Измерение количества нефти

Количество нефти измеряется в баррелях, тоннах, в процентах от объема порового пространства, акр-футах или в баррелях на акр-фут породы-коллектора [48]. Наиболее распространенной единицей измерения является баррель, равный 42 американским (винчестерским) галлонам и имеющий средний вес 310 фунтов. Другие единицы перечислены в таблицах пересчета в Приложении (см. табл. А-3).

При совместном извлечении нефти и газа из фонтанирующей скважины их смесь сначала поступает в сепаратор, где газ отделяется от нефти. Затем нефть попадает в резервуар, где и замеряется ее объем. При насосном методе эксплуатации на поверхность извлекается одна нефть или нефть с небольшим содержанием газа; она перекачивается непосредственно в особым образом калиброванный резервуар, в котором одному вертикальному дюйму отвечает определенное количество нефти в галлонах или баррелях. Чтобы определить объем нефти, изливающейся из высокопродуктивных скважин, в случае отсутствия поблизости хранилищ с достаточной емкостью или трубопроводов для приема всего поступающего из недр притока, измеряется расход нефти за непродолжительное время, например за один час, четыре или шесть часов, а затем путем умножения полученного количества на соответствующий коэффициент вычисляют суточную производительность скважины. Объем нефти в баррелях, который скважина дает или способна давать за сутки в первый период эксплуатации, носит название ее начального дебита.

Запасы нефти, содержащейся в коллекторах (oil in place) [пластовая нефть; ее запасы ‑ это геологические запасы], подсчитывают в зависимости от преследуемой цели различными методами [49]. Основной метод измерения объема пластовой нефти заключается в умножении объема норового пространства в акр-футах, вычисленного по данным анализа керна и электрокаротажа скважин, на коэффициент нефтенасыщенности керна. Для подсчета количества промышленной нефти или ее извлекаемых запасов, приведенных к условиям дневной поверхности, в баррелях, объем пластовой нефти умно­жается на коэффициент усадки (shrinkage factor) (см. стр. 191), который представляет собой меру уменьшения объема нефти за счет выделения растворенного в ней газа при поступлении на поверхность (см. стр. 192), и на коэффициент нефтеотдачи (recovery factor), являющийся мерой поддающейся извлечению пластовой нефти в процентах. Нефтеотдача изменяется в зависимости от пористости и проницаемости пород-коллекторов, а также от типа пластовой энергии¹ и опыта нефтедобычи в условиях, близких к рассматриваемым. Описанные методы, известные как объемные, или методы определения насыщенности пород, могут быть применены на ранних стадиях разработки нефтяных месторождений, поскольку они не подвержены влиянию регулирования добычи и искусственного ограничения производительности скважин.

Другой распространенный метод подсчета запасов нефти в коллекторах известен под названием метода кривых падения добычи (кривых разработки). Он используется при наличии данных о свободном и неограниченном отборе нефти [50] и заключается в построении графиков изменения производительности одной или нескольких скважин в течение длительного периода разработки залежи и последующей экстраполяции полученных кривых падения добычи на будущее. Кривые разработки могут строиться с применением прямоугольной, полулогарифмической или двойной логарифмической сетки; логарифмические графики имеют то преимущество, что позволяют проецировать рассматриваемые кривые в виде прямых линий. Рассчитанная таким способом ожидаемая в будущем производительность всех скважин месторождения может быть просуммирована, что дает в результате подсчет общих извлекаемых запасов нефти, еще оставшейся в природном резервуаре. Это наиболее надежный и достоверный метод подсчета извлекаемых запасов нефти, когда история разработки залежи насчитывает несколько лет и, таким образом, имеются необходимые данные для построения кривых падения добычи. Однако в условиях регулируемой и искусственно сокращаемой добычи этот метод не дает удовлетворительных результатов.