Нефть в пласте (OIP) (не путать с первоначальными запасами нефти в пласте (OOIP) ) — это специальный термин в нефтяной геологии , который относится к общему содержанию нефти в нефтяном пласте . Поскольку это количество невозможно измерить напрямую, его необходимо оценить на основе других параметров, измеренных до бурения или после начала добычи.
Перед добычей нефти из нового резервуара объемные методы используются для оценки запасов нефти в пласте. Серия пробных скважин используется для картирования условий горных пород на месте бурения и вокруг него, а также для оценки размера месторождения нефтеносной породы. Запасы нефти в пласте рассчитываются как произведение объема пористой нефтеносной породы, пористости породы и ее насыщенности. [1] Поправочные коэффициенты должны применяться для разницы между объемом той же массы нефти в резервуаре и ее объемом при подъеме на поверхность, что вызвано различными физическими условиями (температура, давление) там. [2]
Oil-in-place также известен как stock tank original oil-in-place ( STOOIP ) или stock tank oil-initially-in-place ( STOIIP ), имея в виду нефть на месте до начала добычи. В этом случае stock tank barrels относится к объему нефти после добычи, при давлении и температуре на поверхности (в отличие от условий пласта).
После начала добычи изменение пластового давления с течением времени и история добычи из этого пласта могут быть использованы для оценки общего объема нефти в пласте с использованием метода материального баланса . В качестве альтернативы, история добычи может быть подогнана к кривой для оценки будущей добычи нефти ( метод кривой спада ). [2]
Аналогичный термин «исходный газ в пласте» (OGIP) используется для обозначения общего объема природного газа в резервуаре. Кроме того, существует термин « исходные запасы углеводородов» (HCIIP), который используется как для нефти, так и для газа. Подобно OIP, HCIIP рассчитывается с использованием измерений общего объема резервуаров с поправкой на неколлекторскую породу, пористость и водонасыщенность в этом поровом пространстве. Наконец, объем в условиях резервуара (высокие давления и температуры) преобразуется в связанный объем в условиях поверхности. [3]
Нефть на месте не следует путать с запасами нефти , которые являются технически и экономически извлекаемой частью объема нефти в резервуаре. Текущие коэффициенты извлечения для нефтяных месторождений по всему миру обычно находятся в диапазоне от 10 до 60 процентов; некоторые превышают 80 процентов. Большое различие в значительной степени обусловлено разнообразием характеристик жидкости и резервуара для различных месторождений. [4]