Содержание к диссертации
Введение
1 Состояние изученности проблемы и постановка задачи исследования 11
1.1 Обзор научных, экспериментальных и опытно-промышленных работ по извлечению легкой и вязкой нефти 11
1.2 Характеристика и физико-химические свойства пластовой нефти на месторождениях Урало-Поволжья 13
1.3 Коэффициент вытеснения нефти и состав пластовых флюидов 15
1.4 Некоторые традиционные подходы к изучению технологии извлечения вязкой нефти 21
1.5 Выводы к главе 1 22
2 Геолого-физическая характеристика объекта исследования 24
2.1 Общая характеристика объекта исследования 24
2.2 Анализ данных сейсмических исследований 27
2.3 Лабораторные исследования керна 29
2.4 Гидродинамические исследования скважин (ГДИС) 30
2.5 Данные по разработке основных объектов эксплуатации 31
2.6 Оценка петрофизических характеристик изучаемого объекта 32
2.7 Уточнение геологического строения пласта А4 по данным описания керна 34
2.8 Фильтрационно-емкостные характеристики продуктивного разреза 36
2.9 Анализ петрофизических зависимостей 39
2.10 Обоснование проницаемости по воде (нефти) в пластовых условиях 48
3 Уточнение характеристики месторождения методом численных исследований 57
3.1 Методика сопоставления результатов определения корреляционных зависимостей геофизических параметров 57
3.2 Метод уточнения насыщения коллекторов и определения уровня ВНК на месторождениях, находящихся на поздней стадии разработки 64
3.3 Метод геометризации залежи нефти на основе обобщенной капиллярной кривой з
3.4 Метод определения коэффициента нефтенасыщенности по высоте залежи нефти 74
3.5 Расчетный способ вычисления уровня зеркала чистой воды 79
Выводы к главе 3 82
4 Технологии извлечения вязкой нефти из пласта А4 84
4.1 К оценке начальных извлекаемых запасов нефти на опытном участке Байтуганского нефтяного месторождения по пласту А4 84
4.2 Обоснование выделения объекта и выбор расчетного варианта разработки 85
4.3 Состояние изученности проблемы 94
4.4 Экспресс-метод расчета параметров нестационарного теплового воздействия на пласт по амплитуде и объему оторочек 101
4.5 Возможности регулирования процессов закачки рабочего агента и оценка охвата пласта тепловым воздействием 103
4.6 Технико-экономический анализ внедрения технологии термозаводнения 111 Выводы к главе 4 118 Основные выводы и рекомендации 119
Список использованной литературы 1
- Характеристика и физико-химические свойства пластовой нефти на месторождениях Урало-Поволжья
- Данные по разработке основных объектов эксплуатации
- Метод уточнения насыщения коллекторов и определения уровня ВНК на месторождениях, находящихся на поздней стадии разработки
- Экспресс-метод расчета параметров нестационарного теплового воздействия на пласт по амплитуде и объему оторочек
Характеристика и физико-химические свойства пластовой нефти на месторождениях Урало-Поволжья
В диапазоне напряжений сдвига от 0 до тm вязкость нефти переменна. Это явление Гиматудинов Ш.К. и Ширковский А.И. [35] назвали аномалией вязкости, а отношение (о/ m) - индексом аномалии вязкости. Этот важнейший показатель будет в данной диссертационной работе использоваться в дальнейшем при формировании технологии вытеснения вязкой нефти в промысловых условиях. Надо отметить, что если в нефти содержится значительное количество асфальтенов, аномалия вязкости и его структурно-механические свойства возрастают. Как отмечают авторы [38] наличие растворенного газа, в частности метана, этана, азота также приводит к усилению аномальных свойств. Они связаны с процессом скрытой коагуляции ассоциатов асфальтенов в присутствии газовой фазы. А присутствие смол формирует сольватный слой ассоциатов асфальтенов.
Поэтому неньютоновские свойства с ростом содержания смол могут ослабляться. Повышение температуры нефти снижает аномалию вязкости. Эта связано с тем, что при повышении температуры нефти усиливается Броуновское движение, что приводит к ослаблению взаимодействия между ассоциациями асфальтенов. Более общей закономерностью при повышении температуры нефти является снижение энергии межмолекулярного взаимодействия частиц асфальтенов и молекул углеводородов.
Изменение ресурсной базы углеводородов связано с истощением запасов нефти в основных высокопродуктивных пластах за счет их интенсивной выработки как нефтяных месторождений Урало-Поволжья, так и Западной Сибири (Ромашкинское, Самотлорское, Арланское, Мухановское), которые вступили в позднюю стадию разработки. Это способствовало повышенному отбору воды, так как большинство месторождений в основном разрабатывались нагнетанием воды. Опережающий отбор нефти из высокопроницаемых коллекторов неоднородных по проницаемости пластов привел к расчленению и разбиению ранее единого нефтенасыщенного поля и образованию отдельных участков. Причем это явление способствовало ухудшению структуры запасов и увеличению доли трудноизвлекаемых [23, 12, 13, 62]. Однако на ухудшение структуры запасов повлияли также расчлененность коллекторов, их неоднородность и прерывистость. Можно отметить еще и тот факт, что кроме перечисленных эффектов происходило засорение забоев и призабойной зоны скважин механическими примесями, что влияло на приток флюидов, особенно в период подземного и капитального ремонта скважин. Кроме того происходило биозаражение и разрушение коллекторов от техногенного воздействия на пласт [61, 108]. Интенсивная закачка воды приводила к резкому охлаждению нефтенасыщенных коллекторов, что способствовало повышению вязкости вытесняемой нефти и снижению текущего коэффициента нефтеотдачи [64, 63]. Показанные выше явления в период длительной разработки месторождений явились фактором резкого повышения вязкости пластовой нефти за счет снижения газового фактора во времени. Явления, подтверждающие повышение вязкости нефти в процессе длительной эксплуатации нефтяных месторождений и снижения текущего коэффициента нефтеотдачи, неоднократно отмечены в работах И.М. Муравьева, И.Т. Мищенко, Г.З. Ибрагимова, Н.И. Хисамутдинова, М.Л. Сургучева, Р.Р. Ибатуллина, В.Е. Лозина, В.П. Тронова, А.В. Тронова, Ю.Е. Батурина, В.Е. Андреева, Р.Х. Муслимова, К.М. Федорова, М.М. Хасанова, О.Л. Кузнецова, Н.Н. Михайлова и многих других. Несмотря на значительный объем выполненных теоретических, экспериментальных исследований и опытно-промышленных работ, проблема интенсификации отбора нефти повышенной вязкости не снижается, особенно она присуща нефти высоковязкой и сверхвязкой. Так, по оценке [24] трудоемкость извлечения нефти за счет изменения физико-химических свойств флюидов увеличивается на 0,33% в год, особенно это отражается на технологической и экономической эффективности проводимых геолого-технических мероприятий.
Аномалии вязкости и подвижности нефти в реальных случаях вытеснения вязкой нефти проявляются больше при наличии неоднородности коллектора по проницаемости, причем коэффициент вытеснения снижается с ростом вязкости. Поэтому линейность фильтрации флюидов нарушается. Наличие в нефти асфальто-смол и парафина приводит к увеличению вязкости нефти и, как правило, когда в этой системе имеется дисперсная фаза, находящаяся в дисперсной среде. Дисперсная фаза обычно склонна к ассоциации. Ассоциаты частиц дисперсной фазы в дисперсной среде могут формировать в жидкости пространственную сетку либо обрывки структуры. Проявление аномалии вязкости надо понимать как зависимость вязкости от градиента скорости сдвига или напряжения сдвига. Из этого следует, что вязкость нефти до предельного значения динамического напряжения сдвига может быть постоянной или повышенной. Такую вязкость в исследованиях [38] называют вязкостью с неразрушенной структурой (о). При фильтрации вязкой нефти в пластовых условиях структура нефти нарушается, и вязкость уменьшается до значения m при значении напряжения сдвига предельного разрушения структуры тm. Отсюда следует, что напряжение сдвига в диапазоне 0 до тm вязкость нефти переменна, а соотношение о/ m назвали индексом аномалии вязкости нефти (рис.1.1). На рисунке 1.1 четко видно, что m имеет переменное значение. Так, о (рис. 1.1 б) со значением 126 мПа с снижается при движении нефти до 32 мПа с. Повышение температуры, которое усиливает Броуновское движение, ослабляет взаимодействие между ассоциатами асфальтенов, и вязкость нефти несколько снижается до определенного значения. Это явление положительно отражается на зависимости коэффициента вытеснения аномально вязкой нефти от градиента давления (рис.1.2).
Данные по разработке основных объектов эксплуатации
Для оценки достоверности нефтегазоносности объекта исследования были собраны следующие материалы по сейсморазведочным работам, выполненных в пределах Байтуганского месторождения:
Графические материалы из работы «Отчет о результатах интерпретации данных ГИС и сейсморазведки 2Д на территории Байтуганского месторождения». 1998г.
Отчет «Результаты обработки и комплексной интерпретации материалов 3Д и 2Д сейсморазведочных работ в пределах Байтуганского месторождения нефти. Северный район Оренбургской, Камышлинский и Клявлинский районы Самарской областей (Лицензия ОРБ № 13173 НЭ)». Самара 2009 г.
Отчет «Обработка и интерпретация сейсморазведочных данных МОГТ-3Д в пределах Ерилкинского и Байтуганского лицензионных участков». Москва, 2015 г. По данным объекта исследования в работе были изучены и проанализированы два наиболее полных отчета по комплексной обработке и интерпретации материалов 2Д и 3Д. Анализ отчета о результате обработки и комплексной интерпретации материалов 3Д и 2Д сейсморазведочных работ в пределах Байтуганского месторождения нефти показал следующее. Обоснованием для постановки сейсморазведочных работ на Байтуганском ЛУ послужила недостаточная информативность данных сейсморазведки прошлых лет.
Авторы отчета отмечают, что по сейсмогеологическим условиям исследуемая площадь является одной из самых сложных, что подтверждается данными бурения скважин и результаты сейсмических работ МОГТ-2Д. Здесь широко распространены карстовые образования практически по всему разрезу осадочной толщи. Наибольшее осложнение для сейсморазведки представляет карст нижнепермского возраста, исключающий возможность регистрации кондиционных отражений от более глубоких горизонтов. Для выделения изучаемого объекта сначала рассмотрим результаты комплексных исследований в целом по месторождению.
В результате комплексной интерпретации материалов сейсморазведки МОГТ-2Д, 3Д и данных ГИС построены структурные карты по отражающим горизонтам каменноугольных образований - Б, У, Т, девонского - Д и архейского - А. Структурные карты по отражающим горизонтам каменноугольных образований позволили уточнить, а по отражающим горизонтам девона и архея впервые изучить геологическое строение Байтуганской структуры. Были построены карты изопахит интервалов А-Д, Д-Т, Т-У, У-Б, структурные карты по проницаемой части продуктивных пластов А4, С1sr, Б1, В1-1, В1-2, были получены методом схождения от соответствующих контролирующих отражающих границ.
По данным выполненного динамического анализа был получен горизонтальный срез по кубу вычитания фаз с четкой системой тектонических нарушений, отображающий блоковое строение девонского структурного этажа.
На основании палеотектонического анализа, проведенного на участке структуры, был сделан вывод о том, что Байтуганская структура, как результат новейших тектонических движений, является сложно построенной ловушкой комбинированного типа и несет в себе фрагменты всех форм палеорельефа, существовавших на ее территории в различные этапы геологического развития.
По результатам анализа данных обработки и интерпретации сейсморазведочных данных МОГТ-3Д в пределах Ерилкинского и Байтуганского лицензионных участков 2015г. выявлено следующее.
После обработки и комплексной интерпретации геолого-геофизических материалов в пределах Байтуганского и Ерилкинского лицензионных участков были построены в масштабе 1:25000 сводные - карты изохрон отражающих горизонтов (ОГ) палеозоя и кристаллического фундамента. Это схематическая структурная карта ОГ «Ar», структурные карты (схемы) ОГ «D2vb» и «D3p», структурная карта (схема) ОГ «D3sr», структурные карты ОГ «C1t» и «C1bb», структурные карты ОГ «C1s», «С2b» и «С2vr» Так же были построены схема изопахит между ОГ «Ar» и «D3sr», карты изопахит между ОГ «D2vb» и «D3p», карты изопахит между ОГ «D3p» и «D3sr», карта изопахит между ОГ «D3sr» и «C1t», карта изопахит между ОГ «C1t» и «C1bb», карта изопахит между ОГ «C1bb» и «C1s», карта изопахит между ОГ «C1s» и «C2b», карта изопахит между ОГ «C2b» и «C2vr».
В ходе анализа выполненных работ также были получены следующие результаты. Площадь Байтуганского поднятия увеличилась за счет двух приподнятых участков, расположенных с запада от южной и северной периклиналей поднятия, а также за счет включения Новоберёзовского купола в контур Байтуганского поднятия.
Структурные построения по ОГ «C2b» среднего карбона в пределах Байтуганского месторождения незначительно изменились по сравнению с результатами, полученными в 2010 г. в ОАО «Самаранефтегеофизика» (замыкающая изогипса – 520 м по ОГ «C2b»). По данным ООО «Ларгео», поверхность башкирского яруса представляется более спокойной, сглаженной, но при этом отмечается высокая трещинность пород. Меньше изрезанность крыльев Байтуганской складки северо-западной ориентации, отсутствуют ярко выраженные тектонические нарушения, при этом амплитуда поднятия увеличилась до 45 метров. Основное отличие новых построений состоит в том, что пространственное положение Байтуганского поднятия очерчивается изогипсой минус 540 метров. Узкий прогиб, закартированный работами 2010 г. и ограничивающий брахиантиклинальную складку с запада, практически отсутствует.
Такое сложное геологическое строение объекта исследования создало проблему точного определения запасов нефти, о которых будет сказано ниже. Поэтому сейсморазведочные работы, выполненные в 2015г., были расширены и учли все недоработки предыдущих работ и, опираясь на более густую сеть бурения, за счет новых скважин, позволили создать более точную геологическую модель Байтуганского месторождения. Но и это не закрыло проблемы точности определения запасов нефти, особенно по пласту А4. Они заключаются в том, что нет обоснования и четкого разделения водонефтяного контакта и промежуточного слоя (нефть-вода).
Метод уточнения насыщения коллекторов и определения уровня ВНК на месторождениях, находящихся на поздней стадии разработки
Так, в рассматриваемом примере (рис. 3.3) зависимость определения пористости по аПС более точно описывает облако исходных данных, так как ее кривая накопленных частот расположена левее кривой для зависимости по RK.
Анализируются характерные точки на кривой накопленных частот распределения наиболее точной и (при необходимости) остальных зависимостей. Значения «невязок» для этих точек определяются графически. Точка A - соответствует медиане совокупности «невязок», то есть «невязке» самой средней точки совокупности данных (накопленная частота равна 0,5 или 50%). Величина «невязки» для этой точки показывает, что для половины точек совокупности данных расхождение исходных и расчетных значений параметра не превышает эту величину. Так, в рассматриваемом примере в половине точек совокупности расчетные значения пористости отличаются от исходных не более, чем на 1% пористости для зависимости по аПС и 1,8% для зависимости по RK.
Точка B - соответствует третьему квартилю совокупности «невязок». Величина «невязки» для этой точки показывает, что для 75% точек совокупности данных расхождение исходных и расчетных значений параметра не превышает эту величину. Так, в рассматриваемом примере в 75% точек совокупности расчетные значения пористости отличаются от исходных не более, чем на 1,6% пористости для зависимости по аПС и 3,2% для зависимости по RK.
Точка C - соответствует 90% совокупности «невязок». Величина «невязки» для этой точки показывает, что для 90% точек совокупности данных расхождение исходных и расчетных значений параметра не превышает эту величину. Так, в рассматриваемом примере 90% точек совокупности попадают в коридор расхождения расчетных значений пористости с исходными не более, чем на 2,3% пористости для зависимости по аПС и 4,5% для зависимости по RK. Лишь 10% точек не укладываются в этот коридор расхождения.
Коридоры расхождения расчетных и исходных значений пористости («невязок») с указанием цветом показаны на рисунках 3.1 и 3.2.
Значения «невязок» в характерных точках представляют собой величину доверительных интервалов с надежностью, соответствующей их накопленной частоте. Так, для зависимости пористости по аПС в рассматриваемом примере с 90%-надежностью исходные значения пористости равны расчетным значениям с доверительным интервалом ±2,3%. Лишь 10% точек данной совокупности имеют «невязки», превышающие 2,3%.
Из рисунка 3.3 видно, что для второй зависимости (от RK) доверительные интервалы, в среднем, в два раза превышают соответствующие доверительные интервалы для первой зависимости практически по всем степеням надежности. Следовательно, зависимость пористости по ссПС в данном примере в два раза точнее зависимости по RK.
Таким образом, предлагаемая методика сопоставления результатов определения корреляционных зависимостей позволила ответить на поставленные ранее вопросы для данного примера. Из двух сопоставляемых зависимостей наилучшим образом описывает значения параметров, содержащихся в базе исходных данных, первая зависимость - по осПС . По этой зависимости для 50% точек совокупности «невязка» не превышает 1% пористости, для 75% точек - 1,6%, для 90% точек - 2,3% пористости соответственно. Относительная оценка точности: первая зависимость точнее второй (от RK) примерно в два раза. Абсолютная оценка точности: для зависимости пористости по ссПС с 90%-надежностью истинная пористость равна расчетной с доверительным интервалом ±2,3%. Достоинства предлагаемой методики: 1. Методика очень проста, основана на графическом подходе. 2. Методика позволяет сопоставлять зависимости вычисления параметра независимо от вида, сложности и способа получения этих зависимостей и числа параметров-аргументов, только по сравнению исходных данных и результата. 3. Сопоставляемые зависимости могут иметь разную длину совокупности исходных данных. 4. Методика позволяет количественно оценить точность сравниваемых зависимостей. 5. Методика позволяет с заданной степенью надежности получать доверительные интервалы для определения рассматриваемого параметра по сопоставляемым зависимостям. 6. Методика позволяет получить результат даже без самих зависимостей, по таблицам исходных и расчетных данных рассматриваемого параметра.
В повышении эффективности разработки нефтяных месторождений большое значение имеет уточнение геологического строения залежей нефти. В настоящее время широко распространено представление геологии в математической 3D модели, при этом немаловажную роль в уточнении геологического строения имеет определение уровня ВНК. Достоверность ВНК определяет правильность контуров нефтеносности и нефтенасыщенного объекта, а, следовательно, влияет на точность оценки начальных геологических запасов нефти. Изучим этот вопрос на примере геологического строения Сорочинско-Никольского месторождения.
Традиционно для определения уровня ВНК строится схема обоснования флюидальных контактов. Для построения данной схемы выбирают условно-вертикальные скважины, как нефтенасыщенные и нефтеводонасыщенные, так и водонасыщенные, кровля пласта которых находится в непосредственной близи от поверхности флюидального контакта. На схему наносятся колонки разрезов с их гипсометрическим положением и указанием насыщения по результатам интерпретации ГИС, а также интервалы перфорации с результатами опробования и испытания пластов.
На основании этой информации определяют абсолютную отметку ВНК рассматриваемой залежи, наиболее соответствующую представленным данным.
При этом при подсчете запасов ВНК считается горизонтальным, если уровни кровли воды и подошвы нефти в разных скважинах укладываются в коридор, не превышающий удвоенной погрешности определения абсолютной отметки в вертикальных скважинах (1 м погрешности на 1 км глубины) [74]. Так, для глубины 2000 м ВНК считается горизонтальным при подсчете запасов, если абсолютные отметки кровли воды и подошвы нефти в скважинах укладываются в коридор ВНК ±4 м.
Однако при обосновании уровня ВНК встречаются определенные трудности. Например, на месторождениях, находящихся на поздней стадии разработки, в скважинах, пробуренных в частично или полностью выработанных зонах или зонах воздействия закачки воды, характер насыщения может быть искаженным, несоответствующим начальному насыщению пласта в данной зоне, что ведет к неверной оценке уровня ВНК.
Кроме того, сложность и неоднородность геологического строения в совокупности с неоднозначностью первичных данных при обработке ГИС могут привести к неправильному определению характера насыщения коллекторов по ГИС.
Экспресс-метод расчета параметров нестационарного теплового воздействия на пласт по амплитуде и объему оторочек
Традиционно при использовании капиллярных кривых и J-функции для определения зависимости распределения водонасыщенности по высоте залежи, как было рассмотрено в разделе 3.4, подбор ЗЧВ поводят визуально, графически, практически вручную, «на глазок», добиваясь, чтобы значения Кв по прослоям были как можно более близки к значениям по формуле Арчи. Вместо этого в данной работе предлагается расчетный способ автоматизированного вычисления уровня ЗЧВ, позволяющий не подбирать уровень ЗЧВ, а определять его путем проведения расчетов по известным статистическим методам.
В предыдущем разделе 3.4 была выведена формула (3.14), в которой коэффициент В=-1/Ъ, где Ъ - коэффициент в аппроксимирующей зависимости J-функции от коэффициента водонасыщенности Кв (3.3), полученной по результатам капиллярных исследований. Путем преобразования формулы (3.14) получаем: Кв1в=а2х(Н-С)х(лЩт1 (3.18) гдеа7=а/. fL = a2x(H-C) = a2xH-a2xC. (3.19) sjK/m После преобразования переменных получаем формулу прямой: Y = AxX + D, (3.20) где Y= " ; X = H ; A = a2; D = -Cxa2. (3.21) JK/m Отсюда C = - D / A. (3.22) Таким образом, при известном априори коэффициенте В (полученном ранее на этапе аппроксимации зависимости (3.3) J-функции от Кв), найдя одним из статистических методов коэффициенты уравнения прямой (3.20), можно определить параметр С, соответствующий уровню ЗЧВ по формуле (3.22).
Однако следует заметить, что при наличии довольно существенного разброса исходных данных обычное применение традиционных статистических методов может привести к результатам, не имеющим физического смысла. Например, в результате может нарушиться необходимое условие, что уровень ЗЧВ должен быть ниже уровня ВНК.
Так как в (3.26) при Н=ВНК имеем Х=0, то коэффициент D в уравнении прямой (3.20) будет равен Y. Поэтому предлагается определить коэффициент D как среднее значение Y точек с абсолютными отметками прослоев Н ближайшими к уровню ВНК. Коэффициенте в формуле (3.20) в этом случае будет определяться как для прямой наилучшего приближения по формуле где XСР, YСР – средние значения переменных X и Y соответственно.
На рисунке 3.13 представлен пример кросс-плота значений Х и Y. Значение X=0 соответствует уровню ВНК. Овалом выделены точки, ближайшие к уровню ВНК, по которым определяется коэффициент D. На рисунке 3.13 также графически показана прямая, описанная формулой (3.20).
традиционным способом ручного подбора, и вычисленных по предлагаемому расчетному способу по различным залежам и месторождениям. Из рисунка 3.14 видна хорошая сходимость расчетных значений ЗЧВ с полученными ручным подбором.
Таким образом, данный расчетный способ позволяет вычислить уровень зеркала чистой воды на основании построения J-функции вместо традиционного ручного подбора его значения при определении зависимости Кн от высоты превышения над ЗЧВ.
1. Для уточнения геологического строения нефтяной многопластовой залежи разработаны и предложены новые научно-методические приемы, повышающие достоверность оценки начальных геологических и извлекаемых, а также остаточных запасов нефти, в частности, определение пористости, уточнение уровня ВНК, геометризация залежи, уточнение определения коэффициента нефтенасыщенности и уровня зеркала чистой воды.
2. На основе выделения J-функции получена формула обобщенной капиллярной кривой для пласта Б2 Байтуганского месторождения и выведена формула вычисления капиллярного давления смещения (давления начала фильтрации нефти) для различных ФЕС. Показана последовательность определения границ залежи в виде капиллярных барьеров.
3. Разработана новая методика, позволяющая определять коэффициент нефтенасыщенности по высоте залежи даже при отсутствии капиллярных исследований.
4. Разработан новый расчетный способ вычисления уровня зеркала чистой воды на основании построения J–функции вместо традиционного ручного подбора его значения при определении зависимости Кв от высоты превышения над ЗЧВ. Принято решение о проведении опытно-экспериментальных работ по технологии нестационарного теплового вытеснения вязкой нефти с тепловым источником, путем нагнетания теплой воды в нагнетательную скважину №409. В соответствии с рекомендациями автора, подсчет геологических запасов нефти и газа объемным методом для небольших участков более правильно считать при отсутствии достоверной геологической модели по формуле Q = VxmxSxpxOxK (4.1) где Q - начальные геологические запасы, тыс.т; V - объем нефтенасыщенных пород, тыс.м3, равный V = Fxh; F - площадь участка, тыс.м2 (рис.4.1); Н - эффективная нефтенасыщенная толщина, м; т - открытая пористость, доли ед.; S - начальная нефтенасыщенность, доли ед.; р - плотность нефти в поверхностных условиях, т/м или г/см ; в- пересчетный коэффициент, учитывающий перевод запасов в пластовые условия; К - внесенные поправки (0,9… 1,4), учитывающие снижение или повышение запасов за счет от уточнения геологической модели.
В соответствии с разработками, изложенными в главе 3, уточнена площадь участка по методу геометризации залежи нефти с использованием капиллярной кривой. В результате при расчете по стандартной методике площадь участка составила 9380 тыс.м , а по уточненной 9258 тыс.м3. Объем участка с учетом поправок на нефтенасыщенную толщину (раздел 3.4) составил 128743 тыс.м3.
Введены поправки и на отметку ВНК в соответствии с разделом 3.5. В отличие от ранее принятых методик значительные поправки внесены при определении пористости (см.рис.3.1, 3.2, 3.3) и нефтенасыщенности. С внесенными поправками значение коэффициента нефтенасыщенности составило 0,76 доли ед. Подсчитанное значение начальных геологических запасов нефти с учетом поправок составило 114422 тыс.т. При этом плотность нефти принята равной при температуре пласта 16С равной 0,9014 г/см3.