Геологические и извлекаемые запасы нефти и газа, классификация запасов нефти. Извлекаемые запасы нефти это


Геологические и извлекаемые запасы нефти и газа, классификация запасов нефти.

Геологические и извлекаемые запасы

Для начала немного терминологии. Вся нефть, которая физически присутствует в пласте-коллекторе, составляет геологические запасы. По ряду причин, о которых чуть далее мы расскажем поподробнее, из пласта может быть извлечена только часть геологических запасов. Эта часть вполне ожидаемо называетсяизвлекаемыми запасами. Отношение извлекаемых запасов к геологическим или, что то же самое, доля нефти, которая может быть из пласта извлечена, называется проектным коэффициентом извлечения нефти (КИН) или нефтеотдачей. Кроме проектного, бывает ещё и текущий КИН — это доля геологических запасов, которая на текущий момент уже добыта. Понятно, что текущий КИН всегда меньше, чем проектный. Когда говорят о просто запасах без уточнения, геологические они или извлекаемые, речь идёт, как правило, об извлекаемых запасах. Когда говорят о просто КИН, имеется в виду проектный КИН.

Величина КИН зависит от многих факторов и на разных месторождениях может быть очень разной. Средним считается КИН около 30—40%; таким образом, на среднем месторождении проектом предполагается навсегда оставить в пласте 60—70% нефти. КИН в районе 10—20% считается очень низким, хотя для так называемой нетрадиционной нефти это довольно типичные значения; то есть, здесь в пласте остаётся 80—90% нефти. КИН выше 50% — очень высокий и встречается достаточно редко.

В большой степени величина КИН зависит от методов разработки, которые применяются на конкретном месторождении. Методы разработки бывают первичные, вторичные и третичные. Под первичными методами подразумевается разработка месторождения, при которой нефть из пласта выходит под естественным давлением. Начальное пластовое давление существует почти всегда и обусловлено, в основном, тем, что залежи находятся глубоко под землёй. После вскрытия залежи скважинами, по мере снижения пластового давления, происходит простое расширение нефти, а также содержащихся вместе с ней в залежи воды и газа. Объём нефти, который не помещается в пласте-коллекторе после расширения — это и есть добытый объем. Таким путем можно добыть в среднем всего порядка 10% геологических запасов. Собственно говоря, у нетрадиционной нефти бывает такой низкий КИН именно потому, что её часто добывают только первичными методами.

Вторичными методами называют закачку в пласт воды или газа через специальные нагнетательные скважины. Этими методами решают две взаимосвязанные задачи: поддержать пластовое давление, чтобы не падали дебиты добывающих скважин; а также обеспечить вытеснение нефти из пласта к добывающим скважинам, чтобы повысить КИН. Типичная нефтеотдача, достигаемая при применении вторичных методов — те самые средние 30—40%.

Закачка воды применяется чаще, чем закачка газа, так как она, как правило, более эффективна. Можно сказать, что сегодня разработка месторождений нефти с заводнением — это стандартная технология. Она применяется повсеместно уже несколько десятилетий и отработана до мелочей. Воду в пласт закачивают обычно солёную; берут её в основном из довольно глубоких водонасыщенных пластов, откуда её добывают специальными водозаборными скважинами.

Закачка же газа с целью поддержания пластового давления очень часто имеет и ещё одну цель — утилизацию лишнего, ненужного попутного нефтяного газа, который нельзя сжигать, некому продать и некуда пристроить. Иногда бывает даже трудно сказать, какую из этих задач (вторичная нефтеотдача или утилизация) при организации закачки газа решали в первую очередь.

Заводнение

О третичных методах чуть позже, а пока посмотрим, что происходит в пласте при закачке воды, и почему при этом не вытесняется 100% геологических запасов нефти.

В пласте-коллекторе, помимо нефти, изначально содержится также и значительное количество так называемой связанной воды. Обычное соотношение этих жидкостей по объёму — 70% нефти и 30% воды. Нефть и вода в пласте не смешиваются, в каждой отдельно взятой поре между ними есть чёткая граница. При этом вода обычно как бы обволакивает зерна горной породы, а нефть находится в центральных частях пор и непосредственно с горной породой нигде не соприкасается.

В процессе добычи нефти связанная вода поначалу никуда не течёт, она неподвижна, в силу химической и физической связи с частицами горной породы. Но, поскольку в пласт закачивают воду, в порах её постепенно становится все больше, а нефти — всё меньше. Вода уже не вся удерживается горной породой и может теперь перемещаться по пласту вместе с нефтью. В результате в добывающих скважинах появляется попутная вода.

Поровое пространство очень неоднородно. Его можно представить себе как множество относительно широких пор, соединённых относительно узкими поровыми каналами. Диаметр этих поровых каналов очень мал — порядка одной сотой миллиметра, — поэтому в них очень большое значение приобретает капиллярное давление. Как мы помним, с горной породой соприкасается вода, а не нефть. Поэтому, по мере того как воды становится все больше, рано или поздно наступает момент, когда в узких поровых каналах остаётся только одна вода, а капельки нефти оказываются запертыми в широких частях пор (см. рисунок).

До заводнения.После заводнения.

Капиллярное защемление капли нефти перед поровым каналом. Чем меньше радиус кривизны поверхности раздела фаз (нефти и воды), тем выше капиллярное давление. В поровом канале радиус кривизны меньше вследствие малого диаметра самого порового канала. Разность капиллярного давления в начале и в конце капли превышает приходящийся на её длину перепад давления, создаваемый эксплуатацией пласта. В результате капиллярные силы не позволяют капле пройти через поровый канал.

Теперь, для того чтобы пройти в поровый канал, капельке нефти нужно преодолеть его капиллярное давление, которое может составлять порядка одной атмосферы. То есть, чтобы вытеснить эту капельку нефти, нужно на расстоянии в несколько сотых долей миллиметра развить именно такой перепад давления. И так на всем протяжении пласта, то есть на расстоянии в несколько миллиметров перепад должен быть уже около ста атмосфер, и так далее. При желании, в лабораторных условиях, на небольших образцах горной породы, можно создать такой перепад давления и осуществить полное, стопроцентное вытеснение. На реальном же месторождении расстояние от нагнетательной до добывающей скважины составляет обычно сотни метров; нужный в таких условиях для полного вытеснения перепад давления превышает практически возможный в тысячи раз.

Запертые в порах капельки нефти представляют собой, так называемую остаточную нефть, которую физически невозможно вытеснить из пласта методом заводнения. Доля нефти, которую заводнением вытеснить можно, называется коэффициентом вытеснения. Он меняется в широких пределах, но в среднем равен примерно 60—70%.

Справедливости ради надо отметить, что все вышеописанное верно для гидрофильных пластов, то есть таких, в которых горная порода смачивается водой. В гидрофобных же пластах все наоборот — нефть обволакивает зерна горной породы, а вода находится в центральных частях широких пор. В смысле нефтеотдачи это ничего принципиально не меняет: часть нефти все равно физически невозможно извлечь заводнением, только удерживается она на этот раз не капиллярным давлением, а химическими и физическими связями с частицами горной породы, в контакте с которыми находится.

Часть пласта, в которой вытеснение нефти водой завершено, называется «промытой». Ещё одна важная причина, по которой КИН не достигает 100%, состоит в том, что при заводнении не все части залежи промываются одинаково хорошо. Во-первых, закачиваемая вода идёт большей частью по прямой линии от нагнетательной скважины к добывающей. Чем дальше в сторону от этой линии, тем медленнее и хуже промывается пласт. Во-вторых, пласт неоднороден, он может быть разбит на проницаемые пропластки, разделённые непроницаемыми породами. При этом отдельные проницаемые пропластки часто невелики по площади, и из-за этого не все нужные скважины в него попадают. Если пропласток вскрыт нагнетательной скважиной, а добывающей — нет (или наоборот), то промываться он не будет. В-третьих, вода тяжелее нефти, и поэтому имеет склонность «сползать» в нижнюю часть пласта. Верхняя часть пласта в результате остаётся непромытой.

Доля пластового объёма, которая промывается при заводнении, называется коэффициентом охвата. Типичное его значение — около 50—60%.

Проектный коэффициент извлечения нефти при заводнении рассчитывается как произведение коэффициента вытеснения и коэффициента охвата. Взяв приведённые выше типичные значения этих коэффициентов, нетрудно посчитать типичное значение нефтеотдачи — от 30 до 42%, что совпадает с ранее упомянутым средним КИН.

Цифровая модель процесса заводнения. Красные точки — добывающие скважины, синие — нагнетательные. Красный цвет поля означает высокую нефтенасыщенность, синий — высокую водонасыщенность, жёлтый и зелёный — промежуточные значения. Пучки кривых — линии тока. Иллюстрация взята с сайта группы, занимающейся разработкой новых технологий цифрового моделирования залежей нефти и газа. Источник:https://www.sintef.no/projectweb/geoscale/results/streamline-methods/.

Третичные методы

Третичными методами разработки считаются любые методы, направленные на дальнейшее увеличение КИН после вторичных методов. Они очень разнообразны, но более-менее широкое применение на сегодняшний день нашли из них только тепловые и газовые.

Тепловые методы применяются для разработки залежей высоковязких нефтей, которые обычно относят к трудноизвлекаемым или нетрадиционным запасам. Поэтому особо большой нефтеотдачи с этими методами не бывает. Заключаются они в закачке в пласт горячей воды или водяного пара: благодаря высокой температуре вязкость нефти понижается и её становится существенно легче добывать. Как видим, тепловые методы, по сути, являются модификацией заводнения — вторичного метода разработки.

Газовые методы в основном применяются на залежах традиционной нефти для увеличения нефтеотдачи при заводнении. Здесь обычно также идёт закачка воды, но через определённые регулярные интервалы времени она сменяется закачкой газа в те же нагнетательные скважины, а затем снова возобновляется закачка воды. Таким образом, здесь мы тоже видим модификацию заводнения. Газ при этом закачивается не любой: он должен смешиваться с пластовой нефтью, то есть они должны хорошо растворяться друг в друге. Без этого условия увеличения нефтеотдачи не получится.

Как мы помним, в промытой заводнением части пласта остаточная нефть содержится в виде изолированных капелек, удерживаемых на месте капиллярным давлением. Когда хорошо смешивающийся с нефтью газ проходит через поровое пространство, часть этого газа растворяется в нефти. В результате капельки нефти сильно увеличиваются в объёме и могут снова соединиться друг с другом. Нефть вновь обретает подвижность и начинает перемещаться к добывающим скважинам. Со временем газа становится все больше и уже скорее капельки нефти растворяются в газе и увлекаются вместе с ним к добывающим скважинам.

Доизвлечение остаточной капиллярно защемленной нефти с помощью газовых методов.

Из описания газовых методов понятно, что с их помощью, теоретически, можно добиться почти стопроцентного коэффициента вытеснения. Нефть и закачиваемый газ в пласте смешиваются и добываются вместе. На поверхности нефть отделяется, а газ снова закачивается в пласт, где опять смешивается с нефтью и т. д. В добываемой смеси нефти с газом постепенно становится все больше газа и все меньше нефти; казалось бы, возможно довести процесс до того, что нефти в пласте почти не останется.

Однако практически газовые методы дают дополнительно всего около 5—10% дополнительной нефтеотдачи, то есть КИН увеличивается с 30—40% при обычном заводнении до 40—45%. Это существенно, но кардинально ситуацию с навеки оставленными под землёй запасами не меняет.

Так получается в основном потому, что газ обладает примерно в сто раз меньшей вязкостью, чем нефть. Если его непрерывно закачивать в нагнетательные скважины, то он быстро придёт по кратчайшей прямой в добывающие скважины; дальше будет вырабатываться только та остаточная нефть, которой повезло оказаться именно на этой прямой. Именно для того, чтобы такого не происходило, газ закачивают попеременно с водой. Это в определённой мере стабилизирует процесс.

Прочие виды третичных методов до сих пор не вышли за рамки опытных работ, и, вполне вероятно, многие из них никогда и не выйдут. Распространённость тепловых и газовых методов на самом деле тоже не очень велика. Как уже говорилось, тепловые методы привязаны к нетрадиционным высоковязким запасам. С газовыми же методами основная сложность — подобрать источник газа. Закачивать можно или углеводородный газ, который вообще-то и сам по себе — ценный энергоноситель; или углекислый газ, который нужно ещё найти где-то неподалёку. Некоторые залежи природного газа содержат большой процент углекислоты, которую можно отделять и направлять на нефтяное месторождение для закачки, но есть такие залежи далеко не везде.

stydopedia.ru

Извлекаемый запас - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Извлекаемый запас

Cтраница 1

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 нлотностью 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.  [1]

Извлекаемые запасы, введенные в разработку, определялись с использованием методики проектирования разработки ТатНИПИнефть. Этот способ основан на использовании промысловой информации о текущих и накопленных отборах нефти и жидкости. Одна из модификаций способа основана на построении графических зависимостей текущих отборов нефти от накопленных на середину года. Экстраполяция прямолинейного участка до оси абцисс дает значение введенных в разработку извлекаемых запасов нефти.  [3]

Извлекаемые запасы - часть балансовых запасов, которая может быть извлечена при рациональном использовании современных технических средств и технологии добычи с учетом допустимого уровня затрат и соблюдения требований по охране недр и окружающей среды.  [4]

Извлекаемые Запасы - означают ту часть запасов Углеводородов категорий А В С, которые могут быть рентабельно извлечены при соблюдении положений действующей Классификации запасов месторождения, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов.  [5]

Извлекаемые запасы - часть геологических запасов, которая может быть извлечена из недр при рациональном использовании современных технических средств и технологии добычи с учетом допустимого уровня затрат и соблюдения требований по охране недр и окружающей среды.  [6]

Извлекаемые запасы в неоднородных пластах зависят от двух параметров технологии истощения залежей: от темпа истощения ( а значит количества скважин и их дебитов) и стратегии изменения темпов истощения во времени.  [7]

Извлекаемые запасы и коэффициенты извлечения из недр нефти, нефтяного газа, конденсата и содержащихся в них имеющих промышленное значение ценных компонентов определяются на основании повариантных технологических и технико-экономических расчетов и утверждаются ГКЗ СССР с учетом заключений по ним Министерства нефтяной промышленности СССР, Министерства газовой промышленности СССР и Министерства геологии СССР.  [8]

Извлекаемые запасы растворенного в нефти газа учитываются в зависимости от режима месторождений. Для месторождений с водонапорным режимом эта величина определяется по извлекаемым запасам нефти, а для месторождений с прочими режимами - по балансовым.  [9]

Извлекаемые запасы взяты за основу еще и потому, что на завершающем этапе разработки они подтверждаются при эксплуатации.  [10]

Извлекаемые запасы ( нефтеотдача) равны 29.3 % от начальных абсолютных запасов нефти, приведенной к нормальным условиям.  [12]

Извлекаемые запасы при разработке на истощение пластовой энергии оценивались в 60 млн. м3, что составляет 25 % от начальных. Благодаря комбинированному воздействию на пласт показатели разработки залежи улучшились настолько, что ожидаемую конечную нефтеотдачу теперь оценивают в 50 % и даже выше. Увеличение дебитов скважин значительно сократит срок разработки залежи, что также дает дополнительный экономический эффект.  [13]

Извлекаемые запасы - часть балансовых запасов, которая может быть извлечена из недр при рациональном использовании современных технических средств и технологии добычи с учетом допустимого уровня затрат ( замыкающих) и соблюдения требований по охране недр и окружающей среды.  [14]

Извлекаемые запасы растворенного в нефти газа на месторождениях с водонапорным режимом определяются и учитываются по извлекаемым запасам нефти, а на месторождениях с другими режимами - по балансовым геологическим запасам нефти.  [15]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Извлекаемые запасы - это... Что такое Извлекаемые запасы?

 Извлекаемые запасы

        см. Запасы полезных ископаемых.

Горная энциклопедия. — М.: Советская энциклопедия. Под редакцией Е. А. Козловского. 1984—1991.

  • Известняк
  • Извлечение

Смотреть что такое "Извлекаемые запасы" в других словарях:

  • извлекаемые запасы — — [http://slovarionline.ru/anglo russkiy slovar neftegazovoy promyishlennosti/] Тематики нефтегазовая промышленность EN mineable reservesmineable resourcesrecoverable reserves …   Справочник технического переводчика

  • Извлекаемые запасы — ► recoverable reserves, mineable resources Та часть балансовых запасов нефти или газа, которая может быть рентабельно извлечена на поверхность …   Нефтегазовая микроэнциклопедия

  • извлекаемые запасы торфа — Запасы торфа, которые извлекаются при разработке торфяного месторождения. [ГОСТ 21123 85] Тематики торф Обобщающие термины запасы торфа EN extractable peat reserves DE Gewinnungstorfvorräte …   Справочник технического переводчика

  • извлекаемые запасы (природных ископаемых) — — [А.С.Гольдберг. Англо русский энергетический словарь. 2006 г.] Тематики энергетика в целом EN recoverable reserves …   Справочник технического переводчика

  • Извлекаемые запасы торфа — 183. Извлекаемые запасы торфа Запасы торфа, которые извлекаются при разработке торфяного месторождения Источник: ГОСТ 21123 85: Торф. Термины и определения оригинал документа …   Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации

  • извлекаемые запасы углеводородов — 3.9 извлекаемые запасы углеводородов: Часть геологических запасов, которая может быть извлечена из недр при рациональном использовании современных технических средств и эффективных технологий добычи с учетом допустимого уровня затрат при… …   Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации

  • Извлекаемые запасы нефти и горючих газов — К извлекаемым запасам относится часть геологических запасов, извлечение которых из недр на дату подсчета экономически эффективно в условиях конкурентного рынка при рациональном использовании современных технических средств и технологий добычи с… …   Официальная терминология

  • предполагаемые дополнительные извлекаемые запасы — Объем углеводородного сырья, который может быть добыт на данной площади в будущем при условии её разработки с применением более прогрессивных технологий [http://slovarionline.ru/anglo russkiy slovar neftegazovoy promyishlennosti/] Тематики… …   Справочник технического переводчика

  • Запасы полезных ископаемых — количество полезного ископаемого в недрах; подсчитываются обычно в тоннах, кг (золото), каратах (алмазы) и м3 (строительные материалы). Различают запасы руды, концентрата и полезного компонента (металла). З. п. и. определяют по м нию в целом и… …   Геологическая энциклопедия

  • запасы, извлекаемые вторичными методами добычи — — [http://slovarionline.ru/anglo russkiy slovar neftegazovoy promyishlennosti/] Тематики нефтегазовая промышленность EN secondary reserves …   Справочник технического переводчика

dic.academic.ru

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

Извлекаемый запас - нефть

Cтраница 1

Извлекаемые запасы нефти рассчитывают на основе геологических запасов и коэффициентов нефтеотдачи. Запасы растворенного в нефти газа подсчитывают по запасам нефти и растворимости газа.  [1]

Извлекаемые запасы нефти, конденсата, нефтяного газа и содержащихся в них ценных компонентов, коэффициенты извлечения их из недр подсчитываются и представляются в ГКЗ СССР одновременно с материалами подсчета балансовых запасов.  [2]

Извлекаемые запасы нефти шести площадей ( Абдрахманов-ская, Южно-Ромашкинская, Миннибаевская, Альметьевская, Севе-ро - Альметьевская, Сармановская) составляют 49 2 % запасов слабопроницаемых коллекторов Ромашкинского месторождения.  [3]

Извлекаемые запасы нефти из залежей, находящихся в конечной стадии разработки, подсчитывают в следующем порядке.  [4]

Извлекаемые запасы нефти и коэффициент нефтеотдачи пласта наиболее тесно связаны с охватом пласта вытесняющим агентом.  [5]

Извлекаемые запасы нефти шести площадей ( Абдрахмановская, Южно-Ромашкинская, Миннибаевская, Альметьевская, Северо-Альметьевская, Сармановская) составляют 49 2 % от запасов слабопроницаемых коллекторов Ромашкинского месторождения.  [7]

Извлекаемые запасы нефти по вариантам разработки объекта ( участка, зоны) определяются суммированием добычи нефти по соответствующим расчетным элементам за период разработки до достижения предельных значений эксплуатации скважин.  [8]

Извлекаемые запасы нефти оцениваются в 250 - 375 млрд. т условного топлива. Прогнозируется рост спроса на нефть - 1 5 % в год.  [9]

Извлекаемые запасы нефти равны геологическим запасам, умноженным на коэффициент нефтеотдачи.  [10]

Извлекаемые запасы нефти представляются в долях от подвижных запасов нефти, а извлекаемые запасы расчетной жидкости в единицах от подвижных запасов. При увеличении предельной обводненности добывающих скважин увеличиваются извлекаемые запасы нефти, но еще больше увеличиваются извлекаемые запасы расчетной жидкости.  [11]

Извлекаемые запасы нефти промышленных категорий по лицензион. Совместно с компанией КОНОК.  [12]

Начальные извлекаемые запасы нефти 70 5 млн м3 и конечный коэффициент нефтеотдачи 0 333 соответствуют применяемому режиму разработки.  [13]

Начальные извлекаемые запасы нефти.  [14]

Удельный извлекаемый запас нефти или параметр А. П. Крылова Nc, - отношение извлекаемых запасов нефти по объекту j общему числу скважин.  [15]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

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

Извлекаемый запас - нефть

Cтраница 1

Извлекаемые запасы нефти рассчитывают на основе геологических запасов и коэффициентов нефтеотдачи. Запасы растворенного в нефти газа подсчитывают по запасам нефти и растворимости газа.  [1]

Извлекаемые запасы нефти, конденсата, нефтяного газа и содержащихся в них ценных компонентов, коэффициенты извлечения их из недр подсчитываются и представляются в ГКЗ СССР одновременно с материалами подсчета балансовых запасов.  [2]

Извлекаемые запасы нефти шести площадей ( Абдрахманов-ская, Южно-Ромашкинская, Миннибаевская, Альметьевская, Севе-ро - Альметьевская, Сармановская) составляют 49 2 % запасов слабопроницаемых коллекторов Ромашкинского месторождения.  [3]

Извлекаемые запасы нефти из залежей, находящихся в конечной стадии разработки, подсчитывают в следующем порядке.  [4]

Извлекаемые запасы нефти и коэффициент нефтеотдачи пласта наиболее тесно связаны с охватом пласта вытесняющим агентом.  [5]

Извлекаемые запасы нефти шести площадей ( Абдрахмановская, Южно-Ромашкинская, Миннибаевская, Альметьевская, Северо-Альметьевская, Сармановская) составляют 49 2 % от запасов слабопроницаемых коллекторов Ромашкинского месторождения.  [7]

Извлекаемые запасы нефти по вариантам разработки объекта ( участка, зоны) определяются суммированием добычи нефти по соответствующим расчетным элементам за период разработки до достижения предельных значений эксплуатации скважин.  [8]

Извлекаемые запасы нефти оцениваются в 250 - 375 млрд. т условного топлива. Прогнозируется рост спроса на нефть - 1 5 % в год.  [9]

Извлекаемые запасы нефти равны геологическим запасам, умноженным на коэффициент нефтеотдачи.  [10]

Извлекаемые запасы нефти представляются в долях от подвижных запасов нефти, а извлекаемые запасы расчетной жидкости в единицах от подвижных запасов. При увеличении предельной обводненности добывающих скважин увеличиваются извлекаемые запасы нефти, но еще больше увеличиваются извлекаемые запасы расчетной жидкости.  [11]

Извлекаемые запасы нефти промышленных категорий по лицензион. Совместно с компанией КОНОК.  [12]

Начальные извлекаемые запасы нефти 70 5 млн м3 и конечный коэффициент нефтеотдачи 0 333 соответствуют применяемому режиму разработки.  [13]

Начальные извлекаемые запасы нефти.  [14]

Удельный извлекаемый запас нефти или параметр А. П. Крылова Nc, - отношение извлекаемых запасов нефти по объекту j общему числу скважин.  [15]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Извлекаемый запас - нефть - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 3

Извлекаемый запас - нефть

Cтраница 3

Отношение извлекаемых запасов нефти ( конденсата) с балансовым запасом определяет коэффициенты извлечения нефти ( конденсата) из недр.  [31]

Прирост извлекаемых запасов нефти за счет мероприятий по интенсификации и усовершенствованию разработки Ромашкинского месторождения дается по сравнению с начальными извлекаемыми запасами нефти по Генсхеме, составленной в 1955 г. институтом ВНИИнефть.  [32]

Структура извлекаемых запасов нефти ежегодно ухудшается, и в настоящее время около половины запасов горизонта Д ] Абд-рахмановской площади приурочено к слабопроницаемым коллекторам.  [33]

Прирост извлекаемых запасов нефти происходит за счет уменьшения остаточной нефти, но остаточная нефть заменяется остаточным газом, плотность которого в пластовых условиях при высоком пластовом давлении меньше плотности нефти в 2 с лишним раза.  [34]

Оценка извлекаемых запасов нефти ( блок 4) и остаточной перенасыщенности ( блок 3) базируется на статистической обработке промысловой информации, на экспериментальных исследованиях на модели пласта и дополнительных промысловых гидродинамических ( а при необходимости и геофизических) исследованиях. Авторы данной работы в поддержку этого положения выдвигают следующее.  [35]

Из извлекаемых запасов нефти более половины ( 54 млрд т) расположено в странах Ближнего и Среднего Востока. Для этого региона характерно не только наличие огромных запасов нефти, но и концентрация их преимущественно на крупных и уникальных месторождениях с исключительно высокой продуктивностью скважин. Среди стран этого региона и мира первое место по запасам нефти занимает Саудовская Аравия. При этом из 23 млрд т разведанных запасов 11 млрд т нефти сосредоточено в уникальном гигантском месторождении Гавар.  [37]

Прироста извлекаемых запасов нефти на разрабатываемых месторождениях за счет более полного извлечения нефти из пластов, т.е. за счет интенсификации притоков.  [38]

Определение извлекаемых запасов нефти месторождения на настоящий момент является важнейшей задачей нефтяной промышленности. На решения этой задачи направлены силы очень многих проектных институтов. Актуальность задачи состоит в том, что, зная извлекаемые запасы месторождения, можно строить дальнейшие планы по развитию месторождения, их экономическую обоснованность и рентабельность.  [39]

Предварительно оцененные извлекаемые запасы нефти составляют 0.9 млрд т и расположены преимущественно в Ненецком АО ( 47 %) и на шельфе Печорского моря ( 38 %), в Республике Коми сосредоточено 15 % запасов провинции.  [40]

Балансовые и извлекаемые запасы нефти и газа. Впервые начальные баланс эвые и извлекаемые запасы нефти и растворенного газа в отложениях верхней юры ( пласт K) BD были утверждены ГКЗ СССР 21.12.198 4 г. ( протокол № 9631) в количестве, соответственно, 96820 / 43651 тыс. т и 6099 / 2750 млн м3 по категории С.  [41]

Выли определены извлекаемые запасы нефти методами / 9 10 12 - 16 / по Черлакскому экспериментальному участку.  [42]

Балансовые и извлекаемые запасы нефти, газа и Конденсата, а также сопутствующих им компонентов по отношению ко времени извлечения их на поверхность могут быть подразделены на: начальные запасы, существовавшие в залежи ( или месторождении) до начала разработки, накопленную добычу нефти, газа или конденсата по состоянию на ту или иную дату и остаточные запасы, составляющие на соответствующую дату разность между начальными запасами и накопленной добычей.  [43]

Общие остаточные извлекаемые запасы нефти по залежи в целом представляют собой сумму остаточных извлекаемых запасов по старым и новым скважинам.  [44]

Одновременно теряются извлекаемые запасы нефти.  [45]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Геологические и извлекаемые запасы нефти и газа, классификация запасов нефти.

Геологические и извлекаемые запасы

Для начала немного терминологии. Вся нефть, которая физически присутствует в пласте-коллекторе, составляет геологические запасы. По ряду причин, о которых чуть далее мы расскажем поподробнее, из пласта может быть извлечена только часть геологических запасов. Эта часть вполне ожидаемо называетсяизвлекаемыми запасами. Отношение извлекаемых запасов к геологическим или, что то же самое, доля нефти, которая может быть из пласта извлечена, называется проектным коэффициентом извлечения нефти (КИН) или нефтеотдачей. Кроме проектного, бывает ещё и текущий КИН — это доля геологических запасов, которая на текущий момент уже добыта. Понятно, что текущий КИН всегда меньше, чем проектный. Когда говорят о просто запасах без уточнения, геологические они или извлекаемые, речь идёт, как правило, об извлекаемых запасах. Когда говорят о просто КИН, имеется в виду проектный КИН.

Величина КИН зависит от многих факторов и на разных месторождениях может быть очень разной. Средним считается КИН около 30—40%; таким образом, на среднем месторождении проектом предполагается навсегда оставить в пласте 60—70% нефти. КИН в районе 10—20% считается очень низким, хотя для так называемой нетрадиционной нефти это довольно типичные значения; то есть, здесь в пласте остаётся 80—90% нефти. КИН выше 50% — очень высокий и встречается достаточно редко.

В большой степени величина КИН зависит от методов разработки, которые применяются на конкретном месторождении. Методы разработки бывают первичные, вторичные и третичные. Под первичными методами подразумевается разработка месторождения, при которой нефть из пласта выходит под естественным давлением. Начальное пластовое давление существует почти всегда и обусловлено, в основном, тем, что залежи находятся глубоко под землёй. После вскрытия залежи скважинами, по мере снижения пластового давления, происходит простое расширение нефти, а также содержащихся вместе с ней в залежи воды и газа. Объём нефти, который не помещается в пласте-коллекторе после расширения — это и есть добытый объем. Таким путем можно добыть в среднем всего порядка 10% геологических запасов. Собственно говоря, у нетрадиционной нефти бывает такой низкий КИН именно потому, что её часто добывают только первичными методами.

Вторичными методами называют закачку в пласт воды или газа через специальные нагнетательные скважины. Этими методами решают две взаимосвязанные задачи: поддержать пластовое давление, чтобы не падали дебиты добывающих скважин; а также обеспечить вытеснение нефти из пласта к добывающим скважинам, чтобы повысить КИН. Типичная нефтеотдача, достигаемая при применении вторичных методов — те самые средние 30—40%.

Закачка воды применяется чаще, чем закачка газа, так как она, как правило, более эффективна. Можно сказать, что сегодня разработка месторождений нефти с заводнением — это стандартная технология. Она применяется повсеместно уже несколько десятилетий и отработана до мелочей. Воду в пласт закачивают обычно солёную; берут её в основном из довольно глубоких водонасыщенных пластов, откуда её добывают специальными водозаборными скважинами.

Закачка же газа с целью поддержания пластового давления очень часто имеет и ещё одну цель — утилизацию лишнего, ненужного попутного нефтяного газа, который нельзя сжигать, некому продать и некуда пристроить. Иногда бывает даже трудно сказать, какую из этих задач (вторичная нефтеотдача или утилизация) при организации закачки газа решали в первую очередь.

Заводнение

О третичных методах чуть позже, а пока посмотрим, что происходит в пласте при закачке воды, и почему при этом не вытесняется 100% геологических запасов нефти.

В пласте-коллекторе, помимо нефти, изначально содержится также и значительное количество так называемой связанной воды. Обычное соотношение этих жидкостей по объёму — 70% нефти и 30% воды. Нефть и вода в пласте не смешиваются, в каждой отдельно взятой поре между ними есть чёткая граница. При этом вода обычно как бы обволакивает зерна горной породы, а нефть находится в центральных частях пор и непосредственно с горной породой нигде не соприкасается.

В процессе добычи нефти связанная вода поначалу никуда не течёт, она неподвижна, в силу химической и физической связи с частицами горной породы. Но, поскольку в пласт закачивают воду, в порах её постепенно становится все больше, а нефти — всё меньше. Вода уже не вся удерживается горной породой и может теперь перемещаться по пласту вместе с нефтью. В результате в добывающих скважинах появляется попутная вода.

Поровое пространство очень неоднородно. Его можно представить себе как множество относительно широких пор, соединённых относительно узкими поровыми каналами. Диаметр этих поровых каналов очень мал — порядка одной сотой миллиметра, — поэтому в них очень большое значение приобретает капиллярное давление. Как мы помним, с горной породой соприкасается вода, а не нефть. Поэтому, по мере того как воды становится все больше, рано или поздно наступает момент, когда в узких поровых каналах остаётся только одна вода, а капельки нефти оказываются запертыми в широких частях пор (см. рисунок).

До заводнения.После заводнения.

Капиллярное защемление капли нефти перед поровым каналом. Чем меньше радиус кривизны поверхности раздела фаз (нефти и воды), тем выше капиллярное давление. В поровом канале радиус кривизны меньше вследствие малого диаметра самого порового канала. Разность капиллярного давления в начале и в конце капли превышает приходящийся на её длину перепад давления, создаваемый эксплуатацией пласта. В результате капиллярные силы не позволяют капле пройти через поровый канал.

Теперь, для того чтобы пройти в поровый канал, капельке нефти нужно преодолеть его капиллярное давление, которое может составлять порядка одной атмосферы. То есть, чтобы вытеснить эту капельку нефти, нужно на расстоянии в несколько сотых долей миллиметра развить именно такой перепад давления. И так на всем протяжении пласта, то есть на расстоянии в несколько миллиметров перепад должен быть уже около ста атмосфер, и так далее. При желании, в лабораторных условиях, на небольших образцах горной породы, можно создать такой перепад давления и осуществить полное, стопроцентное вытеснение. На реальном же месторождении расстояние от нагнетательной до добывающей скважины составляет обычно сотни метров; нужный в таких условиях для полного вытеснения перепад давления превышает практически возможный в тысячи раз.

Запертые в порах капельки нефти представляют собой, так называемую остаточную нефть, которую физически невозможно вытеснить из пласта методом заводнения. Доля нефти, которую заводнением вытеснить можно, называется коэффициентом вытеснения. Он меняется в широких пределах, но в среднем равен примерно 60—70%.

Справедливости ради надо отметить, что все вышеописанное верно для гидрофильных пластов, то есть таких, в которых горная порода смачивается водой. В гидрофобных же пластах все наоборот — нефть обволакивает зерна горной породы, а вода находится в центральных частях широких пор. В смысле нефтеотдачи это ничего принципиально не меняет: часть нефти все равно физически невозможно извлечь заводнением, только удерживается она на этот раз не капиллярным давлением, а химическими и физическими связями с частицами горной породы, в контакте с которыми находится.

Часть пласта, в которой вытеснение нефти водой завершено, называется «промытой». Ещё одна важная причина, по которой КИН не достигает 100%, состоит в том, что при заводнении не все части залежи промываются одинаково хорошо. Во-первых, закачиваемая вода идёт большей частью по прямой линии от нагнетательной скважины к добывающей. Чем дальше в сторону от этой линии, тем медленнее и хуже промывается пласт. Во-вторых, пласт неоднороден, он может быть разбит на проницаемые пропластки, разделённые непроницаемыми породами. При этом отдельные проницаемые пропластки часто невелики по площади, и из-за этого не все нужные скважины в него попадают. Если пропласток вскрыт нагнетательной скважиной, а добывающей — нет (или наоборот), то промываться он не будет. В-третьих, вода тяжелее нефти, и поэтому имеет склонность «сползать» в нижнюю часть пласта. Верхняя часть пласта в результате остаётся непромытой.

Доля пластового объёма, которая промывается при заводнении, называется коэффициентом охвата. Типичное его значение — около 50—60%.

Проектный коэффициент извлечения нефти при заводнении рассчитывается как произведение коэффициента вытеснения и коэффициента охвата. Взяв приведённые выше типичные значения этих коэффициентов, нетрудно посчитать типичное значение нефтеотдачи — от 30 до 42%, что совпадает с ранее упомянутым средним КИН.

Цифровая модель процесса заводнения. Красные точки — добывающие скважины, синие — нагнетательные. Красный цвет поля означает высокую нефтенасыщенность, синий — высокую водонасыщенность, жёлтый и зелёный — промежуточные значения. Пучки кривых — линии тока. Иллюстрация взята с сайта группы, занимающейся разработкой новых технологий цифрового моделирования залежей нефти и газа. Источник:https://www.sintef.no/projectweb/geoscale/results/streamline-methods/.

Третичные методы

Третичными методами разработки считаются любые методы, направленные на дальнейшее увеличение КИН после вторичных методов. Они очень разнообразны, но более-менее широкое применение на сегодняшний день нашли из них только тепловые и газовые.

Тепловые методы применяются для разработки залежей высоковязких нефтей, которые обычно относят к трудноизвлекаемым или нетрадиционным запасам. Поэтому особо большой нефтеотдачи с этими методами не бывает. Заключаются они в закачке в пласт горячей воды или водяного пара: благодаря высокой температуре вязкость нефти понижается и её становится существенно легче добывать. Как видим, тепловые методы, по сути, являются модификацией заводнения — вторичного метода разработки.

Газовые методы в основном применяются на залежах традиционной нефти для увеличения нефтеотдачи при заводнении. Здесь обычно также идёт закачка воды, но через определённые регулярные интервалы времени она сменяется закачкой газа в те же нагнетательные скважины, а затем снова возобновляется закачка воды. Таким образом, здесь мы тоже видим модификацию заводнения. Газ при этом закачивается не любой: он должен смешиваться с пластовой нефтью, то есть они должны хорошо растворяться друг в друге. Без этого условия увеличения нефтеотдачи не получится.

Как мы помним, в промытой заводнением части пласта остаточная нефть содержится в виде изолированных капелек, удерживаемых на месте капиллярным давлением. Когда хорошо смешивающийся с нефтью газ проходит через поровое пространство, часть этого газа растворяется в нефти. В результате капельки нефти сильно увеличиваются в объёме и могут снова соединиться друг с другом. Нефть вновь обретает подвижность и начинает перемещаться к добывающим скважинам. Со временем газа становится все больше и уже скорее капельки нефти растворяются в газе и увлекаются вместе с ним к добывающим скважинам.

Доизвлечение остаточной капиллярно защемленной нефти с помощью газовых методов.

Из описания газовых методов понятно, что с их помощью, теоретически, можно добиться почти стопроцентного коэффициента вытеснения. Нефть и закачиваемый газ в пласте смешиваются и добываются вместе. На поверхности нефть отделяется, а газ снова закачивается в пласт, где опять смешивается с нефтью и т. д. В добываемой смеси нефти с газом постепенно становится все больше газа и все меньше нефти; казалось бы, возможно довести процесс до того, что нефти в пласте почти не останется.

Однако практически газовые методы дают дополнительно всего около 5—10% дополнительной нефтеотдачи, то есть КИН увеличивается с 30—40% при обычном заводнении до 40—45%. Это существенно, но кардинально ситуацию с навеки оставленными под землёй запасами не меняет.

Так получается в основном потому, что газ обладает примерно в сто раз меньшей вязкостью, чем нефть. Если его непрерывно закачивать в нагнетательные скважины, то он быстро придёт по кратчайшей прямой в добывающие скважины; дальше будет вырабатываться только та остаточная нефть, которой повезло оказаться именно на этой прямой. Именно для того, чтобы такого не происходило, газ закачивают попеременно с водой. Это в определённой мере стабилизирует процесс.

Прочие виды третичных методов до сих пор не вышли за рамки опытных работ, и, вполне вероятно, многие из них никогда и не выйдут. Распространённость тепловых и газовых методов на самом деле тоже не очень велика. Как уже говорилось, тепловые методы привязаны к нетрадиционным высоковязким запасам. С газовыми же методами основная сложность — подобрать источник газа. Закачивать можно или углеводородный газ, который вообще-то и сам по себе — ценный энергоноситель; или углекислый газ, который нужно ещё найти где-то неподалёку. Некоторые залежи природного газа содержат большой процент углекислоты, которую можно отделять и направлять на нефтяное месторождение для закачки, но есть такие залежи далеко не везде.

Читайте также:

lektsia.info