,31 bbl

Число баррелей в тонне нефти не постоянно: оно обратно пропорционально плотности нефти.

Почему считают по картам, а не по средним

Толщина, пористость и насыщенность по площади обычно меняются согласованно: там, где пласт толще, коллектор часто и лучше. Тогда произведение простых средних не равно среднему произведения, и подсчёт «по средним» систематически ошибается.

Расчётный примерДве зоны залежи

Исходные данные (условные)

Зона А: площадь 1 км², эффективная толщина 20 м, $\phi = 0{,}22$
Зона Б: площадь 1 км², эффективная толщина 5 м, $\phi = 0{,}12$

Решение

Поровый объём по зонам: $10^{6}\cdot20\cdot0{,}22 + 10^{6}\cdot5\cdot0{,}12 = 5{,}00$ млн м³.
По простым средним: площадь 2 км², толщина 12,5 м, пористость $(0{,}22 + 0{,}12)/2 = 0{,}17$ : $2\cdot10^{6}\cdot12{,}5\cdot0{,}17 = 4{,}25$ млн м³ — на 15 % меньше.
Пористость, взвешенная по толщине: $(20\cdot0{,}22 + 5\cdot0{,}12)/25 = 0{,}20$ ; с ней $2\cdot10^{6}\cdot12{,}5\cdot0{,}20 = 5{,}00$ млн м³ — верно.

Ответ: Простые средние занизили поровый объём на 15 %; взвешивание по толщине устранило ошибку.

Что это значит. Карты и ячейки геологической модели автоматически учитывают совместное изменение параметров. Если считают по средним, веса должны соответствовать смыслу величины: пористость — по объёму пород, насыщенность — по объёму пор. Данные примера условные.

Связь с другими темами

Объём пород коллектора по картам — как по структурным картам и контактам находят общий объём пород.
Пористость — что такое пористость и как её определяют.
Насыщенность пласта флюидами — насыщенность и её связь с высотой над уровнем свободной воды.
Модель «чёрной нефти»: газосодержание и объёмные коэффициенты — объёмный коэффициент и газосодержание нефти.
Вероятностная оценка запасов методом Монте-Карло — вероятностная оценка запасов и смысл P90, P50 и P10.
Классификация запасов и ресурсов — категории запасов и ресурсов.
Общее уравнение материального баланса нефтяной залежи — независимая проверка запасов по истории давления и добычи.
Проницаемость горных пород — почему одинаковые запасы добываются с разной скоростью.

Проверьте себя

1
При прочих равных объёмный коэффициент нефти оказался 1,40 вместо принятых 1,20. Как изменятся геологические запасы в стандартных условиях?
1. А.Вырастут примерно на 17 %
2. Б.Уменьшатся примерно на 14 %
3. В.Не изменятся: $B_o$ влияет только на добычу
4. Г.Уменьшатся на 40 %
Показать ответ
Правильный ответ: Б. Уменьшатся примерно на 14 %
Запасы обратно пропорциональны $B_{oi}$ : $1{,}20/1{,}40 = 0{,}857$ , то есть на 14 % меньше. Тот же пластовый объём нефти с большим количеством растворённого газа даёт на поверхности меньше нефти (и больше газа).
2
Почему в одном акр-футе около 7758 баррелей? Выведите это число.
Показать ответ
Акр — 43 560 квадратных футов, поэтому слой толщиной 1 фут на площади 1 акр — 43 560 ft³. Баррель — 42 галлона США, или 5,6146 ft³. $43\,560/5{,}6146 \approx 7758$ .
3
Коэффициент песчанистости определён как отношение толщины коллектора (net sand) к общей толщине. Какую пористость подставить в формулу запасов?
1. А.Среднюю по всему разрезу, включая глины
2. Б.Среднюю по интервалам коллектора, взвешенную по толщине
3. В.Максимальную по керну
4. Г.Среднюю по интервалам коллектора, взвешенную по водонасыщенности
Показать ответ
Правильный ответ: Б. Среднюю по интервалам коллектора, взвешенную по толщине
Пористость должна относиться к тому же объёму, долю которого описывает NTG, — к коллектору, и осредняться по толщине (объёму пород). Пористость по всему разрезу учла бы неколлектор второй раз.
4
Газовая залежь: GRV = 50 млн м³, NTG = 0,9, $\phi = 0{,}20$ , $S_w = 0{,}20$ , $B_{gi} = 0{,}005$ м³/м³. Оцените геологические запасы газа.
Показать ответ
Газонасыщенный поровый объём: $5\cdot10^{7}\cdot0{,}9\cdot0{,}20\cdot0{,}80 = 7{,}2\cdot10^{6}$ м³. Запасы: $G = 7{,}2\cdot10^{6}/0{,}005 = 1{,}44\cdot10^{9}$ м³, то есть около 1,4 млрд м³ в стандартных условиях.
5
Пессимистичный вариант подсчёта получен перемножением минимальных значений всех параметров. Верно ли называть его оценкой P90?
1. А.Да, по определению
2. Б.Нет: такое сочетание гораздо менее вероятно, чем 10 %
3. В.Нет: это оценка P50
4. Г.Да, если параметров не больше пяти
Показать ответ
Правильный ответ: Б. Нет: такое сочетание гораздо менее вероятно, чем 10 %
Если каждый минимум — значение, хуже которого параметр окажется с вероятностью 10 %, то для пяти независимых параметров вероятность того, что хуже окажутся все сразу, — $10^{-5}$ . P90 для запасов получают методом Монте-Карло.
6
У двух залежей одинаковые геологические запасы нефти. Почему их извлекаемые запасы могут различаться в разы?
Показать ответ
КИН зависит от режима работы залежи (растворённый газ, газовая шапка, вода), вязкости нефти, неоднородности пласта, системы размещения скважин, применяемых методов (заводнение, закачка газа) и экономического предела добычи. При режиме растворённого газа КИН может быть около 0,1, при хорошем водонапорном режиме — около 0,5.

Обновлено: 22 сентября 2026 г.