Как найти извлекаемые запасы нефти

Для расчётов геологических запасов используется следующая формула: Q=F·h·m·β·θ

где

Q — геологические запасы, т

F — площадь, м2;

h — эффективная нефтенасыщенная мощность пласта, м;

m — коэффициент эффективной пористости;

β — коэффициент нефтенасыщения;

γ — удельный вес нефти.

θ — пересчётный коэффициент. Величина, обратная объёмному коэффициенту нефти b: θ=1/b Объёмный коэффициент нефти – отношение объёма пластовой нефти к объему той же нефти после дегазации в пластовых условиях, величина безразмерная, находится в пределах от 1,05 до 3 и более. Этот коэффициент не следует смешивать с коэффициентом усадки нефти ε. Существует следующая зависимость между указанными коэффициентами:

Где V_пл – объём нефти в пластовых условиях, V_пов – объём нефти на поверхности при стандартных условиях. Усадку нефти на поверхности надо обязательно учитывать , так как она может достгать большой величины, например, на месторождении Оклахома Сити  она составляет 35 %.

   Для расчётов извлекаемых запасов используется следующая формула:Q=F·h·m·β·η·θ

η — коэффициент извлечения нефти (КИН). Это отношение объёма нефти, которая может быть извлечена на поверхность при данном способе разработки и эксплуатации, приведённому к объёму нефти на поверхности, к объёму нефти, также приведённому к объёму нефти на поверхности, первоначально содержавшейся в недрах. 

Значения КИН в зависимости от режима залежи

В США в гравитационном режиме принимают КИН= 0,05-0,1. В Западной Сибири при эффективном заводнении пластов принимают КИН=0,42 – 0,45.

В условиях применения на месторождении нефти методов повышения нефтеотдачи пластов значения КИН определется как произведение коэффициентов вскрытия, охвата и вытеснения:

КИН=К_вск*К_охв*К_выт

где К_вск – коэффициент вскрытия,  К_охв – коэффициент охвата, К_выт – коэффициент вытеснения. Значения этих коэффициентов определяются следующим образом: К_вск=V_вскрыт/V_залежи 

где V_вскрыт —  объем нефтенасыщенных пластов вскрытых скважинами, V_залежи — весь объем нефтенасыщенной залежи.

К_охв=V_возд/V_нефт

где  V_возд  – фактический объем залежи, подвегнувшейся воздействию рабочим агентом, V_нефт  — полный объем первоначально нефтенасыщенных участков залежи

К_выт=V_н—V_ост/V_н

где V_н – начальный объем нефти в образце ,V_ост –объем остаточной пленочной и капиллярной нефти в образце.

В естественных условиях 0.6-0.7, в высокопроницаемых-0.8, в низкопроницаемых-0.4. Для представления извлекаемых ресурсов в баррелях используют нижеприведённые коэффициенты.

 Коэффициенты перевода сырой нефти (тонны в баррели, баррели в тонны)

Методы подсчета запасов нефти.
Выбор методов подсчета запасов
нефти зависит от качества и количества
подсчетных параметров, степени изученности
месторождения, режима работы залежи,
объекта подсчета (конденсат, нефть).

Среди возможных методов подсчета
запасов нефти объемный метод является
основным — универсальным — применим в
контурах залежи нефти любой категории
разведанности, при любом ее режиме
работы. Другие методы — статистический,
материального баланса, частные варианты
объемного метода: объемно-весовой и
объемно-статистический и т.п., применимы
лишь в отдельных случаях с определенными
ограничениями [47].

Объемный метод основан на
определении объема пор продуктивного
пласта, определяемого путем изучения
размеров нефтеносного пласта и пористости
слагающих его пород. Учитывается как
общее количество нефти, заполняющей
пористые пространства нефтеносных
пластов, так и то, которое может быть
извлечено при эксплуатации.

Начальные балансовые (общие, геологические) запасы нефти в залежах определяются по формуле:

Q_o
= F х Н х k_по
х k_н х Θ
х ρ,

где Q₀
— начальные балансовые (геологические)
запасы нефти, млн.т;

F — площадь нефтеносности, м²;

Н — эффективная мощность нефтенасыщенной
части пласта, м;

k_п — коэффициент
открытой пористости (пустотности), доли
единицы (%);

k_н — коэффициент
нефтенасыщенности пласта, доли единицы
(%);

Θ — объемный коэффициент, показывающий,
какой объем 1 м³ товарный нефти
занимает в пластовых условиях (обычно
Θ /тэта/ около O.85-0.86);

ρ — плотность нефти в поверхностных
условиях, г/см³.

Извлекаемые запасы нефти подсчитываются по следующей формуле:

Q _извл⁼
Q₀ х К_извл
,

Где Qизвл — извлекаемые запасы нефти, млн.Т;

К_извл
—
коэффициент извлечения нефти или
коэффициент нефтеотдачи(К_н).

К_извл
обычно при водонапорном режиме для
новых залежей принимается равным 0.5 —
0.6 (максимально!) и зависит от способов
эксплуатации, температуры нефтяной
залежи, физических свойств нефти,
газового давления и других факторов.
К_извл
выше для нефтеносных залежей, сильно
насыщенных газом.

Объемно-статистический
метод основан
на количественном использовании данных
о коэффициентах нефтенасыщенности и
извлечения нефти, полученных на
выработанных залежах.

В его основу
положены лабораторные и промысловые
исследования проницаемости и пористости
пород, глубинных проб нефти и всех
остальных параметров:

X
= k_н1
x
ή₁
= Q
/ (F
х h₁
х k_п
х ρ₁
х Θ₁),

где
Q
– извлекаемые запасы нефти, т;

F
– площадь нефтеносности, м²;

h₁
– эффективность мощность нефтенасыщенной
части пласта, м;

k_п
– коэффициент открытой пористости,
доли единицы;

k_н1
–коэффициент нефтенасыщенности пласта,
доли единицы;

ρ₁—
плотность нефти в поверхностных
условиях, т/м³;

Θ₁
– объемный коэффициент, показывающий,
какой объем 1 м³
товарной

нефти
занимает в пластовых условиях;

ή₁
–
коэффициент извлечения нефти, доли
единицы.

Данный метод можно
применять как для залежей, еще не
вступивших в разработку, так и для
залежей, эксплуатируемых с поддержанием
и без поддержания пластового давления.

Наибольшие
трудности на новых залежах вызывает
определение k_н,
ή
и F.
Эти параметры устанавливают по аналогии
с параметрами на старых месторождениях,
находящихся в сходных геологических
условиях.

Формула по новой
залежи имеет следующий вид:

Q
= F
х h
х k_п
х ρ х Θ х X

Запасы
нефти, подсчитанные этим методом,
относятся только к категориям С₁
и
С₂.

Методы
подсчета запасов газа. Условия
формирования, залегания и разработка
газовых месторождений, нефтяных
месторождений с газовой шапкой и
месторождений нефти с растворенным в
нефти газом различны. Соответственно
запасы газа подсчитываются различными
методами и учитываются отдельно [47].

Объемный
метод. Сущность
метода сводится к определению объема
пустотного пространства пласта-коллектора
в пределах залежи газа и газовой шапки.
Объем газа в залежи в силу физико-химических
свойств газа зависит от пластовых
давлений и температуры.

Формула подсчета
запасов газа объемным методом выглядит
следующим образом:

V
= F
x
h
x
k_п
x
k_г
x
[ρ₀
: (z₀
x
ρ_ат)]
x
f
,

где
V
– начальные запасы газа, приведенные
к стандартным условиям —

давлению
и температуре (ρ_ст
= 0.1 МПа и Т_ст
= 293 К), млн. м³;

F
– площадь газоносности, м²;

h
– эффективная газонасыщенная мощность
пласта, м;

k_п—
коэффициент открытой пористости, доли
единицы;

k_г—
коэффициент газонасыщенности, доли
единицы;

f
— поправка на температуру для приведения
объема газа к

стандартной
температуре (f
= Т_ст
: Т_пл
= 293 К : (273 К + t_пл);

ρ₀—
начальное пластовое давление в залежи,
МПа;

ρ_ат—
атмосферное давление, МПа;

z₀
– коэффициент сжимаемости газа.

Произведение
Fhk_пk_г
соответствует
объему газа в залежи при атмосферном
давлении. Объем газа в залежи зависит
от пластового давления
ρ₀
и коэффициента сжимаемости газа
z₀,
которые устанавливают по промысловым
ρ₀
и лабораторным z₀
данным.
К_извл
газа зависит от многих факторов (режима
разработки, наличия конденсата, конечного
давления в залежи, неоднородности пласта
и т.п.) и должен определяться для каждого
конкретного случая. В зависимости от
условий К_{извл
газа}=
0.65 –
0.95.

Метод
подсчета запасов свободного газа по
падению давления применяется
для пластов, в которых первоначальный
объем пор, занятый газом, не изменялся
в процессе эксплуатации. В случае
водонапорного режима указанный метод
неприменим, хотя при небольшом подъеме
ГВК ошибки определений в пределах
допустимых. Формула подсчета основана
на предположении о постоянстве количества
извлекаемого газа при снижении давления
на единицу во время разработки газовой
залежи:

V_оп = V_доб
х {(ρ₂ х α₂) :
[(ρ₁ х α₁) –
(ρ₂ х α₂)] ,

где V_оп — запасы
газа в пласте, м³;

V_доб— объем
газа, добытый в период между наблюдениями,
м³;

ρ₁, ρ₂ – пластовые
давления соответственно на дату первого
и второго

замеров, Па;

α₁, α₂ – коэффициенты
отклонения от закона Бойля-Мариотта
при

замеренных давлениях.

Метод требует тщательных замеров ρ_пл
и V_доб в
процессе эксплуатации. Недоучет объема
залежи, особенно разбитости ее на
отдельные экранированные блоки,
активности краевых вод может привести
к большим погрешностям
[12, 47].

Метод подсчета извлекаемых запасов
растворенного в нефти газа по газовому
фактору основан на определении
насыщенности нефти газом на дату расчета.
Для подсчета запасов попутного газа,
растворенного в пластовой нефти при
начальном давлении, находят лабораторным
путем объем газа, растворенного в 1 м³
нефти, приведенный к поверхностным
условиям. Подсчет газонасыщенности
нефти проводится по формуле:

V₀ = Q_o
r_o
— Q_извл
b_o
p_k
α_kf
— Q_извл(b_o
– b) p_k
α_kf
— Q_неизвлr_k
,

где Q_o,
Q_извл, Q_{неизв
–} соответственно балансовые,
извлекаемые и неизвлекаемые

запасы нефти, м³;

b_o,
b – объемный коэффициент
пластовой нефти на анчальную (при
давлении

p_o)
и конечную (при остаточном давлении,
конечном, давлении p_k)
даты

разработки;

α_k – поправка
на коэффициент сжимаемости газа при
давлении p_k;

r_o
– первоначальный газовый фактор, м³/м³;

f — поправка на
температуру для приведения к стандартным
условиям;

r_k
— остаточное (конечное) количество газа,
растворенного в нефти при

давлении p_k,
м³/м³.

Балансовые запасы газа определяются
по газовому фактору, измеренному по
пластовым пробам нефти [47].

Метод подсчета запасов конденсата
в газоконденсатных месторождениях
проводится теми же методами, которые
применяются для газовых залежей.
Балансовые запасы стабильного конденсата
определяются по данным о балансовых
запасах газа в залежи:

Q_o
= V_oq
p_k
,

где Q_o
— начальные балансовые запасы стабильного
конденсата при стандартных

условиях, м³;

V_o
— начальные балансовые запасы газа
(включая конденсат) при стандартных

условиях, м³;

p_k
— плотность стабильного конденсата,
т/м³;

q — среднее начальное
содержание в газе стабильного конденсата,
м³/м³

(газоконденсатный фактор).

Объем конденсата в пластовом газе
в значительной в значительной степени
зависит от его состава. Извлекаемые
запасы конденсата определяются
коэффициентом конденсатотдачи, значение
которого по опытным данным достигает
0,75, а при разработке с поддержанием
пластового пластового давления 0,95
[47].

Соседние файлы в предмете [НЕСОРТИРОВАННОЕ]

• #
• #
• #
• #
• #
• #
• #
• #
• #
• #
• #

Дата публикации: 20.09.2012 06:15 (архив)

Информационное сообщение отдела работы с налогоплательщиками УФНС России по Иркутской области

Министерство финансов Российской Федерации Письмом 30.07.2012  №03-06-05-01/86 разъяснило вопрос расчета начальных извлекаемых запасов нефти при определении степени выработанности запасов участка недр в целях исчисления налога на добычу полезных ископаемых.

Согласно положениям п. 4 ст. 342 НК РФ степень выработанности запасов конкретного участка недр, в целях применения коэффициента, характеризующего степень выработанности запасов конкретного участка недр Кв, рассчитывается налогоплательщиком самостоятельно на основании данных утвержденного государственного баланса запасов полезных ископаемых как частное от деления суммы накопленной добычи нефти на конкретном участке недр (включая потери при добыче) на начальные извлекаемые запасы нефти.

При этом сумма накопленной добычи нефти на конкретном участке недр (включая потери при добычи) определяется по данным государственного баланса запасов полезных ископаемых, утвержденного в году, предшествующем году налогового периода, а величина начальных извлекаемых запасов нефти, утвержденных в установленном порядке с учетом прироста и списания запасов нефти (за исключением списания запасов добытой нефти и потерь при добыче), определяется в соответствии с данными государственного баланса запасов полезных ископаемых на 1 января 2006 г.

Порядок пересмотра начальных извлекаемых запасов в результате переоценки, доразведки, а также по иным обстоятельствам в целях определения степени выработанности участка недр законодательством не предусмотрен.

Кроме того, согласно п. 4.9.3 Методических рекомендаций по заполнению формы федерального государственного статистического наблюдения №6-гр (нефть, газ компоненты), ведению федерального и сводных территориальных балансов запасов, изложенных в письме Минприроды России от 08.10.1996 № ВБ-61/2594, начальные извлекаемые запасы нефти представляют собой сумму извлекаемых запасов и накопленной добычи нефти на конец отчетного года.

Таким образом, в целях налогообложения начальные извлекаемые запасы нефти определяются как результат сложения величины извлекаемых запасов нефти категорий А, В, С1 и С2 по конкретному участку недр по данным государственного баланса запасов полезных ископаемых на 01.01.2006 и величины накопленной добычи нефти на указанную дату.

Контактные телефоны: 28-93-83, 28-93-84