Объёмный (является основным).

1888 год, А.М. Коншин.

Является основным методом подсчёта запасов на стадиях геологоразведочного и эксплуатационного процесса. Сущность: в определении массы нефти, приведённой к стандартным условиям, в насыщенных ею объёмах пустотного пространства пород-коллекторов. Применяется при подсчёте запасов нефти при любом режиме работы залежи в контуре любой категории запасов. При подсчёте запасов многозалежного (многопластового) месторождения запасы подсчитываются отдельно по каждому пласту и по месторождению в целом. При выделении в пределах месторождения (залежи) различных категорий запасов запасы подсчитываются отдельно по каждой категории, а затем суммируются в целом по месторождению (залежи).

Qн.геол. = F*hн*kпо*kн*θ*ρн;

Qн.извл. = Qн.геол.*η;

θ =1/bн; где Qн.геол – геол. запасы нефти, тыс.т; F- площадь нефтеносности, тыс м2; hн – средневзвешенная нефтенасыщенная толщина, м; kпо – коэф. открытой пористости, д.ед.; kн – коэф. нефтенасыщенности, д.ед.; θ – пересчётный коэф., д.ед.; ρн – плотность нефти в поверхностных условиях, г/см3; Qн.извл – изв. зап. нефти, тыс.т; η – коэф. извлечения нефти, д.ед.; bн – объёмный коэф. пластовой нефти, д.ед.

Площадь нефтеносности F контролируется внешним контуром нефтеносности и границами распространения проницаемых прослоев. Контуры распространения запасов отдельных категорий переносят с подсчётных планов на карты эффективных и нефтенасыщенных толщин, на основе которых рассчитываются F и hн. Подсчетные планы составляются на основе структурной карты по кровле проницаемой части продуктивного пласта. Эффективная нефтенасыщенная толщина определяется по данным комплекса ГИС с привлечением керна и результатов опробования скважин. По этим данным также определяются положение ВНК, кондиционные значения пористости и проницаемости.

Средневзвешенная нефтенасыщенная толщина hн определяется внутри контура запасов каждой категории и вычисляется как средневзвешенная по площади. Для определения объёма порового пространства необходимо объём нефтенасыщенной части пласта-коллектора F и hн умножить на среднее значение коэф. открытой пористости kпо. При расчёте объёма нефти, содержащейся в залежи в пластовых условиях, объём порового пространства F*hн*kпо умножается на коэффициент нефтенасыщенности kн. Для определения кол-ва нефти, содержащейся в залежи, полученный объём F*hн*kпо*kн умножается на плотность нефти ρн. Для приведения объёма пластовой нефти к объёму нефти, дегазированной при стандартных условиях, используется среднее значение пересчётного коэф. θ, учитывающего усадку нефти.

При подсчёте извлекаемых запасов нефти применяется на коэф. извлечения нефти η, равный отношению извлекаемых запасов к геологическим.