Прогнозирование коэффициента извлечения нефти в процессе разработки месторождений. Кин коэффициент извлечения нефти


Как определить текущий КИН?

⇐ ПредыдущаяСтр 20 из 27Следующая ⇒

Под текущим коэффициентом извлечения нефти отношение накопленной добычи из залежи или объекта разработки на определенную дату к подсчитанным запасам на момент утверждения проектного документа на разработку. Текущую нефтеотдачу обычно представляют зависящей от различных факторов — количества закачанной в пласт воды при заводнении, отношения этого количества к объему пор пласта, отношения количества извлеченной из пласта жидкости к объему пор пласта, обводненности продукции и просто от времени.

На рис. 23 показан типичный вид зависимости нефтеотдачи η от времени t. Если tк — момент окончания разработки пласта,то η к — конечная нефтеотдача.

Текущую нефтеотдачу при разработке заводняемых месторождений выражают обычно в виде зависимости η от ΣQB/Vп или η от ΣQвз/Vn (Vn — поровый объем пласта;Qор — геологические запасы нефти, Qвз -вода закаченная в пласт ). Извлекаемые запасы нефти в пласте или в месторождении в целом N определяют, естественно, следующей формулой:

Зависимость текущей нефтеотдачи от отношения ΣQвз/Vn в том случае, когда заводнение применяют с начала разработки месторождения, имеет вид, показанный на рис. 70.

Текущая обводненность v продукции, добываемой из пласта или месторождения, составит

На рис. 70 показана типичная для месторождений маловязких нефтей зависимость текущей обводненности от Qвз/Vn.

Коэффициент текущей нефтеотдачи η равен произведению коэффициента извлечения нефти из недр или, в случае заводнения, коэффициента вытеснения нефти водой η 1 на коэффициент η 2 охвата пласта процессом вытеснения.

Коэффициентом вытеснения нефти водой η 1 при разработке нефтяных месторождений с применением заводнения называется отношение извлеченной из пласта нефти к ее запасам, первоначально находившимся в части пласта, подверженной воздействию заводнением. Соответственно коэффициентом охвата пласта воздействием η 2 называется отношение запасов нефти, первоначально находившихся в части пласта, подверженной воздействию заводнением, к геологическим запасам нефти в пласте.

Рис. 70. Зависимость текущей нефтеотдачи и обводненности продукции от пласта

/ — текущая нефтеотдача η, 2 — текущая

обводненность v

mykonspekts.ru

КОЭФФИЦИЕНТЫ ИЗВЛЕЧЕНИЯ НЕФТИ, ГАЗА, КОНДЕНСАТА

Исходя из физических условий содержания УВ в пустотном пространстве коллекторов (их физико-химических свойств, определяющих поверхностные взаимодействия флюидов и породы, молекулярных, капиллярных и др.), из технологических и технических возможностей (достигаемой степени полноты охвата объема пласта процес­сом вытеснения при реализуемой системе разработки) и из экономических ограничений плотности сетки скважин, пре­дельного дебита и обводненности продукции и других пара­метров, ясно, что на поверхность из продуктивных пластов можно извлечь только какую-то часть содержащихся в них запасов углеводородов.

Количественно доля запасов (нефти, газа, конденсата), ко­торая может быть извлечена (при применении наиболее эф­фективных в данных геолого-физических условиях технологий и технических средств, при выполнении оптимальных экономических показателей и соблюдении требований ох­раны недр и окружающей среды) определяется: для нефти коэффициентом извлечения нефти (КИН), для газа и конден­сата соответственно коэффициентами извлечения газа и кон­денсата.

Исходя из физических особенностей этих УВ наиболее сложным является определение коэффициента извлечения нефти (КИН). По каждому нефтяному эксплуатационному объекту, вводящемуся в разработку, расчет выполняется специализированной научной организацией и после согласования с заинтересованными сторонами утверждается Государствен­ной комиссией по запасам Российской Федерации (ГКЗ РФ). Коэффициент извлечения газа по отдельным газовым объек­там не рассчитывают, а принимают, исходя из имеющегося опыта в целом по газовой отрасли, равным 0,8.

Остановимся подробнее на физической сущности коэф­фициента извлечения нефти (КИН) и методах его расчета.

В общем виде коэффициент извлечения нефти может быть выражен как отношение количества нефти, извлечен­ной на поверхность — , к балансовым запасам нефти залежи :

Коэффициент извлечения за все время разработки зале­жи называется конечным, за некоторый промежуток време­ни с начала разработки — текущим.

Имеется несколько способов расчета конечного (проект­ного) КИН:

ü статистический, основанный на полученных с помощью многофакторного анализа статистических зависимостей меж­ду конечными КИН и определяющими его различными геоло­го-физическими и технологическими факторами;

ü покоэффициентный, основанный на определении значе­ний ряда влияющих на КИН коэффициентов, учитывающих геолого-физическую характеристику конкретной залежи нефти и особенностей предлагаемой к внедрению системы разработки;

ü основанный на технологических расчетах показателей нескольких вариантов систем разработки, выполненных путем моделирования процесса фильтрации на трехмерных матема­тических моделях конкретной залежи нефти.

Покоэффициентный метод важен потому, что он наиболее полно раскрывает физическую сущность КИН. По этому ме­тоду конечный КИН обычно выражается в виде произведе­ния трех коэффициентов — вытеснения ( ), охвата про­цессом вытеснения ( ) и заводнения ( ):

.

Коэффициент вытеснения — это отношение количества нефти, вытесненного при длительной интенсивной (до полно­го обводнения получаемой жидкости) промывке объема пус­тотного пространства коллектора, в который проникла вода, к начальному количеству балансовых запасов нефти в этом объеме. По существу, коэффициент вытеснения показывает предельную величину нефтеизвлечения, которую можно до­стигнуть с помощью данного рабочей агента. Значения , как правило, определяют экспериментально в лабораторных условиях на длинных образцах керна с использованием мо­дельных пластовых жидкостей. При удовлетворительной вы­борке керна, принятого для эксперимента, получают значе­ние , характеризующееся высокой степенью надежности.

Коэффициент охвата — это отношение объема пус­тотного пространства, занятого вытесняющим агентом (охва­ченного процессом вытеснения), к общему объему простран­ства коллекторов изучаемого объекта, содержащих нефть. Этот коэффициент характеризует долю пород-коллекторов, охватываемых процессом фильтрации при данной системе разработки. можно рассчитать по картам распростране­ния коллекторов по площади залежи (всех и заполняемых вытесняющим агентом) на основании эмпирических статис­тических зависимостей коэффициента охвата от плотности сетки скважин или на основании аналогии с подобными за­лежами нефти.

Коэффициент заводнения характеризует потери неф­ти в объеме, охваченном процессом вытеснения из-за пре­кращения ее добычи по экономическим соображениям при обводненности продукции скважин менее 100 %. Он зависит от степени неоднородности пласта по проницаемости, соот­ношения вязкостей нефти и вытесняющего агента, принятой предельной обводненности добываемой продукции. Надеж­ных методов расчета не создано. Обычно он оценивается либо по эмпирическим формулам, учитывающим влияющие на него параметры, либо принимается экспертно. Расчет КИН, выполненный покоэффициентным или статистическим методами, нередко допускает субъективизм и неопределен­ность. Это вызвано как множеством факторов, влияющих на КИН, и невозможностью полного их учета, так и отсутстви­ем надежных методов определения степени влияния каждого из них. В частности, очень сильно влияет на конечный КИН соответствие применяемой системы разработки конкретным геолого-физическим условиям.

Наиболее полно учесть все многочисленные факторы, вли­яющие на конечный КИН, позволяет третий способ — гео­лого-математическое моделирование процессов фильтрации на трехмерных моделях, с помощью быстродействующих современных ЭВМ.

С этой целью на базе детальных адресных геолого-промысловых моделей создаются статические геолого-математические трехмерные модели, отражающие изменчи­вость свойств коллекторов по объему залежи. Эти модели представляют собой совокупность нескольких десятков тысяч элементарных ячеек, каждая из которых несет информацию о фильтрационно-емкостных свойствах продуктивных плас­тов в объеме залежи. Высокая надежность подобных моделей достигается также адаптацией их к прошедшему фактичес­кому периоду эксплуатации залежи, если таковой уже был.

Затем на базе статических трехмерных геолого-математических моделей, путем моделирования процессов фильтрации в трехмерном пространстве и вытеснения неф­ти рабочим агентом к забоям добывающих скважин, с по­мощью ЭВМ создается динамическая модель эксплуатацион­ного объекта, показывающая прогнозное изменение во вре­мени:

· насыщенности объема объекта нефтью и вытесняющим агентом;

· пластового давления в зоне нагнетания агента и отбора нефти;

· дебитов скважин и обводненности добываемой в них про­дукции.

При желании, на дисплей ЭВМ можно вывести и зафик­сировать состояние залежи на любой момент времени. В ре­зультате получают расчет проектных технологических показателей разработки по годам эксплуатации и за отдельные периоды — 10, 20, 40 лет, вплоть до конца разработки.

Значение конечного КИН определяют для нескольких ва­риантов системы разработки; он во многом является показателем эффективности проектируемой системы, которая зависит от того, насколько полна та или иная система разра­ботки соответствует конкретным геолого-физическим усло­виям реального объекта разработки.

Соответственно этому проектирование разработки пред­ставляет собой оптимизационную задачу выбора системы разработки, обеспечивающей получение наибольшего коэф­фициента нефтеизвлечения. Как известно, любая оптимиза­ционная задача сводится к выбору оптимального варианта из нескольких возможных. В соответствии с действующим по­ложением коэффициент извлечения нефти и все другие пока­затели разработки обоновываются не менее чем по трем ва­риантам разработки, которые различаются способами воз­действия на продуктивные пласты, системами размещения и плотностью сеток скважин, очередностью и темпами разбуривания объектов.

При оптимизации КИН возможны два различных подхода. В основу оптимизации может быть положено стремление обеспечить максимальное использование запасов недр, т.е. получение наибольшего КИН, при этом другие признаки, в том числе и экономические, учитываются как второстепен­ные. В этом случае обоснованное значение КИН можно на­звать технологическим.

Если доминирует экономический критерий, предусматри­вающий получение максимальной прибыли, обоснованное значение КИН можно назвать экономическим.

Технологический коэффициент нефтеизвлечения до пере­хода к рыночной экономике принимался в качестве единст­венного конечного.

Достижение этого коэффициента требовало максималь­ного использования недр и соответственно применения более дорогих систем разработки, расходования повышенных ма­териальных средств, особенно для месторождений с низкой продуктивностью. В условиях ранее действовавшего планово­го хозяйства это было оправдано.

В условиях рыночных отношений, когда экономический фактор стал доминирующим и во главу угла ставят вопрос получения максимальной прибыли, возникла необходимость ориентироваться на экономический КИН. Приоритетно эко­номический подход, учитывающий современную конъюнкту­ру на рынке нефти и действующее налоговое законодатель­ство, зачастую требует удешевлять систему разработки даже в ущерб полноте использования недр.

Различия в технологических и экономических значениях КИН наиболее значительны при низкой продуктивности и сложном геологическом строении залежей.

В случае весьма неблагоприятных экономических показа­телей, при крайне низкой продуктивности залежи или на за­вершающей стадии разработки, действующее законодатель­ство допускает уменьшение обязательных налогов и плате­жей или переход на Соглашение о разделе продукции. При этом экономический КИН подлежит увеличению.

В настоящее время технологический КИН рассчитывается и утверждается в обязательном порядке, а экономический КИН рассчитывается и утверждается дополнительно в случае его существенного расхождения с технологическим коэффициентом нефтеизвлечения.

В заключение следует отметить, что в настоящей главе сведения о запасах углеводородов приведены в том весьма сокращенном виде, который необходим для последующего изложения вопросов промысловой геологии нефти и газа.

В полном объеме важная и обширная проблема изучения запасов УВ подробно излагается в курсе "Методы подсчета запасов оценки ресурсов нефти и газа" и в соответствующем учебнике.

 

Глава IX

ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ

МЕТОДОВ И СИСТЕМ РАЗРАБОТКИ

НЕФТЯНЫХ, ГАЗОВЫХ

И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ

studopedya.ru

Коэффициенты извлечения нефти, газа, конденсата

Количественно доля запасов (нефти, газа, конденсата), которая может быть извлечена, определяется: для нефти коэффициентом извлечения нефти (КИН), для газа и конденсата соответственно коэффициентами извлечения газа и конденсата.

Исследуя физико-химические свойства этих УВ, наиболее сложным является определение коэффициента извлечения нефти (КИН). По каждому нефтяному эксплуатационному объекту, вводящемуся в разработку, расчет выполняется специализированной научной организацией и после согласования с заинтересованными сторонами утверждается Государственной комиссией по запасам Российской Федерации (ГКЗ РФ). Коэффициент извлечения газа по отдельным газовым объектам не рассчитывают, а принимают, исходя из имеющегося опыта в целом по газовой отрасли, равным 0,8.

Остановимся подробнее на физической сущности коэффициента извлечения нефти (КИН) и методах его расчета

В общем виде коэффициент извлечения нефтиможет быть выражен как отношение количества нефти, извлеченной на поверхность – Qизвл. к начальным геологическим запасам нефти залежи Qн.геол.

КИН = Qизвл/ Qн.геол.

Коэффициент извлечения за все время разработки залежи называется конечным, за некоторый промежуток времени с начала разработки называется текущим.

Имеется несколько способов расчета конечного (проектного) КИН:

· статистический, основанный на полученных с помощью многофакторного анализа статистических зависимостей между конечными КИН и определяющими его различными геолого-физическими и технологическими факторами;

· покоэффициентный, основанный на определении значений ряда влияющих на КИН коэффициентов, учитывающих геолого-физическую характеристику конкретной залежи нефти и особенностей предлагаемой к внедрению системы разработки;

· основанный на технологических расчетах показателей нескольких вариантов систем разработки, выполненных путем моделирования процесса фильтрации на трехмерных математических моделях конкретной залежи нефти.

Покоэффициентный метод важен потому, что он наиболее полно раскрывает физическую сущность КИН. По этому методу конечный КИН обычно выражается в виде произведения трех коэффициентов – вытеснения (Квыт), охвата процессом вытеснения (Кохв)и заводнения (Кзав):

КИН = Квыт·Кохв. Кзав

Коэффициент вытеснения– это отношение количества нефти, вытесненного при длительной интенсивной (до полного обводнения получаемой жидкости) промывке объема пустотного пространства коллектора, в который проникла вода, к начальному количеству балансовых запасов нефти в этом объеме. По существу, коэффициент вытеснения показывает предельную величину нефтеизвлечения, которую можно достигнуть с помощью данного рабочего агента.

Коэффициент охвата Кохв– это отношение объема пустотного пространства, занятого вытесняющим агентом (охваченного процессом вытеснения), к общему объему пространства коллекторов изучаемого объекта, содержащих нефть. Этот коэффициент характеризует долю пород-коллекторов, охватываемых процессом фильтрации при данной системе разработки.

Коэффициент заводнения Кзавхарактеризует потери нефти в объеме, охваченном процессом вытеснения из-за прекращения ее добычи по экономическим соображениям при обводненности продукции скважин менее 100 %. Он зависит от степени неоднородности пласта по проницаемости, соотношения вязкостей нефти и вытесняющего агента, принятой предельной обводненности добываемой продукции. Надежных методов расчета Кзав не создано. Обычно он оценивается либо по эмпирическим формулам, учитывающим влияющие на него параметры, либо принимается экспертно. Расчет КИН, выполненный покоэффициентным или статистическим методами, нередко допускает субъективизм и неопределенность. Это вызвано как множеством факторов, влияющих на КИН, и невозможностью полного их учета, так и отсутствием надежных методов определения степени влияния каждого из них.

Наиболее полно учесть все многочисленные факторы, влияющие на конечный КИН, позволяет третий способ – геолого-математическое моделирование процессов фильтрации на трехмерных моделях.

С этой целью на базе детальных адресных геолого-промысловых моделей создаются статические геолого-математические трехмерные модели, отражающие изменчивость свойств коллекторов по объему залежи.

Затем на базе статических трехмерных моделей, путем моделирования процессов фильтрации в трехмерном пространстве и вытеснения нефти рабочим агентом к забоям добывающих скважин, с помощью ЭВМ создается динамическая модель эксплуатационного объекта.

При желании, на дисплей ЭВМ можно вывести и зафиксировать состояние залежи на любой момент времени. В результате получают расчет проектных технологических показателей разработки по годам эксплуатации и за отдельные периоды – 10, 20, 40 лет, вплоть до конца разработки.

При оптимизации КИН возможны два различных подхода.

В основу оптимизации может быть положено стремление обеспечить максимальное использование запасов недр, т.е. получение наибольшего КИН, при этом другие признаки, в том числе и экономические, учитываются как второстепенные. В этом случае обоснованное значение КИН можно назвать технологическим.

Если доминирует экономический критерий, предусматривающий получение максимальной прибыли, обоснованное значение КИН можно назвать экономическим.

Различия в технологических и экономических значениях КИН наиболее значительны при низкой продуктивности и сложном геологическом строении залежей.

ЧАСТЬ 2

studlib.info

Увеличение КИН // Разведка и разработка // Наука и технологии

Влияние межмолекулярных взаимодействий на эффективное сечение поровых каналов при движении пластового флюида в горной породе.

Наличие полимолекулярных слоев нефти в пределах контакта частиц грунта горной породы создает дополнительное сопротивление перемещению частиц жидкости в горной породе. Полимолекулярные слои создают «застойные зоны» уменьшая эффективное сечение поровых каналов. Разрушение зон адсорбированных молекул, позволило бы увеличить коэффициент извлечения нефти (КИН) и дебит скважины. Какие сегодня существуют способы разрушения полимолекулярных слоев?

На современном этапе, при широком внедрении высокоэффективных технологий, состояние нефтяной промышленности России можно охарактеризовать сокращением объема прироста и ухудшения структуры промышленных запасов, что в основном связано с выработкой многих уникальных и крупных месторождений и их высоким обводнением, а также вводом в разработку месторождений с трудноизвлекаемыми запасами [1].

Снижение темпов роста добычи происходит на фоне роста объемов бурения и увеличения капитальных затрат нефтяных компаний.

Основные причины снижения эффективности развития нефтедобывающего сектора - это высокая себестоимость добычи нефти и значительная степень выработки легкодоступных месторождений [2].

В таких условиях обеспечение рентабельного прироста извлекаемых запасов экономически оправдано за счет технологий увеличения нефтеотдачи пластов, содержащих остаточные запасы на освоенных и обустроенных объектах.

Более привлекательным и экономически оправданным является создание высокоэффективных технологий увеличения нефтеотдачи пластов на заводненных нефтяных месторождениях, содержащих значительные остаточные запасы на освоенных и обустроенных объектах. Это внесет существенный вклад в обеспечение рентабельного прироста извлекаемых запасов и дополнительной добычи нефти при минимальных капитальных вложениях [3].

Очень редко под месторождением понимается 1 залежь нефти и газа. В основном это набор залежей представленных коллекторами разного типа, имеющих разнообразные размеры по толщине и площади, различные условия образования и физико-химический состав флюидов [4].

В таких условиях управление движением нефти к нефтедобывающим скважинам с целью вовлечения в разработку залежей нефти и газа с учетом наиболее полного извлечения углеводородов из недр - это сложная задача, не имеющая единственного решения.

Согласно [5] для месторождений с физическими обусловленными затруднениями вытеснения, вызванными высокой вязкостью нефти, реологическими свойствами, высокой долей микрокапилляров, требуется прямой длительное действие на флюиды для стимуляции фильтрационных процессов.

Ранее, в работе [6] было высказано предположение о влиянии на эффективное сечение поровых каналов сил межмолекулярного взаимодействия - сил Ван-дер-ваальса. Рассматривая природу этих сил можно предположить, что в процессе движения молекул нефти в пористой среде, на участках свободной поверхности диполи (молекулы) располагаются в одном направлении вдоль общей оси, а на участках в пределах контакта частиц грунта дипольные моменты ориентированы хаотически. В местах контакта частиц наблюдается увеличение концентрации полярных молекул, образуются устойчивые полимолекулярные слои, обладающие высокой механической прочностью, размер слоев может достигать десятки мкм и зависит от физико-химических свойств нефти и свойств горной породы.

Аналогичные исследования, посвященные вопросам аккумуляции полярных молекул, а также ориентацией молекул на поверхности твердой фазы были проведены А.С. Ахматовым, в его работе «Молекулярная физика граничного трения» [7].

Рассматривая структурную схему контактного взаимодействия гетерогенных композиционных покрытий в условиях граничного трения, рис. 1, автор утверждает, что разделение поверхностей трения 1, 2 осуществляется как за счет металлического (герцевского) взаимодействия, так и за счет адсорбированных поли- и мономолекулярных граничных слоев, полярных молекул, расположенных на поверхностях трения.

Полимолекулярный слой играет роль преобладающего фактора смазочного действия и способен обеспечить очень низкий коэффициент трения, лишь ненамного выше, чем коэффициент жидкостного трения [8].

Рис. 1 Схема силового взаимодействия единичных сферических сегментов при наличии полимолекулярного слоя: 1, 2 - поверхностные слои взаимодействующих тел; 3 - поры; 4 - адсорбированный полимолекулярный слой полярных молекул на поверхностях трения; 5 - приконтактная зона, в которой адсорбированные молекулы обладают упругостью формы.

На участках вокруг пятен фактического контакта, концентрация полярных молекул существенно выше, чем на участках свободной поверхности, вследствие повышения потенциала адсорбции в узких зазорах, где действуют ван-дер-ваальсовые силы обеих поверхностей. Молекулы образуют полимолекулярные слои толщиной 40-50 линейных размеров полярных молекул , - диаметр молекулы.

Участки, примыкающие к зонам фактического, могут рассматриваться как участки контакта, на которых полярные адсорбированные молекулы обладают упругостью формы и создают противодавление.

Классическая теория фильтрации однородной жидкости, основанная на законе Дарси гласит «В естественном грунте частицы жидкости перемещаются через мельчайшие каналы, образованные между частицами грунта вследствие их неплотного прилегания друг к другу [9]. Движение жидкости представляет собой обтекание бесчисленного множества сложных поверхностей, рис 2.

Рис. 2 Схематичное представление горной породы.

Построим упрощенную модель фиктивного (корпускулярного) грунта и оценим эффективное сечение поровых каналов, с учетом наличия адсорбированных поли- и мономолекулярных граничных слоев из молекул нефти.

Рассмотрим контактирование частиц горной породы, моделируемых сферическими сегментами, предполагающее наличие полимолекулярного слоя, рис. 3.

Рис. 3 Схема взаимодействия единичных сферических сегментов при наличии полимолекулярного слоя.

Для численной оценки сечения поровых каналов воспользуемся результатами макроописания и фотографиями керна, отобранного из поисково-оценочной скважины №6 Левобережной площади Волгоградской области, табл. 1.

Таблица 1. Литологическая характеристика керна

Песчаники кварцитовидные светло-коричневые, коричневато-серые, с многочисленными глинисто-углистыми слойками (до 0,5 мм толщиной). Песчаники мелкозернистые, алевритовые, участками (в нижней части слоя) переходящие в алевролиты крупнозернистые, мелкопесчаные. Породы слоя плотные, крепкие, с тонкой, визуально незаметной пористостью, со следами насыщения углеводородами и отчётливым запахом углеводородов, заполненные битумно-глинистым материалом.

Пористая структура керна исследована на подготовленном шлифе песчаника, размером 5,95х5,95 мм, рис. 4 и представлена в таблице 2.

Рис. 4 Шлиф исследуемого образца - песчаника

Таблица 2. Статистические данные исследуемого образца

Как видно из таблицы наибольшую долю площади шлифа 38,88% занимают частицы размером 0,1-0,445 мм.

Площадь зоны, адсорбированной молекулами нефти, определим как площадь треугольника ABC, со сторонами 2х и (b-а), рис. 3.

где: - толщина полимолекулярного слоя, нм., может принимать значения от

Поскольку нефть, являющаяся природным продуктом, имеет достаточно разнородный состав, о процентном соотношении тех или иных химических элементов в ней можно говорить весьма условно. Тем не менее, отметим, что в различных типах нефти основными составляющими элементами являются углерод, водород и сера, реже - кислород и азот.

Наименьший размер имеет молекула метана. Наиболее крупные молекулы характерны для асфальтенов, с молекулярной массой 100 тыс и более. Между этими 2я крайними соединениями располагаются другие структуры, имеющие свои размеры в широком диапазоне от 0,01 до 10 нм [10].

По мере того как возрастают размеры молекул в ряду углеводородов-гомологов, газы сменяются жидкостями, а эти последние - твердыми веществами. Нефти основных продуктивных отложений в Волгоградской области по существующей классификации относятся к легким, маловязким, парафинистым, малосолистым и малосернистым. По своему групповому составу они имеют парафиновую природу. С учетом проведенного описания природы нефти можно констатировать интервал размеров основных групп соединений в пределах 0,1 - 2,2 нм.

а - радиус пятна контакта взаимодействия сферических сегментов может быть найден из условия их взаимодействия [11].

До вскрытия месторождения скважинами все физические параметры пласта - температура, давление, распределение нефти, воды и газа в залежи - находятся в состоянии, установившемся в течение геологических периодов, прошедших с момента формирования залежи. С вскрытием пласта и началом его эксплуатации эти установившиеся условия нарушаются, и наступает динамический период в истории залежи, сопровождающийся изменением свойств пластовых жидкостей, их движением и перераспределением в пористой среде.

Породы пластов в естественном состоянии находятся в упруго-сжатом состоянии под действием веса вышележащих отложений. При проведении горных выработок это состояние всестороннего сжатия нарушается, и создаются условия «вытекания» пород в выработку. При этом в районе скважины в простом естественном поле напряжений появляется зона аномалий [12].

Согласно, работы [13], область влияния скважины на прилежащие горные породы не превышает 2 м в одну сторону. С учетом градиента пластового давления на скважинах Левобережной площади, равного 1,13 кг/см2 на 10 м (на глубине отбора керна 4 тыс м), усилие, действующее на частицы песчаников составит (1,13/10)*2м=0,226кг/см2 (0,02МПа), отсюда радиус пятна контакта взаимодействующих поверхностей:

- радиус пятна контакта с учетом адсорбированного слоя, при незначительных деформациях угол принимаем в несколько градусов (1-3 оС).

Минимальная возможная площадь зоны полимолекулярных слоев на выбранном месторождении

Максимальная возможная площадь зоны полимолекулярных слоев на выбранном месторождении

Результаты расчетов для приведенной пористой структуры сведены в таблицу 3

Таблица 3. Исходные данные и результаты расчета площади зоны, образованной полимолекулярными слоями

Принимая во внимание, что в зоне контакта сферических сегментов площадь зоны адсорбированной молекулами удваивается, определим общую площадь зоны в пределах шлифа:

Полученный результат можно сравнить с исследованиями в работе [9, с. 63], посвященной движению жидкости через пористую среду, где автор обосновывает уменьшение пористости среды на 5% влиянием существования жидкой пленки, приводящей к образованию «мертвых зон» около частиц грунта.

Выводы

Наличие полимолекулярных слоев нефти в пределах контакта частиц грунта горной породы создает дополнительное сопротивление перемещению частиц жидкости в горной породе. Установлено, что площадь зоны адсорбированной молекулами нефти зависит как от физико-химических свойств нефти, так и от свойств и условий залегания горной породы.

Полимолекулярные слои из адсорбированных молекул, обладая высокой механической прочностью, создают «застойные зоны» в горной породе, тем самым уменьшая эффективное сечение поровых каналов. Моделирование течения жидкости через фиктивный (корпускулярный) грунт с учетом конкретных условий месторождения показывает, что разрушение зон адсорбированных молекул, позволило бы увеличить сечение поровых каналов на выбранном месторождении на 6%, что соответственно увеличивает коэффициент извлечения нефти (КИН) и дебит скважины.

Одним из эффективных способов разрушения полимолекулярных слоев, принимая во внимание наличие сил межмолекулярного взаимодействия притяжения и отталкивания между молекулами - сил Ван-дер-Ваальса, является воздействие электромагнитного поля на адсорбированные молекулы, более подробно [6]. Изменение направления поля вызывает изменение положения диполя (молекулы), в результате меняется ориентационное взаимодействие между диполями (молекулами), исключаются «зоны застоя» при перемещении частиц жидкости в поровом пространстве горной породы.

English announcement

The presence of multimolecular layer of oil within the contact of soil particles of rock creates additional resistance to movement of fluid particles in the rock. Multimolecular layers create "dead zones" reducing the effective cross-section of the pore channels. The destruction of areas of adsorbed molecules, would increase the oil recovery factor and production rate of the well. What are the ways of destruction of multimolecular layers?

Список использованной литературы:

1. Обзор - Нефтяная и нефтеперерабатывающая промышленность России 2012-2012 г. Инвестиционные проекты и описания компаний. ИА «INFOLine», 720 с, 2012 г.

2. Нефтяная промышленность России: Состояние и проблемы, Рыженко В. Ю. Перспективы науки и образования №1(7), 2014)

3. В. М. Максимов «О современном состоянии нефтедобычи, коэффициенте извлечения нефти и методах увеличения нефтеотдачи, Бурение и нефть, №2, 2011г.

4. Бердин Т. Г. Проектирование разработки нефтегазовых месторождений системами горизонтальных скважин. - М.: 000 Недра-Бизнесцентр, 2001. - 199 с.: ил.).

5. Барышников А. А. Исследование и разработка технологии увеличения нефтеотдачи за счет вытеснения с применением электромагнитного поля, Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук.

6. В. А. Шмелев, Ю. П. Сердобинцев, П. Н. Антошкин, А. И. Сухарьков Интенсификация притока нефти при разработке месторождений горизонтальными скважинами Деловой журнал Neftegas.RU. - 2015. - № 6 - С. 20-23.

7. А. С. Ахматов Молекулярная физика граничного трения, М., Физматгиз, 1963г., 472 стр., с илл.

8. Фукс Г. И. Трение и износ, 1983, Т. 4, №3, С. 398-414.

9. Л.С. Лейбензон Движение природных жидкостей и газов в пористой среде, ОГИЗ, Государственное издательство технико-теоретической литературы, Москва 1947, Ленинград.

10. Богомолов А. И и др Химия нефти и газа, Под. Ред. В. А. Проскурякова. - Л.: Химия, 1989. - 424 с.

11. И.В. Крагельский, Н. М. Добычин, В. С. Комбалов Основы расчетов на трение и износ. М., 1977

12. Желтов Ю. П. Механика нефтегазоносного пласта. М., Недра, 1975, 216 с.

13. Папуша А. Н., Гонтарев Д. П. К вопросу расчета напряженно-деформированного состояния горного массива в окрестности сверхглубокой вертикальной скважины // Горный информационно-аналитический бюллетень. - 2010. - № 5.

neftegaz.ru

Дать представление об обосновании коэффициента нефтеотдачи (КИН) на стадии составления технологических схем но разработку нефтегазовых месторождений.

⇐ ПредыдущаяСтр 17 из 27Следующая ⇒

Коэффициент нефтеотдачи — главный показатель полноты из­влечения нефти из пласта. Получение максимального его зна­чения — одна из основных задач рациональной разработки неф­тяных месторождений.

Коэффициентом нефтеотдачи начинается разность между начальной и остаточной (конечной) нефтенасыщенностью, отнесённой к начальной:

Где Sон и S ос начальная и остаточная нефтенасыщенность пласта.

На коэффициент нефтеотдачи влияют многие факторы, в частности режим работы пласта, применяемая система разработки, а также физические свойства нефти и воды. В неоднородном пласте коэффициент нефтеотдачи меньше, чем в однородном по мощности и однородном по проницаемости.

Поскольку при снижении пластового давления ниже давления насыщения вязкость нефти увеличивается, а фазовая проницаемость для нефти уменьшается, то уменьшается и коэффициент нефтеотдачи. Количественное представление об изменении нефте­отдачи в зависимости от вязкости нефти показано па рис. 1.3, а зависимость ее от содержания остаточной (связанной) воды — на рис. 1.4. При 50%-ной насыщенности пласта вода прорывается к эксплуатационным скважинам мгновенно. Фронт вытеснения нефти не возникает и движущийся вал ее не образуется. Поэтому нефтеотдача к моменту прорыва фронта вытеснения нефти по су­ществу не увеличивается.

Рис. 1.3. Зависимость нефтеотдачи при прохождении фронта вытеснения от вязкости нефти

Рис. 1.4. Зависимость нефтеотдачи к моменту прорыва воды при различной насыщенности пласта остаточной (связанной) водой:

1 — в процентах к количеству нефти в пласте; 2 — в процентах к объему порового про­странства

Усадка нефти, количество свободного газа, находящегося в пласте, также влияют па коэффициент нефтеотдачи. С одной стороны, выделившийся из раствора газ может занять часть пор, ранее занятых нефтью, и способствовать дополнительному ее извлечению из пласта при заводнении (эффект замещения), а с другой — присутствие свободного газа вызывает изменение проницаемости пористой среды для движущихся жидкостей. Эффект замещения — единственный фактор, который положительно влияет на нефтеотдачу пласта. Наконец, коэффициент нефтеотдачи зависит от параметров, характеризующих процесс вытеснения: коэффициента охвата, коэффициента полноты вытеснения и коэф­фициента эффективности вытеснения.

36. Дать представление об обосновании коэффициентов нефтеотдачи (КИН) на стадии составления технологических схем на разработку нефтегазовых месторождений.

Отношение извлекаемых запасов нефти (конденсата) к геологическим запасам определяется коэффициентом извлечения нефти (кон­денсата) из недр.

Запасы нефти, горючих газов, конденсата и содержащих­ся в них компонентов разведанных и разрабатываемых месторож­дений подлежат утверждению Государственной комиссией по за­пасам полезных ископаемых при МПР РФ (ГКЗ РФ), учитываются в государственном балансе запасов полез­ных ископаемых в РФ по результатам геологоразведочных ра­бот и разработки месторождений. Данные о запасах месторожде­ний служат основой для составления технологических схем и про­ектов их разработки, используются при разработке схем обустройства и инфраструктуры месторождений.

При определении запасов месторождений обязательному подсчету и учету подлежат запасы нефти, газа, конденсата и со­держащихся в них компонентов (этана, пропана, бутана, серы, гелия, металлов), целесообразность извлечения которых обосно­вана технологическими и технико-экономическими расчетами.

В геологических запасах нефти, нефтяного газа, конденсата и содержащихся в них имеющих промышленное значение компо­нентов выделяются и учитываются извлекаемые запасы. Под из­влекаемыми запасами понимается часть геологических запасов, ко­торая может быть извлечена из недр при рациональном исполь­зовании современных технических средств и технологий добычи с учетом допустимого уровня затрат при соблюдении требований охраны недр и окружающей среды.

Запасы нефти, газа, конденсата и содержащихся в них имеющих промышленное значение ценных компонентов по степе­ни изученности подразделяются на разведанные - категории А, В и С1 и предварительно оцененные — категория С2.

Подсчет запасов по месторождению (залежи) проводит­ся, как правило, в три этапа:

а) оперативный подсчет на основании фактических материа­лов бурения и испытания поисковых и разведочных скважин;

б) подсчет запасов по данным разведочного бурения и испыта­ния скважин или разведочного бурения и пробной эксплуатации (опытно-промышленной разработки залежей (их участков) с ут­верждением их ГКЗ РФ).

в) уточнение запасов в процессе разработки месторождения (залежи) с учетом данных эксплуатационного бурения и дополни­тельно пробуренных разведочных скважин с целью перевода за­пасов в другие категории, с переутверждением их в ГК3 РФ при изменении геологических и извлекаемых запасов (категорий А+В+С1)) более чем на 20%.

На разрабатываемых месторождениях по данным разра­ботки, бурения и исследования добывающих и нагнетательных скважин, а в необходимых случаях - по данным доразведки долж­ны производиться перевод запасов категорий С1 и С2 в категории В и А, их списание с баланса нефтегазодобывающих предприятий.

Списание не подтвердившихся и добытых из недр (с учетом нормируемых потерь) запасов нефти, горючих газов, конденсата и содержащихся в них ценных компонентов с баланса нефтегазо­добывающих предприятий производится по изменению их содер­жания в недрах.

В тех случаях, когда в результате доразведки, проведен­ной на разрабатываемом месторождении, геологические и извлекае­мые запасы категорий А+В+С1 увеличатся по сравнению с ранее утвержденными ГКЗ РФ более чем на 20%, а также когда об­щее количество списанных и намечаемых к списанию в процессе разработки и при доразведке месторождения (как не подтвердив­шихся или не подлежащих отработке по технико-экономическим причинам) геологических и извлекаемых запасов категорий А+В+С1 превышает нормативы, установленные действующим положением о порядке списания запасов полезных ископаемых с баланса пред­приятий по добыче нефти и газа, должен быть произведен пере­счет запасов и переутверждение их в ГКЗ РФ.

Подсчет и учет запасов нефти, газа, конденсата и со­держащихся в них имеющих промышленное значение компонентов производится раздельно по пластам для каждой залежи и по ме­сторождению в целом по наличию их в недрах без учета потерь при разработке месторождений. Подсчет запасов по всем зале­жам и по месторождению в целом производится с выделением за­пасов нефтяной, газовой, газонефтяной, газонефтеводяной зон.

Запасы нефти, конденсата и имеющих промышленное значение ценных компонентов подсчитываются и учитываются в единицах массы, запасы природного и нефтяного газа - в единицах объема при стандартных условиях (0,1 МПа, 293°К).

Подсчеты геологических и извлекаемых запасов нефти, га­за, конденсата и содержащихся в них ценных компонентов долж­ны производиться по принятым ГКЗ РФ методикам. Эти подсче­ты должны удовлетворять требованиям действующей классифика­ции запасов, инструкции по ее применению, инструкций по содер­жанию, оформлению и представлению в ГКЗ РФ материалов подсчета запасов и ТЭО коэффициентов извлечения нефти из недр.

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

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 РФ с учетом заклю­чений по ним МИНЭНЕРГО РФ (ЦКР или ТО ЦКР), МПР РФ (ЦКЗ или ТКЗ).

Порядок подсчета, рассмотрения и утверждения запасов нефти и газа регламентируется действующими положениями и инструкциями. Запасы сопутствующих компонентов учитываются на основании отдельных инструкций.

Приемка и передача разведанных месторождений (зале­жей) для опытных работ или промышленного освоения произво­дится в соответствии с требованиями действующего Положения о порядке передачи разведанных месторождений полезных ископае­мых для промышленного освоения.

37.Как обосновываются коэффициенты вытеснения, коэффициенты охвата воздействием и коэффициенты заводнения

Обоснование коэффициентов вытеснения и коэффициентов охвата при проектировании систем раз-ки нефтяных месторождений.

Как уже отмечалось, в России нефтяные месторождения разрабатывают в основном с искусственным воздействием на пласт. При нагнетании в пласт воды (или другого рабочего агента) вытеснение нефти к забоям добывающих скважин и дренирование залежи в целом происходит практически только за счет энергии закачки. В этих условиях особо важное значение приобретает оценка степени охвата продуктивного объема процессом вытеснения нефти. Охваченной процессом вытеснения считают ту часть эксплуатационного объекта, где в результате поступления в пласты нагнетаемой воды не происходит снижения пластового давления, благодаря чему скважины эксплуатируются с устойчивыми дебитами, соответствующими продуктивной характеристике перфорированных пластов.

Коэффициент вытеснения -это отношение кол-ва нефти вытесненной из пласта при длительной интенсивной промывке к начальному кол-ву нефти в этом же объеме пласта , зависит от св-в вытесняющего агента и характеризует долю подвижных запасов в пласте.

Квыт=Vвыт/ Vнач.о.

Коэффициент вытеснения, в процессе разработки с применением заводнения, зависит от:

1) Минералогического состава и микроструктуры гор.пород.

2) Отношения вязкости нефти к вязкости воды.

3) Структурно-механических свойств нефти, их зависимостей от температуры пластов

4) Смачиваемости пород и характера проявления капиллярных сил

5) Скорости вытеснения нефти водой

Коэффициент охвата -это отношение объема дренируемых запасов нефти ; к подвижным. Явл-ся более трудно обосновываемым . Показатель, характеризующий долю дренируемых запасов из подвижных .Он может уточнен по результатам комплексных исследований промыслово-геофизическими методами. Он зависит от:

1) Физических свойств и геологической неоднородности разрабатывемого пласта в целом

2) Параметров системы разработки месторождения

3) Использования наклонно направленных скважин, скважин с разветвленными стволами, а также от применения ГРП

4) Давления на забоях скважин, применения методов воздействия на ПЗП и совершенства вскрытия пластов

5) Применения способов и технических средств эксплуатации скважин

6) Применения методов управления процессом разработки мест-ия путем частичного изменения с-мы разработки или без изменения с-мы разработки

Коэффициент заводнения -это отношение накопленной добычи нефти к дренируемым запасам. Характеризует ту часть дренируемых запасов, которую возможно добыть. Коэффициент заводнения, в соответствии с его определением будет непрерывно возрастать, поскольку по мере закачки в пласт воды объем заводненной области непрерывно увеличивается.

mykonspekts.ru

Прогнозирование коэффициента извлечения нефти в процессе разработки месторождений

На правах рукописи

Устимов Сергей Кузьмич

ПРОГНОЗИРОВАНИЕ

КОЭФФИЦИЕНТА ИЗВЛЕЧЕНИЯ НЕФТИ

В ПРОЦЕССЕ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Специальность 25.00.17 – Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени

кандидата технических наук

Москва, 2007

Работа выполнена в Центральной комиссии по разработке месторождений полезных ископаемых Федерального агентства по недропользованию и Обществе с ограниченной ответственностью «Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий – ВНИИГАЗ».

Научный руководитель:

д.т.н. Перепеличенко Василий Федорович

Официальные оппоненты:

д.т.н., проф. Бузинов Станислав Николаевич

к.т.н. Тупысев Михаил Константинович

Ведущая организация:

ОАО «Газпром нефть»

Защита состоится «____» ___________ 2007 г. в ____ час. ____ мин.

на заседании диссертационного совета Д 511.001.01 при ООО «ВНИИГАЗ»

по адресу: 142717, Московская область, Ленинский район,

пос. Развилка, ВНИИГАЗ.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ООО «ВНИИГАЗ».

Автореферат разослан «____» ___________ 2007 г.

Ученый секретарь

диссертационного совета,

д.г.-м.н. Н.Н. Соловьев

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ Актуальность проблемы:

Анализ состояния нефтяной промышленности показал, что большинство крупных и уникальных месторождений обеспечивающих основную добычу нефти в стране вступили в позднюю и завершающую стадии разработки, которые характеризуются значительным снижением уровней добычи нефти при резком увеличении объемов попутно добываемой воды.

Резкий рост обводненности продукции таких месторождений привел к остановке значительного числа добывающих скважин, что в свою очередь привело к нарушению процессов вытеснения нефти водой и снижению текущих значений коэффициента извлечения нефти (КИН). Такая ситуация может привести к потере извлекаемых запасов нефти, а значит к потере добычи нефти на месторождениях. Как следствие, возникает необходимость в прогнозной оценке возможной величины потери добычи нефти и оценки эффективности реализуемой системы разработки на конкретном объекте.

Кроме того, такая оценка позволит решить вопрос обоснования прогноза добычи нефти и оценить возможность достижения утвержденных значений КИН.

Цель работы:

Прогнозирование КИН в процессе реализации принятых систем разработки месторождений на основе выявления закономерностей его изменения в зависимости от степени промывки порового нефтенасыщенного объема пласта при вытеснении нефти водой.

Основные задачи исследования:

1. Обобщение опыта научных исследований в области прогнозирования КИН и оценки эффективности реализуемых систем разработки.

2. Выявление закономерностей изменения КИН в зависимости от степени промывки порового нефтенасыщенного объема пластов для месторождений с различными геолого-промысловыми условиями их разработки.

3. Исследование влияния особенностей геологического строения продуктивных горизонтов на коэффициент нефтеизвлечения при различных степенях промывки порового нефтенасыщенного объема пластов при заводнении.

4. Оценка эффективности процессов вытеснения нефти водой на разрабатываемых месторождениях и возможности достижения или необходимость корректировки утвержденных по ним значений КИН.

Объекты исследования:

Для проведения системного исследования выбраны основные, длительно разрабатываемые месторождения, расположенные в Волго-Уральской, Западно-Сибирской и Тимано-Печорской нефтегазоносных провинциях.

Научная новизна:

Выявлены закономерности изменения значений КИН при различных степенях промывки порового нефтенасыщенного объема пластов на основе обобщения фактических геолого-промысловых характеристик процессов вытеснения нефти водой по основным длительно разрабатываемым месторождениям Российской Федерации.

Анализ используемых методов прогнозирования КИН показал, что полученные в разное время разными методами значения коэффициентов извлечения нефти, могут отличаться друг от друга до двух раз. Установлено, что причиной расхождений, в числе прочих, является неопределенность значений степени промывки порового нефтенасыщенного объема пласта при заводнении.

С помощью регрессивного анализа определены изменения величины КИН при различных диапазонах степени промывки порового нефтенасыщенного объема пласта. Установлено, что примерно половина начальных извлекаемых запасов нефти (НИЗ) отбирается при степени промывки порового нефтенасыщенного объема пласта до 50% (44 - 54% НИЗ), в диапазоне промывки 50 - 100% (26 - 34% НИЗ), в диапазоне от 100 до 150% (8,5 - 15,5% НИЗ), в диапазоне 150 - 200% (6 - 11% НИЗ).

Оценена эффективности процессов вытеснения нефти водой реализуемых систем разработки рассматриваемых месторождений. На основе выявленных закономерностей определена величина возможных потерь нефтеотдачи, связанных со снижением темпов промывки порового нефтенасыщенного объема пластов и ухудшением процессов вытеснения нефти водой при заводнении.

Использование выявленных закономерностей позволило уточнить прогнозные значения КИН для реализуемых систем разработки рассмотренных месторождений с оценкой достигаемой степени промывки порового нефтенасыщенного объема пласта.

Основные защищаемые положения:

  1. Метод оценки эффективности процессов вытеснения нефти водой реализуемых систем разработки месторождений на основе выявленных закономерностей изменения КИН в зависимости от степени промывки порового нефтенасыщенного объема пласта при заводнении.
  2. Новый способ выделения поздней стадии разработки нефтяного эксплуатационного объекта в зависимости от темпа промывки порового нефтенасыщенного объема пластов при закачке воды.
  3. Методика экспертной оценки качества проектной документации на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений с использованием установленных зависимостей между значением КИН и степенью промывки порового нефтенасыщенного объема пласта.
  4. Определение основных геолого-физических характеристик залежей, оказывающих наибольшее влияние на величину КИН при 100 % степени промывки порового нефтенасыщенного объема пласта.

Практическая ценность работы:

Использование выявленных закономерностей изменения КИН в зависимости от степени промывки порового нефтенасыщенного объема пластов повышает надежность прогнозирования КИН при реализуемых системах разработки. Предложенный метод оценки эффективности процессов вытеснения нефти водой реализуемых систем разработки позволяет недропользователям и проектным организациям прогнозировать величину КИН в процессе разработки месторождений и разрабатывать, в случае необходимости, мероприятия по внесению изменений в системы разработки.

Результаты исследований могут быть использованы при формировании технической политики органов исполнительной власти и пользователей недр по обеспечению требований законодательства о недропользовании о наиболее полном и рациональном использовании недр.

Апробация работы:

Основные положения и результаты диссертационной работы рассматривались на Всероссийском совещании по разработке месторождений «Контроль и регулирование разработки, методы повышения нефтеотдачи пластов - основа рациональной разработки нефтяных месторождений» (г. Альметьевск, 2000г.), научно-практической конференции «Повышение уровня добычи нефти на месторождениях ОАО «Ноябрьскнефтегаз» в 1998-2005г.г.» (г. Ноябрьск, 1998 г.), научно-практической конференции посвященной 50-летию открытия девонской нефти Ромашкинского месторождения «Опыт разведки и разработки Ромашкинского и других крупных месторождений Волго-Камского региона (г. Лениногорск, 1998 г.), VI и VII Международной конференциях по горизонтальному бурению (г. Ижевск, 2001, 2002 г.г.), заседаниях ЦКР Роснедра и ее территориальных отделений.

Публикации: Основное содержание диссертационной работы изложено в 7 печатных статьях, в том числе 1 статье в издании, входящим в «Перечень…» ВАК Минобрнауки РФ.

Объем работы: Диссертация состоит из введения, четырех глав и заключения, содержит 103 страницы машинописного текста, 29 графических приложений, 11 табличных приложений. Библиографический список включает 57 наименований. СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении изложена актуальность тематики диссертации, цель работы, основные задачи и методы исследований, научная новизна, практическая ценность диссертационной работы, а также структура и объем работы.

Первая глава посвящена обзору развития нефтяной отрасли Российской Федерации в период 1987-2005.

Стабильный рост добычи нефти наблюдался вплоть до 1987 года, когда по Российской Федерации было добыто 568,5 млн.т. Начиная с 1988 года в России до 1996 г. отмечается падение объема добычи нефти. Далее объемы добычи стабилизировались и начался процесс их роста.

Анализ и обобщение причин снижения уровней добычи нефти, проведенный автором показал (рис. 1), что в период 1987-1996 г.г.:

1. Был нарушен баланс отборов жидкости и закачки вытесняющих агентов;

2. Произошло изменение структуры сырьевой базы, связанной с вступлением большого числа крупных высокопроизводительных эксплуатационных объектов в позднюю и завершающую стадии разработки;

3. Снизилась эффективность геологоразведочных работ, в результате чего прирост запасов не компенсировал годовую добычу нефти. При этом для выполнения плана добычи нефти, определенного Энергетической Стратегией России на период до 2020 года необходим ежегодный прирост извлекаемых запасов нефти в объеме 450 – 550 млн.т.

4. Неработающий фонд добывающих и нагнетательных скважин достиг 30 тыс. ед. общего фонда, что привело к выборочной отработке запасов нефти и снижению текущего значения КИН в сравнении с проектным.

Рисунок 1 - Динамика технологических показателей нефтедобычи РФ

Во второй главе обобщены и проанализированы основные понятия коэффициента нефтеизвлечения, методические рекомендации по прогнозированию КИН, отбору жидкости, а также оценки эффективности разработки месторождений на поздней стадии разработки. В работе представлен обзор методов прогнозирования КИН с использованием характеристик вытеснения, статистическими, эмпирическими, экстраполяционными, методом материального баланса и покоэффициентным методами определения КИН.

Использование характеристик вытеснения для решения задач разработки нефтяных залежей было впервые предложено Д.А. Эфросом (1959 г.) в виде зависимости накопленного отбора нефти от накопленного отбора жидкости.

В дальнейшем методы прогнозирования значений КИН в зависимости от динамики роста обводнения продукции и отбора жидкости при уточнении технологических показателей разработки получили широкое развитие в работах Сазонова Б.Ф., Пирвердяна А.М., Перепеличенко В.Ф., Камбарова Г.С., Мартоса В.Н., Копытова А.В., Сипачева Н.В., Назарова С.Н, Ревенко В.Н., Амелина И.Д., Давыдова А.В., Борисова Ю.П., Орлова В.С., Бочарова В.А. и др.

Вопросы изменения КИН в зависимости от отбора жидкости из пласта на протяжении многих лет были дискуссионными. Им посвящены общеотраслевые совещания и научно-практические конференции по разработке месторождений, проводились специальные научные исследования Баишевым Б.Т., Губановым А.И., Гавурой В.Е., Ивановой М.М., Лысенко В.Д., Мухарским Э.Д., Муслимовым Р.Х., Ованесовым Т.П., Пермяковым И.Г., Саттаровым М.М., Сазоновым Б.Ф., Сургучевым М.Л., Халимовым Э.М., Щелкачевым В.Н. и многими другими исследователями.

На основе научных исследований и многолетнего опыта практической работы были выработаны критерии, используемые при проектировании систем разработки месторождений:

1. При разработке нефтяных месторождений с искусственным и естественным заводнением по мере вытеснения нефти водой обводненность добываемой продукции закономерно возрастает до достижения экономически рентабельных величин нефтеотдачи.

2. Темпы обводнения залежей нефти зависят от геолого-физических (соотношение вязкостей нефти и воды, наличия запасов водонефтяных зон, степени неоднородности объектов разработки и др.) и технологических факторов (эксплуатация многопластовых объектов единым фильтром скважин, системы размещения скважин и др.).

Таким образом, эксплуатация нефтяных месторождений с применением заводнения на поздних стадиях, за исключением редких случаев, предполагает для достижения максимального КИН рост или стабилизацию темпов промывки порового нефтенасыщенного объема пласта (далее темпов промывки). При этом степень промывки порового нефтенасыщенного объема пластов (далее степень промывки) определяется не достаточно объективно. В отчете обоснованно, что раннее снижение, преждевременная стабилизация или недостаточное наращивание темпов промывки приводят к раннему началу падения добычи нефти из залежей и достижению недостаточно высокой нефтеотдачи.

Автором было проведено сопоставление значений КИН, определяемых на основе известных статистических моделей и предлагаемого метода, результаты которого представлены в таблице 1.

Таблица 1 – Сопоставление величин КИН, определенных различными методами.

Сравнительный анализ результатов различных методов прогнозирования КИН с авторскими расчетами показал значительное расхождение этих оценок (от д.ед. до 20 %%), как в сторону завышения, так и занижения значений. При этом, системного расхождения значений КИН не наблюдается. Наименьшее расхождение прогнозной величины КИН по предложенному методу наблюдается с величиной КИН, утвержденной ГКЗ МПР России.

Рисунок 2 – Оценка расхождений прогнозных величин КИН В третьей главе автором определены текущие и прогнозные значения КИН рассматриваемых месторождений на основе установленной зависимости КИН от годовых темпов и степени промывки порового нефтенасыщенного объема пласта при организации систем поддержания пластового давления.

Методика оценки эффективности реализуемых систем разработки

Зависимость величины КИН от степени промывки порового нефтенасыщенного объема пласта при разработке залежей с заводнением, заложена в основе известного определения КИН:

КИН=Квыт.Кохв.Кс., где

Квыт. - отношение объема вытесненной нефти к ее начальному объему в пласте при длительной и интенсивной промывке однородного элемента пористой среды (по ОСТ 39 – 190 – 86 при десятикратной промывке).

Произведение коэффициентов охвата и сетки (Кохв.Кс.) является величиной охвата пласта процессами воздействия по объему.

Кохв. и Кс. изменяются во времени, поскольку фронт поступающей в пласт воды по мере продвижения захватывает все новые участки пласта, пропластки, а при изменении направления фильтрационных потоков - застойные и тупиковые зоны.

Автором показано, что в условиях разработки неоднородных пластов с применением заводнения процессы вытеснения нефти водой тесно связаны с текущей степенью промывки порового нефтенасыщенного объема пласта (Кпром.тек.). Таким образом, для оценки текущего значения КИН справедливо выражение: КИНтек.=Квыт.Кохв.  Кпром.тек..

Для оценки эффективности реализуемых систем разработки в качестве критерия принята величина достигаемой нефтеотдачи при одинаковой степени промывки порового нефтенасыщенного объема пласта:

, где:

н- накопленная добыча нефти в стандартных условиях, НБЗ – начальные балансовые (геологические) запасы в стандартных и пластовых условиях (пл.у.), ж .пл.у.– накопленная добыча жидкости в пластовых условиях. Для анализа и обобщения результатов оценки эффективности процессов вытеснения реализуемых систем разработки использовались первичные, в меньшей мере искаженные исходные данные:

1. Отбор жидкости, учитываемый в промысловых условиях достаточно надежно. 2. Геологические запасы нефти на поздней и завершающей стадиях разработки (категории А+В). 3. Коэффициенты пересчета физических параметров флюидов в пластовые условия и наоборот.

Результаты оценки значений КИН в зависимости от степени промывки по основным длительно разрабатываемым месторождениям приведены на рисунке 3.

Дальнейшее прогнозирование КИН проводилось с использованием зависимости изменения степени промывки от коэффициента нефтеотдачи в виде у =ахb. Так, прогнозная нефтеотдача пласта Д0+Д1 Ромашкинского месторождения определялась по зависимости у =10,243х 0,3225, где аргументом является искомое значение КИН.

Для сравнения и оценки эффективности процессов вытеснения в реализуемых системах разработки различных объектов, по этой зависимости была определялась величина нефтеотдачи, достигаемая при одних и тех же значениях степени промывки (100, 150 и 200 %%). Расчеты по прогнозированию КИН выполнялись без учета возможных изменений реализуемых систем разработки.

По объектам, достигшим сравнительно низкой степени промывки (50-80%) прогнозирование КИН осуществлялось с помощью разработанных палеток, построенным с использованием данных длительно разрабатываемым эксплуатационных объектов. В качестве верхнего репера использованы данные разработки I объекта Мухановского месторождения с КИН, достигшим значения 0,672, при степени промывки пласта 194,2 %. Нижним репером представлены показатели разработки бобриковского горизонта Арланского месторождения – 0,374 и 229,9 % соответственно. На рис. 4 представлена палетка зависимости КИН от степени промывки порового нефтенасыщенного объема пор с указанием величин отбора НИЗ по диапазонам промывки.

Проведенный анализ выработки запасов нефти показал, что при степени промывки в диапазоне от 50 до 100% увеличение КИН по рассматриваемым месторождениям и объектам составило в среднем величину 26-34%.

При этом максимальное увеличение текущей нефтеотдачи в этом диапазоне промывки произошло по месторождениям, характеризующимися низкой вязкостью пластового флюида, высокой проницаемостью и небольшой расчлененностью пласта. В работе установлено, что значения КИН на рубеже степени промывки пласта до 50% в основном зависят от природных факторов При степени промывки пласта более 100% значения КИН в большей степени зависят от эффективности реализуемых систем разработки.

Результаты полученных значений КИН при степени промывки порового объема 100 % позволили сгруппировать рассмотренные месторождения в 3 основные группы. Выделены объекты, по которым получены значения КИН более 0,6, находящиеся в пределах 0,45-0,6; 0,25 – 0,45. . Установлено, что достигнутое значение КИН связано с особенностями реализуемых систем разработки (системы размещения и плотности сеток скважин, системы воздействия, эффективность систем контроля и регулирования) и геолого-физическими характеристиками залежей.

При увеличении отбора жидкости в диапазоне от 100 до 150% от порового объема увеличение КИН в среднем по анализируемым месторождениям составило +0,06 (11%). Оценка величины прироста нефтеотдачи в диапазоне от 100 до 150% степени промывки порового объема пласта представляет практический интерес, поскольку примерно половина рассматриваемых месторождений и объектов имеет степень промывки от 50 до 100% и достижение проектной нефтеотдачи решается именно в этом диапазоне.

В диапазоне промывки 150-200% от порового объема, отбор извлекаемых запасов составляет 6 – 11 %. Величина прироста КИН в этом диапазоне промывки сопоставима с приростами КИН, получаемыми от применения МУН.

Автором обобщены показатели разработки месторождений с обводненностью 90% и более по 37 месторождениям и объектам (таблица 2).

Таблица 2 – Прирост значений КИН при разработке высокообводненных объектов

объекты

Количество

объектов

Увеличение

КИН в диапазоне

Прирост добычи за период отбор

воды

на 1 т

нефти

млн.т. %
ОАО “Татнефть” 14 0,020 - 0,058 80,7 6,2 11,1
ОАО “Башнефть” 10 0,031 - 0,113 164,8 22,2 16,3
ОАО “СамараНГ” 7 0,009 - 0,079 17,4 7,3 15,1
Западная Cибирь 6 0,008 - 0,051 154,6 7,4 14,1
ВСЕГО 37 0,020 - 0,113 417,5 9 14,4
За период эксплуатации объектов с обводненностью 90% и более по Арланскому месторождению, например, добыто 109,8 млн.т , что составляет 26,2% от всего накопленного отбора нефти. За этот период (15 лет) коэффициент нефтеизвлечения по Арланской площади увеличился на 46%, по Николо-Березовской на 33,2%, по Ново-Хазинской на 34,8%.

Результаты анализа подтверждают выводы М.М. Ивановой о том, что на этапе эксплуатации залежей с обводненностью 90% и более отбирается в среднем 9% извлекаемых запасов нефти.

Влияние годовых темпов промывки на КИН

Под годовыми темпами промывки порового нефтенасыщенного объема пласта приняты годовые отборы жидкости, в процентах от начальных геологических запасов нефти, приведенным к пластовых условиях.

Максимальные годовые темпы промывки в подавляющем большинстве рассматриваемых в данной работе объектов в основной период разработки составляют 3 - 6% от порового объема. Период снижения темпов промывки своей продолжительностью по месторождениям отличается, однако практически для всех объектов характерно их резкое снижение при отборе 80-85% извлекаемых запасов нефти, что свидетельствует о вступлении месторождения в завершающую стадию разработки.

В таблице 3 представлены результаты исследования показателей разработки месторождений с низкими темпами промывки. Таблица 3 – Технологические показатели разработки месторождений с темпами промывки пластов менее 1 %

Месторождение

объект

Годовой

темп промывки,

%

Добыча тыс.т обвод.

%

ВНФ КИН
нефти воды
Серафимовское, Д1 0,84 90 870 90,6 1,69 0,577
Туймазинское, ДII 0,55 30 880 96,7 3,38 0,483
Мухановское, II объект 0,67 140 660 82,5 1,6 0,434
Мухановское, III объект 0,32 60 470 88,6 0,66 0,53
Зольненское, Б1+Б2 0,41 10 110 91,6 2,36 0,653
Кулешовское, А3 0,49 10 390 97,5 1,19 0,553
Кулешовское, А4 0,63 30 1170 97,5 2,13 0,492
Ярино-Каменолож. ясн. 0,35 70 850 92,4 0,61 0,471
Анастасиевско-Троицкое 0,68 740 410 35,6 0,16 0,559
Западно-Тэбукское 0,8 130 830 86,4 0,84 0,551
Юж.Ромашкинская пл. 0,82 250 2950 92,1 1,4 0,456
Куакбашская площадь 0,48 50 150 75 1,4 0,348
1610 9740 85,8
Методика построения характеристик вытеснения

С целью прогнозирования КИН и изучения влияния годовых темпов промывки порового нефтенасыщенного объема пластов были построены характеристики вытеснения в виде зависимостей КИН от степени промывки порового нефтенасыщенного объема пласта и темпа промывки порового нефтенасыщенного объема пласта:

Особенностью этих характеристик вытеснения является то, что на завершающем этапе разработки месторождений кривые зависимости темпа отбора от нефтеизвлечения характеризуется резким падением и, при пересечении с осью КИН, принимает ожидаемую величину коэффициента нефтеизвлечения.

Практически по всем объектам в результате снижения темпов промывки порового нефтенасыщенного объема пластов по характеристикам вытеснения можно судить о возможных потерях нефтеотдачи в случае продолжения эксплуатации месторождения без изменений систем разработки. По 30 рассмотренным в работе месторождениям, числящийся на государственном балансе КИН не достигается ввиду недостаточной степени промывки порового нефтенасыщенного объема пластов.

Расчетный объем недобора извлекаемых запасов нефти по этим объектам составил 1805 млн.т нефти или 11,2 % от начальных геологических запасов (НИЗ). На долю месторождений Западной Сибири приходится 1494 млн.т или 14 % от НИЗ.

На рисунке 5 приведен пример оценки потерь коэффициента нефтеизвлечения нефти по пласту АВ2-3 Самотлорского месторождения и величина степени промывки порового нефтенасыщенного объема пласта, необходимая для достижения утвержденого значения КИН – 0,52, определенная равной 400 %.

Рисунок 5 – Пример оценки потерь нефтеизвлечения и прогноз КИН в зависимости от степени промывки порового нефтенасыщеного объема пласта

Для оценки геолого-промысловых факторов, оказавших наибольшее влияние на КИН при 100 % степени промывки порового нефтенасыщенного объема пластов, построены графики значений КИН в зависимости от вязкости, проницаемости, расчлененности, нефтенасыщенности, эффективной нефтенасыщенной толщины и комплексного параметра, учитывающего перечисленные величины. На основе проведенного анализа установлено, что наиболее высокую сходимость значений имеет зависимость КИН от подвижности нефти.

Сопоставительный анализ достигнутых величин КИН в зависимости от подвижности нефти позволил сгруппировать рассматриваемые месторождения в 22 группы, которые в зависимости от расчлененности пластов позволяют объединить полученные значения КИН в 3 укрупненные группы (рисунок 6).

Рисунок 6 – Прогнозные значения КИН в зависимости от геолого-физических характеристик продуктивных пластов В главе IV представлены результаты практического использования предложенного метода экспертной оценки проектных документов и в качестве примера приведено экспертное заключение автора работы на проектные документы по разработке среднекаменноугольной газонефтяной залежи Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения и Новопортовского нефтяного месторождения. В экспертизе автором отмечено, что проектирование разработки и прогнозирование КИН выполнены с необоснованным завышением и занижением степени промывки порового нефтенасыщенного объема пласта при организации заводнения.

Автором рассмотрено текущее состояние разработки месторождений ОАО «Сибнефть». По каждому эксплуатационному объекту даны рекомендации о необходимости увеличения коэффициентов использования и эксплуатации скважин с целью восстановления нарушенного баланса добычи нефти и отбора жидкости.

При реализации предложений по восстановлению процессов вытеснения, определены месторождения (таблица 4) имеющие значительные резервы увеличения КИН.

Таблица 4 – Резервы увеличения КИН по месторождениям ОАО «Сибнефть»

Пласт

Месторождение

Текущая степень промывки, % Резерв увеличения КИН, %
БС10-2 Карамовское 72,42 до 16
БС11 Холмогорское 62,78 25-30
БС10 Муравленковское 21,82 80-95
БС11 Муравленковское 27,71 41-43
БС7 Суторминское 36,63 до 14
БС9-1 Суторминское 33,7 16-19
БС10-1 Суторминское 15,08 30-40
БС10-2 Суторминское 29 20-28
БС11 Суторминское 20,99 37-78
Западно- Суторминское 24,09 35-40
БС10-2 Западно- Суторминское 25,78 30-38
Вынгапуровское 11,85 40-50

По всем объектам, предполагающим увеличение КИН, предложено осуществить детальный анализ их добывных возможностей, запроектировать системы контроля и регулирования процессов выработки запасов, а также разработать конкретные мероприятия по повышению объемов нефти, добываемой с использованием МУН.

Исходя из физико-химических свойств пластовых флюидов, геологической неоднородности и технологических параметров разработки для данных месторождений автором предложены вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. ЗАКЛЮЧЕНИЕ:

Проведенная работа по прогнозированию КИН на основе обобщения фактических геолого-промысловых характеристик и выявлению закономерностей изменения КИН в зависимости от степени промывки порового нефтенасыщенного объема пластов при вытеснении нефти водой, позволяет сделать следующие выводы:

1. Прогнозирование КИН с использованием различных методов характеризуется расхождением его величин. Основная причина расхождений связана с недостаточной изученностью природных свойств коллекторов и промысловых характеристик разработки залежей.

2. Обобщение и анализ состояния разработки рассматриваемых месторождений с использованием предложенной методики показал, что преждевременное снижение темпов отборов жидкости ведет к снижению проектной нефтеотдачи, разбалансированию систем разработки и ухудшению структуры остаточных извлекаемых запасов нефти. Оценена величина возможных потерь добычи нефти, связанная с низкой эффективностью реализуемых систем разработки, приводящая к снижению проектного значения КИН на 30-35 %.

3. С помощью регрессионного анализа получены закономерности изменения значений КИН, при различных степенях промывки порового объема пласта, отличающиеся между собой:

а) Величиной изменения КИН при одинаковой степени промывки порового нефтенасыщенного объема пласта.

б) Величиной текущей нефтеотдачи при одинаковой степени промывки порового нефтенасыщенного объема пласта.

в) Абсолютными значениями величины степени промывки пласта на завершающей стадии разработки.

г) Значениями изменения КИН за период эксплуатации залежей с обводненностью 90% и более.

д) Годовыми темпами промывки порового нефтенасыщенного объема пластов при заводнении.

4. Определена степень промывки необходимая для достижения числящихся на государственном балансе значений КИН, которая колеблется в диапазоне от 100 до 150% объема пор пласта. В особых случаях она может быть доведена до 250 – 300 % и более.

5. Системный анализ текущих КИН, достигнутый по длительно разрабатываемым месторождениям позволяет достаточно надежно прогнозировать величину КИН, на основе предложенной палетки, в пределах 0.25-0.45 для месторождений с подвижностью нефти 0.02-0.2; КИН 0.45-0.6 для нефтей с подвижностью 0.2-0.7 и КИН 0.6 и более для месторождений с подвижностью нефти 0.7-0.9. При этом расчлененность пласта изменяется в пределах 4-10; 2-4 и 1.7-2.4 соответственно.

По теме диссертации опубликованы следующие работы:

1. Коршунов А.Ю., Лисовский Н.Н., Храмов П.Ф., Устимов С.К. Основные направления по совершенствованию проектных технологических документов на современном этапе развития нефтяной отрасли. /Труды Всероссийского совещания по разработке месторождений «Контроль и регулирование разработки, методы повышения нефтеотдачи пластов - основа рациональной разработки нефтяных месторождений». г. Альметьевск, 5-9 июля 2000г., Изд-во ОАО «Татполиграф», с. 29 - 35.

2. Базив В.Ф., Лисовский Н.Н., Мальцев С.А., Устимов С.К. Сопоставительная оценка эффективности реализуемых систем разработки нефтяных месторождений ОАО «Сибнефть» в связи с прогнозом КИН. /Материалы научно-практической конференции «Повышение уровня добычи нефти на месторождениях ОАО «Ноябрьскнефтегаз» в 1998-2005г.г.». М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 1998, с. 57- 79.

3. Базив В.Ф., Лисовский Н.Н., Муслимов Р.Х., Устимов С.К. Сопоставительная оценка эффективности реализуемых систем разработки нефтяных месторождений в связи с прогнозом КИН. /Труды научно-практической конференции посвященной 50-летию открытия девонской нефти Ромашкинского месторождения «Опыт разведки и разработки Ромашкинского и других крупных месторождений Волго-Камского региона. г. Казань: Изд-во «Новое знание», 1998, с. 37 - 62.

4. Базив В.Ф., Мальцев С.А., Устимов С.К. Изменение коэффициента извлечения нефти в связи с ограничением отбора жидкости. М.: Нефтяное хозяйство, 1998, №4, с. 25 – 29.

5. Княэев С.В., Кулаков А.И., Трунилина Т.Д., Николаев В.А., Устимов С.К. Предварительная оценка эффективности разработки месторождений совместными предприятиями с иностранными инвестициями /Разработка нефтяных и нефтегазовых месторождений. Состояние, проблемы и пути их решения. М.: ВНИИОЭНГ, 1996, с. 556-576.

6. Устимов С.К., Мальцев С.А. Повышение нефтеотдачи при использовании горизонтального бурения и зарезки боковых стволов. /Труды VII Международной конференции по горизонтальному бурению. М.: ГУП Изд-во «Нефть и газ», РГУНГ им. И.М. Губкина, 2002. с.51-56.

7. Базив В.Ф., Лисовский Н.Н., Мальцев С.А., Муслимов Р.Х., Устимов С.К. Сопоставительная оценка эффективности реализуемых систем разработки нефтяных месторождений в связи с прогнозом КИН. г. Самара: Интервал № 8 (43), ООО «ДСМ», 2002, с. 15 - 24.

Подписано к печати «_____» апреля 2007 г.

Заказ № С 0000

Тираж 120 экз.

Объем 1 уч – изд. Л. Ф - т 60x84/16

Отпечатано в ООО «ВНИИГАЗ»

Московская область, Ленинский р-н, п. Развилка

uverenniy.ru