Объемный метод – один из самых распространенных способов оценки нефтегазовых запасов на ранних стадиях разработки месторождения. Он позволяет быстро получить предварительные оценки, которые затем уточняются более детальными методами (геофизическим, динамическим и др.). Ниже представлены подробные рекомендации, которые помогут выполнить расчеты корректно и с минимальными погрешностями.

Общие принципы объемного метода

Суть метода заключается в расчете объёма нефти (или газа) в пластовой зоне, учитывая три основных параметра:

• Площадь (A) – площадь просчётовой части пласта (в км²).
• Средняя толщина (h) – эффективная толщина продуктивного пласта (в м).
• Пористость (φ) и насыщенность (S_g / S_o) – доля пор в пласте и доля пор, заполненных гидрофобными жидкостями (нефть/газ).

Для нефти используется формула:

Np = 7758 × A × h × φ × So / Boi

Для газа – формула:

Gp = 43 560 × A × h × φ × Sg / Bgi

где:

• 7758 – коэффициент преобразования (м³ → баррели) для нефти;
• 43 560 – коэффициент преобразования (м³ → 1000 м³) для газа;
• B_oi – фактор объёма нефти (баррель/м³) при пластовых условиях;
• B_gi – фактор объёма газа (м³/м³) при пластовых условиях.

Подготовительный этап

2.1 Сбор исходных данных

1. Геологические карты и сейсмические данные – определяют границы месторождения и площадь A.
2. Буровые скважины – дают информацию о толщине пласта h, пористости φ и насыщенности.
3. Лабораторные анализы керна и пластовых образцов – позволяют уточнить φ, S_o/S_g и B_oi/B_gi.
4. Термодинамические свойства нефти/газа – необходимы для расчёта факторов объёма.

2.2 Оценка качества данных

Перед началом расчётов следует выполнить квалификацию данных:

• Проверка репрезентативности керна (количество образцов, их распределение по полю).
• Оценка точности сейсмических интерпретаций (разрешение, глубинные погрешности).
• Сравнение результатов лабораторных измерений с типовыми значениями для аналогичных пластов.

Пошаговый алгоритм расчёта

3.1 Определение площади (A)

На основе сейсмических и геологически‑геофизических карт выделите контур продуктивного пласта.
Вычислите площадь в квадратных километрах (используйте GIS‑систему или специализированный софт).

3.2 Оценка средней толщины (h)

Составьте таблицу всех скважин с измеренными толщинами продуктивных зон.
Рассчитайте среднее арифметическое или, при наличии значительной неоднородности, используйте взвешенное среднее (взвешивание по площади влияния каждой скважины).

3.3 Пористость (φ) и насыщенность (S)

Для каждой скважины вычислите φ = V_pore / V_total.
Насыщенность определяется из данных о свойствах нефти/газа в пласте (например, по методам ядерного магнитного резонанса – NMR).
Средние значения φ и S получаются аналогично пункту 3.2.

3.4 Факторы объёма (B_oi, B_gi)

Факторы объёма рассчитываются по уравнению состояния (EOS) и зависят от:

• Температуры пласта (T);
• Давления пласта (P);
• Химического состава нефти/газа.

Для практических целей часто используют типовые значения:

• B_oi ≈ 1,2 барреля/м³ (для лёгкой нефти);
• B_gi ≈ 0,005 м³/м³ (для сухого газа).

3.5 Выполнение расчётов

Подставьте полученные параметры в формулы (см. раздел 1) и получите:

• Объём нефти в запасе (N_p) – в баррелях;
• Объём газа в запасе (G_p) – в 1000 м³ (или в млрд м³, в зависимости от масштаба).

Оценка неопределённостей и рисков

Любой расчёт объёмного метода сопровождается неопределённостью. Рекомендуется использовать метод Монте‑Карло или аналитический подход для оценки диапазона запасов.

4.1 Основные источники погрешности

1. Неоднородность пористости и насыщенности по пласти.
2. Ошибка измерения толщины пласта (особенно в зонах с разрывными структурами).
3. Неточности в определении границ месторождения (площадь A).
4. Точность факторов объёма (зависит от точных термодинамических параметров).

4.2 Пример расчёта диапазона

Для каждой переменной задаём распределение (обычно нормальное):

• φ – 0,20 ± 0,03;
• S_o – 0,75 ± 0,05;
• h – 15 ± 2 м;
• A – 120 ± 10 км².

Запускаем 10 000 итераций Monte‑Carlo и получаем, например, Нефтяные запасы = 1,85 ± 0,35 млн барарлей.

Практические рекомендации

• Документировать каждый этап – от исходных данных до полученных коэффициентов.
• Проводить регулярный пересмотр оценок после ввода новых скважинных данных.
• Для повышения точности использовать интегрированный подход: совмещать объемный метод с геофизическим и динамическим моделированием.
• При подготовке отчётов учитывать стандарты ГОСТ Р 56341‑2015 (о классификации запасов нефти и газа).

Где купить готовый набор методических рекомендаций?

Если вам необходим готовый пакет документов, шаблонов расчётных таблиц и программных модулей, обратите внимание на следующие источники:

1. Профессиональные издательства – «Геология», «Нефтегазовая Информационная Система» (НИС), где публикуются официальные методики.
2. Консалтинговые компании – «Wood», «Schlumberger», «Halliburton» предлагают платные руководства и программные решения.
3. Онлайн‑платформы – специализированные маркетплейсы (например, PetroMarket.ru) продают лицензии на методические пособия в электронном виде.

При покупке убедитесь, что материал соответствует последним требованиям Росгеологии и международным стандартам (SPE, API).

Объёмный метод остаётся фундаментальным инструментом для первичной оценки геологических запасов нефти и газа. Правильный подбор исходных данных, тщательная калибровка параметров и оценка неопределённостей позволяют получить достоверные результаты, которые служат базой для дальнейшего детального моделирования и разработки месторождения.

Помните, что качество расчётов напрямую зависит от качества исходных данных. Регулярное обновление информации и использование интегрированных подходов помогут минимизировать риски и повысить точность оценок.

Автор статьи: Эксперт‑геолог Петров И. А. | Дата публикации: 19‑04‑2026