Большая Энциклопедия Нефти и Газа. Извлечение запасов нефти


Извлекаемые запасы нефти и газа.

Извлекаемые запасы нефти – эта та часть балансовых запасов, которая может быть извлечена на поверхность.

F –площадь нефтеносности; mэф – коэффициент пористости; Sн – коэффициент нефтенасыщенности; h – толщина пласта.

коэффициент вытеснения нефти водой определяется в лабораторных условия путем длительной промывки образца ГП водой (в кернодержатель помещают нефтенасыщеный образец ГП; через него пропускают воду. На выходе: сначала вода, потом нефть с водой, потом чистая нефть.)

Vнач. н –первоначальный объем нефти в образце ГП. kвыт зависит от многих факторов. главным образом от вязкости нефти.

kохв – коэффициент охвата. В лабораторных условиях при вытеснении нефти из образца kохв=1.

На практике: kохв=k1 k2 k3 k4 k5 

k1 – учитывает неоднородность продуктивного пласта по проницаемости. 

k2 – коэффициент охвата пласта сеткой скважин (учитывает прерывистость пласта, зависит от расстояния между скважинами). Продуктивные пласты не являются сплошными, они имеют линзовое строение.

k3,4 – учитывают потери нефти в разрезающих и соответственно стягивающих рядах. Потери из-за точечного отбора нефти, т.к. скважина по сравнению с залежью представляет собой точку. Вытеснение нефти идёт по линиям тока => образуются застойные (неохваченные) зоны => потери нефти;

k5 – потери нефти на невырабатываемых участках (насел. пункты, охранные зоны и т.д.)

students-library.com

Извлекаемый запас - нефть - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 2

Извлекаемый запас - нефть

Cтраница 2

Остаточные извлекаемые запасы нефти для каждой из групп новых скважин при работе их от начального входного до минимального рентабельного дебита определяются аналогично тому, как это делается по старым скважинам.  [16]

Потенциально извлекаемые запасы нефти.  [17]

Удельные извлекаемые запасы нефти на одну дополнительную скважину оказались Q0 0 088, что даже больше, чем было в конце II периода.  [18]

Начальные извлекаемые запасы нефти увеличиваются за счет бурения новых скважин, при изменении технологии эксплуатации скважин ( увеличении их предельной обводненности), при увеличении соотношения извлекаемых запасов жидкости и нефти. Прирост извлекаемых запасов нефти на пробуренную скважину может уменьшаться при уменьшении эффективной толщины пластов разбуриваемых участков, при бурении новых скважин ради сгущения сетки.  [19]

Остаточные извлекаемые запасы нефти равны 254 4 млн.т. Структура запасов ухудшается вследствие роста доли трудноизвлекаемых запасов, вырабатываемых низкими темпами или вообще не вовлеченных в разработку в связи с низкими фильтрацион-но-емкостными свойствами коллектора, высокой вязкости неф-тей и других негативных факторов - это, как правило, запасы в водонефтяных зонах, участках с незначительными нефтенасы-щенными толщинами, подгазовых залежах.  [20]

Остаточные извлекаемые запасы нефти, основанные на использовании данных о предшествующей разработке, оцениваются в основном по одному образцу. Обычно хотят определить одно из двух неизвестных: или остаточные запасы нефти, или оставшееся время эксплуатации. Поэтому в качестве независимого переменного обыкновенно принимается или накопленный отбор, или время эксплуатации, которые откладываются по оси абсцисс. В качестве зависимого переменного, по которому строится кривая, выбирается какой-либо изменяющийся параметр, характеризующий процесс разработки залежи, который можно легко измерить и записать. Для того чтобы можно было проводить экстраполяцию кривой на графике, эта переменная величина должна быть более или менее непрерывной функцией независимого переменного и изменяться в одном направлении и, кроме того, она должна иметь известную конечную точку.  [21]

Подтвержденные извлекаемые запасы нефти в России для их эффективного освоения горизонтальными скважинами составляют около 7 млрд т, в том числе по Западной Сибири - около 5 млрд т, а освоение шельфовых зон без применения технологий, основанных на методе горизонтального бурения, практически невозможно. По мнению [1], в ближайшие 10 - 20 лет они приобретут статус технологий, обеспечивающих экономическую безопасность нашего государства.  [22]

Поэтому извлекаемые запасы нефти и газа составляют лишь часть тех геологических запасов, которые находятся в залежи. Экономическая целесообразность разработки залежей определяется их извлекаемыми запасами.  [23]

Начальные извлекаемые запасы нефти залежи равны произведению величин начальных балансовых запасов QHo и конечного коэффициента извлечения нефти / гизвл.  [24]

Разведанные извлекаемые запасы нефти категории С2 в объеме 25 1 млн. т рассредоточены по 155 объектам 88 месторождений. Разведку и промышленное освоение этих запасов планируется осуществлять за счет эксплуатационного бурения, которое проводится на разрабатываемых месторождениях и прилегающих к ним куполах.  [25]

Потенциально извлекаемые запасы нефти зависят от коэффициента вытеснения нефти закачиваемым вытесняющим агентом ( закачиваемой водой), от неоднородности нефтяных пластов и применяемой технологии разработки этих пластов. Потенциально извлекаемые запасы нефти не могут быть полностью извлечены, потому что процесс извлечения запасов не может продолжаться слишком долго и будет прекращен при достижении предельной минимальной экономической эффективности.  [26]

Начальные извлекаемые запасы нефти данного объекта составляют 25 8 % от извлекаемых запасов месторождения. Залежь пластового типа, сложена терригенны-ми отложениями.  [27]

Определение извлекаемых запасов нефти и жидкости на Алькеевской площади Ромашкинского месторождениях / Нефтепромысловое дело.  [28]

Увеличение извлекаемых запасов нефти за счет успешного внедрения методов увеличения нефтеотдачи пластов является наряду с ростом запасов нефти за счет открытия новых месторождений надежным условием выполнения намеченных планов развития добычи нефти.  [29]

Отношение извлекаемых запасов нефти ( конденсата) к балансовым запасам определяет коэффициент извлечения нефти ( конденсата) из недр.  [30]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Полнота - извлечение - запас - нефть

Полнота - извлечение - запас - нефть

Cтраница 1

Полнота извлечения запасов нефти и вынужденный отбор вместе с нефтью больших объемов попутной воды прямо связаны с неоднородностью. А неоднородность ( неравномерность) бывает созданная как природой, так и человеком. Последняя бывает обусловлена точечностью расположения источников и стоков - нагнетательных и добывающих скважин и неравномерностью сетки скважин. В нашей широко применяемой методике проектирования разработки нефтяных месторождений численные значения неоднородности ( неравномерности) легко пересчитываются в потери извлекаемых запасов нефти и снижения среднего дебита нефти на скважину.  [1]

Полнота извлечения запасов нефти и вынужденный отбор вместе с нефтью больших объемов попутной воды прямо связаны с неоднородностью. А неоднородность ( неравномерность) бывает созданная природой и созданная человеком. Последняя бывает обусловлена точечностью расположения источников и стоков - нагнетательных и добывающих скважин и неравномерностью сетки скважин. В широко применяемой нашей методике проектирования разработки нефтяных месторождений численные значения неоднородности ( неравномерности) легко пересчитываются в потери извлекаемых запасов нефти и снижения среднего дебита нефти на скважину. Здесь хотелось бы обратить внимание на то, что человеческий фактор при разработке нефтяных месторождений может быть и нередко бывает посильнее и поопаснее природного фактора. Искусственно созданная человеком неоднородность ( неравномерность) может быть больше природной неоднородности.  [2]

У показателя конечная нефтеотдача есть еще один существенный недостаток: по нему оценивается полнота извлечения запасов нефти залежи без у. Сроки разработки отдельных залежей нефти колеблются в весьма широких пределах и зачастую очень длительные. В этих условиях конечная нефтеотдача достигается через многие десятки, а иногда полторы - две сотни лет. Совершенно очевидно, что конечная нефтеотдача как технологический показатель системы разработки нефтяного месторождения при этом не имеет значения. Поэтому чаще всего необходимо, оценивая значение конечной нефтеотдачи пласта, достигаемой той или иной системой разработки, учитывать и время достижения запланированной нефтеотдачи.  [3]

Низкое качество бурения и освоения так резко снижает деби-ты нефти добывающих скважин и полноту извлечения запасов нефти из недр, что последующее применение самых современных, самых сильнодействующих методов интенсификации добычи и повышения нефтеотдачи не позволяет компенсировать произошедшие потери.  [4]

Практика применения этого метода позволяет утверждать, что в основной период форсированный отбор обеспечивает полноту извлечения запасов нефти.  [5]

Предстоящее развитие нефтедобывающей промышленности с преобладанием неблагоприятных природно-климатических условий, когда решаются вопросы не только темпов, но и полноты извлечения запасов нефти проблема научно обоснованного комплексного подхода к проектированию разработки нефтяных месторождений должна найти правильное методическое решение.  [6]

Метод учета неоднородности - это способность за множеством хаотических деталей увидеть устойчивые статистические закономерности изменения проницаемости, прямо влияющие на полноту извлечения запасов нефти; это способность, образно говоря, за деревьями увидеть лес. Здесь была представлена важная составная часть метода учета неоднородности пластов.  [7]

Из всего предыдущего изложения обязательно следует, что неоднородности нефтяных пластов и несовершенства проводимых технологических процессов значительно влияют на эффективность разработки нефтяных месторождений, на темп и полноту извлечения запасов нефти. Понятно, что теория разработки нефтяных месторождений все это должна учитывать, чтобы в результате проектных исследований отыскивать лучшие варианты разработки нефтяных месторождений. Но, чтобы эти правильные пожелания были реализованы, необходимо осуществить полный переход на модель зонально - и послойно-неоднородного нефтяного пласта; и тогда в рамках принятой модели, благодаря стабильности этой модели, осуществить обширные математические исследования, дающие практически ценные результаты; затем по реальным разрабатываемым нефтяным месторождениям решить огромное множество обратных задач с целью подтверждения теоретических решений и накопления фактических данных по параметрам пространственной изменяемости коллекторских свойств нефтяных пластов.  [8]

Таким образом, при проектировании разработки нефтяных месторождений оказывается необходимым выделение коэффициентов-сомножителей, образующих коэффициент нефтеотдачи, и основных действующих факторов, поскольку это радикально ускоряет поиск рациональных вариантов разработки, увеличивает полноту извлечения запасов нефти и экономическую эффективность.  [9]

Из приведенных определений и формул видно, что коэффициенты использования запасов и текущей нефтеотдачи определяют часть начальных балансовых запасов нефти, добытой соответственно на определенную дату ( за определенный промежуток времени с начала разработки залежи) и после полного завершения ее разработки, и служат показателем полноты извлечения запасов нефти из части залежи, подвергнутой воздействию.  [10]

Из приведенных определений и формул видно, что коэффициенты использования запасов и текущей нефтеотдачи определяют часть начальных балансовых запасов нефти, добытой соответственно на определенную дату ( за определенный промежуток времени с начала разработки залежи) и после полного завершения ее разработки, и служат показателем полноты извлечения запасов нефти из части залежи, подвергнутой воздействию.  [11]

Еще один аргумент в пользу объединения нефтяных пластов в эксплуатационные объекты: при одинаковых возможностях капитальных затрат на бурение скважин чрезмерное разделение нефтяных пластов на много эксплуатационных объектов во много раз уменьшает число скважин на каждый эксплуатационный объект, во много раз уменьшает плотность сетки скважин по каждому из них; хотя при разработке прерывистых и зонально неоднородных по проницаемости нефтяных пластов ради увеличения полноты извлечения запасов нефти наоборот необходимо увеличение плотности сетки скважин. Тогда встает следующий вполне резонный вопрос: возможное общее число скважин на что использовать - на увеличение числа эксплуатационных объектов или на сгущение сетки скважин.  [12]

Существует широко распространенное мнение, что если нефтяная площадь разбурена, тем более применена проектная сетка скважин, то, значит, официально утвержденные геологические и извлекаемые запасы нефти введены в разработку. Но полнота извлечения запасов нефти зависит от действия многих факторов: от различия физических свойств ( взаимной нерастворимости) нефти и вытесняющей воды и микронеоднородности пористой породы нефтяных пластов; от прерывистости и зональной неоднородности пластов, плотности проектной сетки скважин и ограниченной долговечности скважин; от контроля и регулирования работы скважин и предельной обводненности добывающих скважин, при которой ограничивают или прекращают их работу. Поэтому по ходу разработки эксплуатационных горизонтов необходимо проводить анализ, чтобы при каждой конкретной технологии эксплуатации установить действительно введенные в разработку начальные извлекаемые запасы нефти и жидкости ( нефти плюс воды), чтобы заблаговременно выявить достоинства и недостатки технологии и, по возможности, устранить недостатки.  [13]

Полнота извлечения нефти зависит от целого ряда характеристик: о скорости вытеснения, поверхностного натяжения на границах фаз, разности и. Исследованиями последних лет установлено, что на полноту извлечения запасов нефти оказывают существенное влияние структурно-механические свойства нефтей, проявляющиеся при малых градиентах пластового давления.  [14]

Полнота извлечения нефти зависит от целого ряда характеристик: скорости вытеснения, поверхностного натяжения на границах фаз, разности их плотностей, структуры порового пространства, значение краевого угла смачивания твердой фазы, содержания и свойств связанной воды, а также химического состава нефти и вытесняющих ее жидкостей или газа. Исследованиями последних лет установлено, что на полноту извлечения запасов нефти оказывают существенное влияние структурно-механические свойства нефтей, проявляющиеся при малых градиентах пластового давления.  [15]

Страницы:      1    2

www.ngpedia.ru

СПОСОБ ИЗВЛЕЧЕНИЯ ЗАПАСОВ ОСТАТОЧНОЙ НЕФТИ

Предлагаемый способ относится к нефтедобывающей отрасли промышленности и может быть использован на завершающей стадии разработки нефтяных месторождений путем внутриконтурного заводнения.

В СССР разработка нефтяных месторождений путем искусственного заводнения начиналась по аналогии с естественным заводнением, т.е. путем законтурного заводнения: за внешним контуром нефтеносности располагали нагнетательные скважины, через которые в нефтяные пласты закачивали воду, вытесняющую нефть в добывающие скважины (В.Д.Лысенко, В.И.Грайфер. Рациональная разработка нефтяных месторождений. - М.:Недра, 2005, 285 с.) Нагнетательные скважины располагали после внешнего контура нефтеносности, а добывающие скважины располагали до внутреннего контура нефтеносности в пределах чисто нефтяной площади. Это было вполне нормально при достаточном наклоне нефтяных пластов, когда расстояние между внешним и внутренним контурами нефтеносности и, соответственно, между законтурным рядом нагнетательных скважин и внутриконтурными рядами добывающих скважин было не слишком большим. Хорошо, если увеличенное расстояние между рядами нагнетательных и добывающих скважин было компенсировано достаточно высокой гидропроводностью нефтяных пластов, как это имело место на Туймазинском месторождении по девонским нефтяным пластам.

После открытия огромного по своим запасам нефти и еще более огромного по своей площади распространения Ромашкинского месторождения стало понятно, что технология законтурного заводнения для этого месторождения является неудовлетворительной, даже очень плохой. То, что было нормально и хорошо для Туймазинского месторождения, показалось неудовлетворительно и плохо для Ромашкинского месторождения, потому что у него очень пологие, почти горизонтальные нефтяные пласты и существенное значение приобретают локальные поднятия, на его периферии происходит постепенный переход от сплошного нефтяного поля к нефтяному полю с локальными зонами воды, к чередованию зон нефти и воды к водяному полю с локальными зонами нефти и далее к сплошному водяному полю, т.е. внешний контур нефтеносности не представляется одной сплошной линией, а возникает несколько замкнутых линий, пропадает обычная простота рисунка контура нефтеносности. К тому же эффективная нефтяная толщина и гидропроводность нефтяных пластов у Ромашкинского нефтяного месторождения существенно ниже, чем у Туймазинского, и тем более значительно ниже на периферии. Поэтому разрабатывать Ромашкинское месторождение путем законтурного заводнения, как успешно разрабатывали Туймазинское месторождение, было совершенно недопустимо, так как было во много раз менее эффективно. Поэтому было принято единственно возможное рациональное решение о внутриконтурном заводнении (В.Д.Лысенко, В.И.Грайфер. Рациональная разработка нефтяных месторождений. - М.: Недра, 2005, 286 с).

Способ внутриконтурного заводнения принят нами за прототип.

Разведанные геологические запасы нефти разделяются на две части: извлекаемые и остаточные неизвлекаемые. При применении известного способа закачиваемая в пласт вода часть разведанных геологических запасов нефти вытесняет, а другую часть геологических запасов, которые называют остаточными - захороняет.

Главный недостаток широко применяемого способа разработки нефтяных месторождений путем заводнения состоит в том, что неизвлекаемая часть геологических запасов нефти обычно бывает значительно больше извлекаемой части геологических запасов нефти. Доля извлекаемых запасов нефти находится в пределах от 20% до 50%, а доля неизвлекаемых запасов нефти - соответственно в пределах от 50% до 80%.

Извлекаемые запасы нефти равны произведению балансовых геологических запасов нефти и коэффициента нефтеотдачи.

Qо=Qб .Kно

Коэффициент нефтеотдачи обычно представляется в виде произведения трех коэффициентов:

Kно=Kв .Kс .Kз

Первый из коэффициентов Кв - коэффициент вытеснения, который определяют в лабораторных условиях на небольших образцах породы нефтяных пластов (на кернах) при достаточно большой прокачке вытесняющего агента, например вытесняющей воды. Этот коэффициент учитывает различие физических свойств нефти и вытесняющей воды. Нефть и вода взаимно нерастворимы. На их контакте возникают поверхностные силы, которые с учетом пористости породы нефтяных пластов и с учетом малых размеров пор и неоднородности поровых каналов превращаются в капиллярные давления и градиенты капиллярного давления. Последние называют «маленькими гигантами», потому что они во много раз больше градиентов гидродинамического давления, под воздействием которого происходит фильтрация нефти и воды в пласте от забоев нагнетательных скважин к забоям добывающих скважин.

Второй из коэффициентов Кс - коэффициент сетки скважин, который учитывает влияние плотности проектной сетки скважин: чем больше плотность сетки скважин, тем больше нефтеотдача. Этот коэффициент учитывает размеры проектной сетки скважин (расстояние между скважинами согласно проекту), зональную неоднородность по проницаемости и прерывистости нефтяных пластов и шаг хаотической изменяемости - размер зоны, которыми моделируется зональная неоднородность нефтяных пластов. Шаг хаотической изменяемости сравнивается с расстоянием между скважинами, и чем больше их отношение, тем больше коэффициент сетки и, соответственно, больше коэффициент нефтеотдачи.

Шаг хаотической изменяемости определяется по пробуренной сетке скважин геофизически и гидродинамически исследованных скважин.

Первые два коэффициента из балансовых геологических запасов нефти определяют подвижные запасы нефти

Qп=Qб-Kв-Kс

Третий коэффициент Кз - коэффициент заводнения. Он так называется, потому что на разрабатываемых нефтяных месторождениях основным методом воздействия на нефтяные пласты является метод заводнения. Но кроме закачки вытесняющей воды на разрабатываемых месторождениях производится закачка и других вытесняющих агентов, например различных газов, различных водных полимерных растворов и других. Тогда этот коэффициент можно называть коэффициентом использования подвижных запасов нефти. Кз - коэффициент заводнения зависит от расчетной послойной неоднородности нефтяных пластов по проницаемости, которая количественно характеризуется квадратом коэффициента вариации V2, и от коэффициента д0 - различия физических свойств нефти и вытесняющего агента в пластовых условиях, прежде всего различия подвижностей и плотностей.

В расчетах разработки нефтяных залежей с различными значениями коэффициента µо приходится переходить от весовой доли вытесняющего агента в дебите жидкости скважины А2 к расчетной доле вытесняющего агента скважины А

При расчетной послойной неоднородности нефтяных пластов по проницаемости, количественно характеризуемой квадратом коэффициента вариации V2=1, коэффициент заводнения определяется по следующей формуле:

К3=Кзн+(Кзк-Кзн)·А=0,185+0,648·А,

где А - расчетная доля вытесняющего агента в дебите жидкости добывающей скважины.

Величины V2 и µо можно определять по формулам с учетом физических закономерностей, но лучше определять по фактической закономерности обводнения добывающих скважин - по изменению их коэффициентов продуктивности по нефти ηн и по воде ηв в зависимости от накопленного отбора нефти.

Коэффициент вытеснения по многим длительное время разрабатываемым нефтяным месторождениям находится на уровне 0,6-0,8. Но по новым менее продуктивным нефтяным месторождениям он оказался на уровне 0,4-0,5, т.е. меньше в 1,5-1,6 раз. А если по этим месторождениям коэффициент вытеснения каким-то образом увеличить в 1,5 раза, то соответственно увеличится коэффициент нефтеотдачи. Если начальные извлекаемые запасы нефти в Российской Федерации по оценке английских специалистов равны 10 миллиардам тонн, то при увеличении коэффициента вытеснения в 1,5 раза начальные извлекаемые запасы нефти станут 15 миллиардов тонн.

Сниженные и низкие коэффициенты вытеснения нефти у вытесняющей воды составили от от 0,6-0,8 до 0,4-0,5. Это является результатом того, что нефть и вытесняющая вода значительно различаются по своим физическим свойствам, так как нефть и вода взаимно нерастворимы и в пористой породе нефтяных пластов на контакте нефти и вытесняющей воды возникают поверхностные силы. С учетом высокой неоднородности поровых каналов эти поверхностные силы создают капиллярное давление, градиенты капиллярного давления, которые несравненно велики по сравнению с градиентами гидродинамического давления и они замыкают и захороняют остаточную нефть.

Возникающие капиллярные давления и их градиенты часть геологических запасов нефти, причем существенную и даже значительную часть геологических запасов нефти, захороняют, и захороненную часть геологических запасов нефти нельзя уменьшить путем изменения и увеличения градиентов гидродинамического давления. Сделать это можно только с помощью уравновешивания одних капиллярных давлений другими капиллярными давлениями.

Задачей предложенного способа является добыча остаточных запасов нефти.

Для решения указанной задачи в предлагаемом способе извлечения остаточной нефти из добывающей скважины, оборудованной насосно-компрессорными трубами, включающем внутриконтурное заводнение, согласно изобретению по наиболее продуктивной скважине контролируют коэффициент нефтедобычи и весовую обводненность и при достижении их предельных значений с прекращением отбора жидкости в упомянутую скважину закачивают углеводородный газ, вытесняя жидкость из кольцевого пространства скважины и из зоны дренирования скважины нефтяных пластов, причем объем закачиваемого углеводородного газа определяют по формуле

Vr=Qд×Рпл

где Qд - объем добытой нефти,

Рпл - пластовое давление,

после чего переводят добывающую скважину на добычу нефтегазовой смеси.

В результате применения предложенного способа закачанный углеводородный газ снимает блокаду ранее закачанной вытесняющей воды и освобождает остаточную нефть, смешиваясь с остаточной нефтью. При этом резко уменьшается доля вытесняющей воды и за счет освобожденной нефти увеличивается доля нефти, а вытесненная из зоны дренирования скважины ранее закачанная вода вместе с водой, закачиваемой в нагнетательные скважины, будет эффективно воздействовать на соседние добывающие скважины.

Пример практического осуществления способа извлечения остаточных запасов нефти.

На месторождении с геологическими запасами нефти 200 миллионов тонн, как и на большинстве нефтяных месторождений нашей страны, была запроектирована и осуществлена разработка путем внутриконтурного площадного заводнения по обращенной 9-точечной схеме. При этой схеме заводнения на одну нагнетательную приходятся три добывающие скважины (m=3). Каждая добывающая скважина гидродинамически связана с двумя или четырьмя добывающими скважинами, а каждая нагнетательная скважина гидродинамически связана с восемью добывающими скважинами. Через нагнетательные скважины в нефтяные пласты под высоким давлением закачивается вода, которая вытесняет нефть в добывающие скважины.

Разрабатываемые нефтяные пласты характеризуются параметрами: эффективной толщиной и проницаемостью. Еще пласты обычно характеризуются многоcлойностью: состоят из нескольких проницаемых слоев, разделенных непроницаемыми прослоями. Нефтяным пластам присуща очень высокая природная неоднородность по проницаемости и по эффективной толщине. Эта природная неоднородность создана в продолжительные геологические времена, стабильна и неизменна во времени, но изменяется по площади распространения пластов.

Неоднородность нефтяных пластов по эффективной толщине и проницаемости бывает зональной, например по зонам дренирования скважин. А в скважинах по зонам дренирования скважин наблюдается послойная неоднородность по проницаемости. В соответствии с зональной и послойной неоднородностью по проницаемости происходит вытеснение нефти закачиваемой водой. По рассматриваемой наиболее продуктивной скважине в первую очередь произошло вытеснение извлекаемой нефти и достижение предельной экономически обоснованной обводненности, например, равной 95%. Это весовая обводненность. При коэффициенте различия физических свойств нефти и вытесняемой воды в пластовых условиях, равном µo=10, получается предельная расчетная доля вытеснения агента

При расчетной послойной неоднородности нефтяных пластов по проницаемости, характеризуемой величиной квадрата коэффициента V2=1,0, коэффициент заводнения определяется по следующей формуле:

Кз=0,185+0,648·А=0,183+0,648·0,666=0,614.

При коэффициенте вытеснения нефти водой Кв=0,5 и коэффициенте сетки Кс=0,9 коэффициент нефтеотдачи получается равным

Кно=Кв·Кс·Кз=0,5·0,9·0,614=0,276.

При достижении такой предельной весовой обводненности А2=0,95 и такой нефтеотдачи нефтяных пластов Кно=0,276 рассматриваемая добывающая скважина выключается из работы - перестает отбирать жидкость. В дальнейшем в свою очередь также будет и по другим скважинам и в целом и по всем добывающим скважинам и в целом по месторождению.

После прекращения отбора жидкости в рассматриваемую добывающую скважину закачивают углеводородный газ, который идет по кольцевому пространству между насосно-компрессорными трубами и эксплуатационной колонной, вытесняя жидкость из этого кольцевого пространства, а затем из зоны дренирования скважины.

При этом была отобрана нефть в объеме

где nо=500 скв., no - общее число добывающих скважин, γн=0,8 т/м3 - плотность нефти в пластовых условиях. Накопленная добыча нефти на одну рассматриваемую добывающую скважину составит Qд=0,138 млн.м3/скв.=0,110 млн.т./скв..

Общая накопленная добыча нефти по варианту заводнения в целом по месторождению будет равна Qд=Qд 1·ηo=0,138·500=69 млн.м3=55,2 млн.т.

При пластовом давлении Pпл=100 ат после прекращения отбора жидкости из одной рассматриваемой добывающей скважины в нее будет закачано углеводородного газа Qг=Qд 1·Pпл=0,138·100=1,38 млн.м3/скв.

В целом по месторождению за время разработки всего будет закачано газа Qг=Qд 1·nо=1,38·500=690 млн.м3

Принимая эффективность рассматриваемого процесса равной 0,9, коэффициент нефтеотдачи будет Кно=0,9·Кв·Кс·Кз=0,9·1·0,9·0,614=0,497.

При этом накопленная добыча нефти будет Qд=Qб·Kно=200·0,497=99,5 млн.т.

При этом прирост добычи нефти по сравнению с обычным заводнением составит: 99,5-69=30,5 млн.т и происходит увеличение коэффициента нефтеотдачи в 99,5:69=1,44 раза.

После завершения закачки газа в рассматриваемую добывающую скважину ее переводят на добычу нефтегазовой смеси.

При достижении высокой обводненности по другим добывающим скважинам по ним тоже организуется закачка углеводородного газа.

При увеличении числа добывающих скважин с закачкой углеводородного газа в необходимых объемах уменьшается закачка воды в нагнетательные скважины.

Таким образом, предложенный способ разработки на завершающей стадии разработки нефтяных месторождений с использованием внутриконтурного заводнения позволяет устранить значительный недостаток применяемых способов разработки с использованием заводнения и позволяет резко уменьшить неизвлекаемую часть геологических запасов нефти, т.е. резко уменьшить неизвлекаемые остаточные запасы нефти.

Способ извлечения остаточной нефти из нефтяной залежи с послойной и зональной неоднородностью пластов, включающий внутриконтурное заводнение нефтяной залежи с использованием нагнетательных и добывающих скважин, среди которых выбирают наиболее продуктивную скважину, в ней контролируют коэффициент нефтедобычи и весовую обводненность и при достижении предельного значения весовой обводненности с прекращением добычи нефти в упомянутую добывающую скважину закачивают углеводородный газ в заданном объеме, вытесняют углеводородным газом воду из кольцевого пространства наиболее продуктивной скважины и из зоны дренирования нефтяных пластов, которой вместе с водой, закачиваемой в соседние нагнетательные скважины, воздействуют на соседние добывающие скважины, при этом наиболее продуктивную добывающую скважину после закачки в нее углеводородного газа переводят на добычу нефтегазовой смеси, а при достижении предельной обводненности по другим добывающим скважинам в них тоже осуществляют закачку углеводородного газа.

edrid.ru

Методы подсчета запасов нефти и газа. Объемный метод. Метод материального баланса. Понятие коэффициента извлечения нефти.

Поиск Лекций

 

Для подсчета запасов нефти используют методы: объемный, статистический и материального баланса.

Объемный метод наиболее широко применяется в геолого-промысловой практике. Он основан на данных о геолого-геофизической характеристике объектов подсчета и условиях залегания нефти в них. Запасы нефти Q определяют по формуле

 

Q = Fhmbнhнrq, (1.6)

где F - площадь нефтеносности; h - эффективная нефтенасыщенная мощность пласта; m - коэффициент открытой пористости; bн - коэффициент нефтенасыщения; hн - коэффициент нефтеотдачи; r - плотность нефти в поверхностных условиях; q - коэффициент, учитывающий усадку нефти, величина, обратная объемному коэффициенту Вн, т.е. q = 1/Вн.

Эффективная мощность определяется как среднеарифмитическая величина вскрытых мощностей небольшим числом скважин или как средневзвешенная мощность по всей площади залежи.

Коэффициент открытой пористости находят по результатам анализа кернов, отобранных при бурении скважин из продуктивных пластов. В связи с малым выносом керна пористость для всей продуктивной мощности пласта и по простиранию пласта определяется с учетом косвенных методов, в первую очередь, промыслово-геофизических.

Коэффициент нефтенасыщения получают по данным лабораторных исследований образцов и промыслово-геофизических исследований; он зависит от литолого-физических свойств пласта, свойств нефти, а также режима работы пласта и системы разработки залежи.

Коэффициент нефтеотдачи - отношение извлекаемых запасов к начальным геологическим запасам нефти; он определяется по результатам разработки месторождения. Величина коэффициента нефтеотдачи зависит от режима залежи, литолого-физических характеристик коллекторов, свойств насыщающих флюидов, системы размещения скважин, способов воздействия на пласт и т.д.

Плотность и объемный коэффициент нефти находят по результатам лабораторного анализа проб нефти.

Статистический метод основан на статистических связях между предыдущими и последующими дебитами скважин, когда путем построения кривых производительности определяется темп падения дебита от начала до конца рентабельной “жизни” скважин и тем самым устанавливается суммарная добыча по скважинам. Такой метод в основном используют при подсчете запасов объектов, находящихся на поздней стадии разработки.

Метод материального баланса основан на изучении физических параметров жидкости и газа, содержащихся в пласте, в зависимости от динамики давления в процессе разработки, изменяющегося в связи с отбором нефти. При этом строится карта изобар, по которой рассчитывается средневзвешенное по площади залежи пластовое давление, являющееся исходным для определения всех зависящих от него параметров.

Начальные запасы нефти рассчитываются по данным изменения газосодержания в пласте по формуле (5)

QнВ1 - (W - w)

Q = B - (R-Ro)V + d (V-Vo) , (1.7)

где Qн - суммарная накопленная добыча нефти; В1 - двухфазный объемный коэффициент нефти, В1 =В+(Ro-R)Vo; Во, В - объемные коэффициенты пластовой нефти соответственно на начало разработки и дату расчета; Ro, R - объемы растворенного газа в 1 м3 нефти при давлении rо и r; Vo, V - соответствующие объемные коэффициенты газа; W,w - объемы вошедшей в пласт воды и добытой; d - доля объемной газоносной части пласта.

Метод материального баланса применяется наряду с объемным методом при подсчете запасов в залежах, работающих при упруго-водонапорном и смешанных режимах, а также при оценке пластов со значительной литолого-физической изменчивостью, где затруднительно определить средние значения мощности, пористости и других параметров, необходимых при использовании объемного метода.

Методы подсчета запасов газа. Подсчет запасов свободного газа определяют объемным методом и реже методом по падению давления.

При объемном методе извлекаемые запасы газа V рассчитывают по формуле

V = Fhmf(raк - rкaк)bгhг (1.8)

 

где F - площадь в пределах контура газоносности; h - эффективная газонасыщенная мощность; f - поправка на температуру для приведения объема газа к стандартным условиям f=(Т+tст)/(Т+tпл), Т=2730С, tст=200 С, tпл - пластовая температура; p, pк - средние давления газа в залежи на дату расчета и конечное остаточное давление газа в залежи после извлечения промышленных запасов и снижения на устье давления до 0,1 МПа; a, aк - поправки на отклонение углеводородных газов от закона Бойля-Мариотта соответственно для давлений r и rк,

a=RT/pV,

bг - коэффициент газонасыщенности; hг - коэффициент газоотдачи.

Показатели F, h, m определяются так же, как и при расчете запасов нефти объемным методом. Пластовые давления получают по данным восстановления давления при закрытии скважины. Коэффициент газоотдачи находят по результатам лабораторного изучения на кернах вытеснения газа водой, а также на основе статистических материалов разработки месторождений газа на других площадях.

Подсчет запасов по завершении разведочного этапа

При подсчете запасов по завершении разведочного этапа в качестве подсчетного объекта многопластовой залежи рассматривается каждый продуктивный пласт. Такой подход возможен в первую очередь за счет равномерного изучения разреза отложений нефтяных и газовых залежей в процессе разведочных работ, что крайне важно с точки зрения повышения качества исходных данных для составления первого проектного документа на разработку. При равномерной изученности всех пластов в разрезе площади с запасами категорий С1 и С2 выделяются по ним в единых границах. Если залежь связана с одним пластом, то он рассматривается как единый объект. Если пласты изучены неравномерно, то границы площадей с запасами категорий С1 и С2 выделяются по каждому из пластов в соответствии с их изученностью.

Определение параметров при подсчете запасов нефтяных и газовых залежей объемным методом осуществляется следующим образом.

Продуктивные площади F пластовых и массивных залежей нефти и свободного газа контролируются картами поверхности коллекторов, составляемыми по данным поисковых и разведочных скважин с учетом сейсмической карты по ОМГ, а также границами контуров нефтегазоносности, проведенными на основе данных о положении ВНК, ГНК и ГВК, уточненных по результатам вновь пробуренных скважин.

Определенная по данным ГИС эффективная нефте(газо)-насыщенная толщина hн.эф(hг.эф) продуктивного пласта по каждой скважине слагается из интервалов, в которых фактические значения aсп выше, а DJy, DJny ниже принятых кондиционных. При составлении карт эффективных толщин и на этой стадии в случаях литолого-фациального замещения применяется интерполяция только “на середину”.

Коэффициенты открытой пористости kп.о и нефте(газо)насыщен-ности kн(kг) коллекторов могут быть рассчитаны.

Пересчетный коэффициент q и плотность нефти dн в поверхностных условиях могут быть учтены двумя способами. При малом количестве данных и отсутствии закономерного изменения этих параметров по площади залежи средние рассчитываются как средние арифметические. Если же установлено закономерное их изменение по площади залежи, то составляются карты каждого параметра, и подсчет запасов ведется на их основе. Средние значения в этом случае рассчитываются как средневзвешенные по площади.

Начальное пластовое давление ро в газовых залежах рассчитывается по данным каждой скважины с приведением их к уровню центра тяжести залежи.

Особенности подсчета запасов на разрабатываемых залежах

Подсчет запасов нефти на разрабатываемых залежах базируется на значительно большей степени их изученности вследствие более плотной разбуренности эксплуатационными скважинами и проведения в них комплекса исследований в соответствии с требованиями инструкции по применению Классификации (1984 г.).

Большая плотность бурения на нефтяных и газоконденсатных залежах, находящихся в разработке и связанных с неоднородными горизонтами и пластами, позволяет не только детализировать границы распространения коллекторов, но и выделять участки распространения коллекторов разной продуктивности и на их основе составлять карты эффективных нефтенасыщенных толщин как нерасчлененных пластов, так и отдельных пропластков, участвующих в строении расчлененных пластов. В результате появляется возможность для более детальной дифференциации объектов по площади и разрезу. Дифференцированный подсчет запасов основан прежде всего на выделении пропластков и определении их объема при резкой неоднородности продуктивных пластов, обусловливающей различие их параметров по площади и разрезу.

Выделение эффективных и нефтегазонасыщенных толщин на данной стадии производится по данным ГИС в соответствии с установленными кондиционными пределами параметров продуктивных пластов, обоснованными результатами опробования и гидродинамическими исследованиями, позволяющими более достоверно определить удельную продуктивность пластов. Исследования, проводимые на разрабатываемых залежах, должны обеспечивать также возможность определения коэффициентов открытой пористости и нефтегазонасыщенности пропластков или пластов. Для подсчета начальных балансовых запасов эффективные нефтегазонасыщенные толщины в добывающих скважинах, пробуренных на участках залежи, в пределах которых начался подъем ВНК или ГВК, учитываются до уровня первоначального положения контактов, устанавливаемого по разведочным скважинам.

При подсчете запасов разрабатываемых залежей в зависимости от их геологического строения применяются практически те же варианты объемного метода подсчета запасов, что и на предыдущей стадии, но с более глубокой дифференциацией запасов. Объекты подсчета многопластовых залежей дифференцируются:

по пластам, а в расчлененных пластах в свою очередь - по пропласткам;

по категориям запасов С1 и В при разбуривании залежи по первому проектному документу или В и А - при разбуривании по проекту разработки;

по нефтяной, водонефтяной, газовой, водонефтяной зонам;

по зонам разных коллекторских свойств и литологических разностей пород, продуктивности коллекторов (ВПК и НПК).

Понятие о коэффициентах извлечения нефти и способы их расчета

Начальные извлекаемые запасы нефти в залежи равны произведению величин начальных балансовых запасов Qн0 и конечного коэффициента извлечения нефти kизвл.н.

Конечный коэффициент извлечения нефти показывает, какая часть от начальных балансовых запасов может быть извлечена при разработке залежи до предела экономической рентабельности.

При подсчете начальных извлекаемых запасов нефти залежей, вводимых в разработку, и при пересчете запасов разрабатываемых залежей начальные балансовые запасы умножаются на утвержденный конечный коэффициент извлечения нефти, обоснованный технико-экономическими расчетами. Этот коэффициент используется при проектировании разработки залежей, планировании развития нефтедобывающей промышленности и т.п.

Наряду с конечным коэффициентом извлечения нефти определяют текущий коэффициент извлечения, равный отношению накопленной добычи из залежи или объекта разработки на определенную дату к их начальным балансовым запасам.

В зависимости от стадии изученности применяется тот или иной метод определения коэффициента извлечения.

Значения коэффициентов извлечения нефти, а следовательно, и величина извлекаемых запасов по месторождению или залежи, зависят от геолого-физических характеристик и неоднородности продуктивных пластов, научного уровня и обоснованности принимаемых проектных решений по технологии разработки и технике добычи нефти, экономических нормативов и критериев эффективности разработки, требований рационального использования природных, материальных и людских ресурсов, охраны недр и окружающей среды. Исходной информацией для определения извлекаемых запасов и коэффициентов извлечения нефти служат данные разведки, пробной эксплуатации скважин, опытно-промышленной и промышленной разработки залежей. При определении извлекаемых запасов и коэффициентов извлечения нефти сложнопостроенных залежей или объектов, разрабатываемых с применением физико-химических и тепловых методов воздействия на пласт, для получения необходимых дополнительных данных проводятся опытно-промышленные работы.

Определение извлекаемых запасов и коэффициентов извлечения нефти может производиться на следующих стадиях изученности месторождений и залежей:

1) поиска и оценки месторождений;

2)подготовки месторождений к разработке;

3) ввода месторождений в разработку;

4) завершения разбуривания месторождения (залежи) основным проектным фондом скважин;

5) на поздней стадии разработки.

В зависимости от качества и количества исходной информации на разных этапах могут оцениваться коэффициент извлечения нефти и по его значению рассчитываться извлекаемые запасы, либо определяться извлекаемые запасы и исходя из их величины рассчитываться коэффициент извлечения нефти.

На стадиях поиска и оценки месторождений в процессе геологоразведочных работ в условиях минимума информации о строении и геолого-физических характеристиках продуктивных пластов проводится предварительная оценка коэффициентов извлечения нефти. Для оценки коэффициентов извлечения используются зависимости, рассчитанные с помощью многофакторного анализа данных разработки достаточно большого числа залежей нефти аналогичного геологического строения, находящихся на поздней стадии разработки или законченных разработкой.

На стадии подготовки к разработке и при вводе в разработку месторождений производится подсчет запасов нефти и газа, составляется технико-экономическое обоснование коэффициента извлечения нефти (ТЭО КИН), утверждаются ГКЗ СССР балансовые и извлекаемые запасы, составляется технологическая схема разработки. Методической основой экономического обоснования извлекаемых запасов и коэффициентов извлечения нефти являются положения Временной методики экономической оценки нефтяных и нефтегазовых месторождений.

Извлекаемые запасы определяются по результатам расчетов технико-экономических показателей вариантов разработки с использованием методов, применяемых при проектировании разработки. Эти методы, основанные на математическом описании пластовых систем и процессов, происходящих при разработке залежей, позволяют учесть в рамках имеющейся информации влияние особенностей геологического строения каждого эксплуатационного объекта на технологические показатели разработки. Варианты различаются границами и числом эксплуатационных объектов, способами и агентами воздействия на пласт, схемами размещения и плотностью сетки скважин, темпами разбуривания, режимами работы и способами эксплуатации скважин с учетом ограничений, связанных с технологическими возможностями, правилами ведения горных работ, требованиями по обеспечению охраны недр и окружающей среды.

В рассматриваемых вариантах необходимо предусматривать применение прогрессивных технологий, освоенных промышленностью. Расчетная динамика технологических показателей разработки по вариантам позволяет определить извлекаемые запасы и коэффициенты извлечения с учетом необходимых технико-экономических критериев. Сравнение и выбор рекомендуемых вариантов разработки проводится по технико-экономическим критериям эффективности их применения с учетом полноты и комплексности использования запасов нефти. Технико-экономическая оценка величины извлекаемых запасов производится по максимуму народнохозяйственного эффекта от разработки месторождения. Если на месторождении выделяется несколько эксплуатационных объектов, то извлекаемые запасы определяются для каждого объекта раздельно и для месторождения в целом. Для залежей с балансовыми запасами более 30 млн.т извлекаемые запасы определяются отдельно по нефтяным (НЗ), водонефтяным (ВНЗ), газонефтяным (ГНЗ) и водогазонефтяным (ВГНЗ) зонам.

При составлении ТЭО для залежей с балансовыми запасами до 30 млн.т и простым геологическим строением определение коэффициентов извлечения нефти можно проводить по упрощенной методике (покоэффициентный метод) с использованием коэффициентов вытеснения и охвата вытеснением и повариантных технико-экономических расчетов.

Определение коэффициентов извлечения нефти для мелких залежей с балансовыми запасами менее 3 млн.т может проводиться по этой же методике без повариантной технико-экономической оценки.

По завершении разбуривания месторождения основным проектным фондом скважин извлекаемые запасы и коэффициенты извлечения нефти уточняются в проектных документах на разработку месторождения, которые составляются с учетом дополнительных данных, полученных в процессе доразведки, эксплуатационного разбуривания и анализа разработки месторождения.

Для определения извлекаемых запасов на поздней стадии разработки в условиях сохранения реализуемой схемы размещения и плотности сетки скважин могут применяться методы, основанные на использовании различных двумерных статистических зависимостей между накопленными отборами нефти, жидкости и воды.

Билет № 15

poisk-ru.ru

Неизвлекаемый запас - нефть - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Неизвлекаемый запас - нефть

Cтраница 1

Неизвлекаемые запасы нефти вследствие ввода в разработку новых месторождений из года в год возрастают, причем там, где уже вложены крупные капиталовложения на освоение и обустройство площадей. К числу таких относятся месторождения Украины, где извлекаемые запасы составляют менее 1 / 3 балансовых запасов нефти.  [1]

В связи с вводом в разработку новых месторождений неизвлекаемые запасы нефти из года в год возрастают, причем как раз там, где уже произведены крупные капиталовложения в освоение и обустройство месторождений.  [2]

Проведенные исследования позволяют предполагать, что значительная часть неизвлекаемых запасов нефти сосредоточена в слоях с аномальными свойствами. Следовательно, рассмотрение процессов переноса в пористых системах с чисто гидродинамических позиций становится недостаточным.  [3]

Следовательно, недоучет реальных возможностей ввода в разработку неизвлекаемых запасов нефти и изменения структуры запасов в третьей стадии разработки может привести к крупным просчетам в проектировании разработки.  [4]

Другими словами, во многих докладах не указаны пути значительного сокращения неизвлекаемых запасов нефти и пути удешевления разработки нефтяных залежей.  [5]

Из геологических запасов 11 407 млн. т в активную разработку дополнительно вовлекаются 1537 5 тыс. т трудноизвлекаемых и 657 7 тыс. т неизвлекаемых запасов нефти.  [6]

Решение проблемы извлечения нефти из недр связано с определением объема неизвлекаемых в настоящее время запасов, исследованием факторов, влияющих на формирование остаточного объема нефти. Объем неизвлекаемых запасов нефти в значительной степени зависит от особенностей и прочности физико-химических взаимодействий флюидов с поверхностью порового пространства нефтяных коллекторов.  [7]

Как видно из табл. 2, указанный слабопроницаемый поровый тип коллектора преобладает на месторождении Зыбза. Здесь содержатся значительные неизвлекаемые запасы нефти. Интересно то обстоятельство, что при вскрытии и освоении пластов с одинаково высокой по каротажу характеристикой получили совершенно разные результаты. Свыше 40 скважин практически не удалось ввести в эксплуатацию, хотя вскрытый пласт оказался нефте-васыщенным.  [8]

Применение такого вытеснения не ограничивается месторождениями, вновь вводимыми в разработку. Как отмечается выше, весьма велики и неизвлекаемые запасы нефти в обводненных пластах. При этом, однако, вытеснению безводной нефти предшествует вытеснение воды в количестве 15 - 25 % норового объема.  [9]

Такой анализ оказывает неоценимую помощь в прогнозе дальнейшего развития процесса заводнения и продвижения фронта вытеснения к новым, пока еще безводным скважинам. Он же дает возможность выявить застойные участки, где сохраняются неизвлекаемые запасы нефти, и наметить мероприятия по вовлечению иг в разработку.  [11]

Для оценки степени извилистости зон развития коллекторов в работе [14] предложен коэффициент сложности - Кс, равный отношению периметра границы коллектор - неколлектор к периметру пласта в пределах внешнего контура нефтеносности. Значительная извилистость способствует образованию тупиковых и застойных зон, к которым приурочены полностью или частично неизвлекаемые запасы нефти, получившие определение как потери нефти.  [12]

В действительности это или мощный высо-сокопроницаемый макропористый коллектор, сложенный из брек-чиевидных обломков крупных размеров ( межпустотная емкость заполнена нефтью), с очень высокой проницаемостью и значительной нефтеотдачей, или же слабопроницаемый коллектор, сложенный из кусков грубообломочной брекчии, межпустотное пространство которой заполнено наполнителем ( псамиты, пелиты), пропитанным нефтью. Как видно из табл. 2, указанный слабопроницаемый пористый тип коллектора преобладает на месторождении Зыбза-Глубокий Яр. Здесь содержатся значительные неизвлекаемые запасы нефти.  [13]

Страницы:      1

www.ngpedia.ru