Способ определения остаточных извлекаемых запасов нефти. Остаточные запасы нефти


Начальные и остаточные запасы нефти и газа по пласту. Таблица .

Запасы нефти т.т

              1. Запасы газа млн.м3

          1. Начальные

                  1. Остаточные

          1. Начальные

                  1. Остаточные

Бал

Изв

Бал

Изв

Бал

Изв

Бал

Изв

24265

7886

19172

2793

502,3

163,2

396,9

57,8

ПРИЛОЖЕНИЕ 4

Пример построения карт текущих отборов

Карту текущих отборов, на которой представлена система разработки месторождения на дату анализа можно построить самим.

Карта текущих отборов составляется по каждому объекту разработки, на основе карт начальных или остаточных нефтенасыщенных толщин. В виде круговых диаграмм изображается текущая среднесуточная добыча жидкости и текущая закачка по каждой добывающей и нагнетательной скважине в выбранном масштабе в зависимости от дебита жидкости и приемистости по закачке. Данные берутся из ежемесячных отчетов (сводных таблиц работ добывающих и нагнетательных скважин, или режимов разработки по добывающим скважинам) в поверхностных условиях – добыча жидкости в т/сут, закачка в м3/сут. Масштаб приводится в условных обозначениях карты 1 см радиуса = т/сут;... м3/сут

При невозможности изобразить круговой диаграммой в принятом масштабе, дебит нефти и процент воды (малодебитные скважины) обозначаются цифрами под номером скважин.

Обводненность продукции представляется в виде сектора на круговых диаграммах добывающих скважин. Угол откладывается только от положительной вертикальной оси по направлению часовой стрелки.

При раскраске карты нефть принято показывать коричневым тоном, добываемую воду - зеленым, закачиваемую - голубым.

При наличии проектного фонда текущего года их раскрашивают красным цветом.

ПРИЛОЖЕНИЕ 5

Оценка коэффициента нефтеотдачи, по данным разработки нефтяных залежей.

Цель работы:

определить коэффициент нефтеотдачи с помощью построения карты остаточных нефтенасыщенных толщин исследуемых пластов, т. к. оценка коэффициента нефтеотдачи играет важную роль при анализе разработки нефтяных залежей.

Кроме того, большинство месторождений вступило в позднюю стадию разработки, поэтому очень важно, с помощью карты остаточных нефтенасыщенных толщин, определить зоны концентрации остаточных запасов нефти. Так как на поздней стадии мы имеем, как правило, сильно обводненный фонд добывающих скважин, значительный фонд простаивающих скважин. Имея эту информацию можно более надежно намечать мероприятия по дальнейшей эксплуатации нефтяных залежей.

Одной из важных проблем является вопрос о целесообразности эксплуатации сильно обводненных скважин и малодебитных скважин. Очевидно, что остановка таких скважин увеличит доход предприятия, так как резко сокращается объем добывающей жидкости, увеличивается средний дебит по нефти, уменьшается закачка воды, сокращается фонд скважин. Но массовая остановка отрицательно сказывается на состоянии разработки нефтяной залежи: прежде всего уменьшается текущая добыча нефти, но главное нарушается система разработки. Величина остаточных запасов на одну действующую скважину становится очень большой и очень часто извлечение их не реальным. Поэтому в зонах концентрации остаточных запасов, добывающие скважины должны эксплуатироваться независимо от рентабельности. Массовая остановка скважин приводит к значительному снижению КИН. Поэтому правильное решение может быть принято на основании комплексного анализа, как технологических, так и экономических факторов с помощью карт остаточных запасов или толщин.

В поздней стадии разработки необходимо выполнять следующие технологические решения:

- ввод скважин в зонах остаточных толщин

-воссоздание системы разработки в виде очагов заводнения в них.

-с помощью воссозданной системы применять ИНФП (изменение направления фильтрационных потоков) или циклическую закачку.

-закачка в нагнетательные скважины композиций, повышающих фильтрационные сопротивления в обводненной части пласта.

В настоящее время создано несколько десятков технологий и композиций, позволяющих ограничить движение закачиваемой воды по обводненным пропласткам и привлекать приток нефти из нефтенасыщенных зон пласта. Эти технологии получили общее название потокоотклоняющих: гелевые системы, композиции на основе силиката натрия или алюмосиликатов .

Также:

- обработки призабойных зон различными растворителями с целью очитки от АСПО.

-проведение РИР с целью ограничения притоков воды. В настоящее время наиболее эффективными являются кремний органические тампонажные материалы АКОР и композиции на основе силиката натрия.

-осуществление в зонах остаточных толщин ГРП (гидроразрыв пласта)

- осуществление щелевой, гидропескоструйной перфорации

-возврат скважин с нижележащих пластов в зоны с остаточными запасами

-бурение дополнительных скважин в зонах с оставшимися запасами

-зарезка боковых и горизонтальных стволов

- осуществление акустического или волнового воздействия на призабойную зону, с целью их очистки от загрязнений и др.

Особым случаем является технология высоковязких нефтей.

Особенно осложняется разработка залежей с высокой вязкостью нефти при наличии ВНЗ. Выработка ВНЗ и так затруднена из-за быстрого прилива воды в добывающие скважины. Поэтому в данном случае необходимо широко применять потокоотклоняющие технологии.

Очень эффективно бурение горизонтальных и БГС и технологии ИНФП. С очень высокой вязкостью - тепловые методы пароциклические обработки, когда пар периодически закачивается в добывающие скважины. После выдержки 1-2 недели пускается в эксплуатацию с повышенным дебитом.

Одним из основных показателей эффективности режима работы залежей и в целом процес­са ее наработки является коэффициент нефтеотдачи. Различают конечный и текущий коэффициент нефтеотдачи.

Под текущим коэффициентом нефтеотдачи понимается отношение добытого из пласта количества нефти на определенную дату к балансовым запасам. Текущая нефтеотдача возрас­тает во времени по мере извлечения из пласта нефти.

Конечный коэффициент нефтеотдачи - это отношение утвержденных извлекаемых запасов нефти (добытого количества нефти за весь срок разработки) к балансовым запасам. В целом коэффициент нефтеотдачи зависит от многих факторов: размеров залежи, глубины залегания, коллекторских свойств пласта, физико-химических свойств насыщающих пласт жидкостей и газов, принятой технологии разработки, системы размещения скважин и системы поддержания пластового давления.

В настоящее время, в связи развитием новых технологий, конечное значение этого показателя возрастает. Однако, наибольшими величинами, достигаемой нефтеотдачи по-прежнему характеризуются залежи нефти с высокими коллекторскими свойствами, разрабатываемые при вытеснении нефти водой.

МЕТОД ОЦЕНКИ КОЭФФИЦИЕНТА НЕФТЕОТДАЧИ ПО ПОСТРОЕННОЙ КАРТЕ НЕФТЕНАСЫЩЕННЫХ ТОЛЩИН

При анализе разработки нефтяных месторождений особое внимание уделяется оценке коэффициентов нефтеотдачи исследуемых пластов.

Существует достаточное количество методов определения конечного коэффициента нефтеотдачи по данным разработки залежей.

В данной работе рассмотрим метод определения конечного коэффициента нефтеотдачи с помощью карты остаточных эффективных нефтенасыщенных толщин.

Конечная нефтеотдача пласта является одним из наиболее важных показателей разработки нефтяных месторождений и зависит от предельной обводненности добываемой из пласта нефти.

Для определения коэффициента нефтеотдачи в промытой зоне пласта необходимо построить карту остаточных эффективных нефтенасыщенных толщин на анализируемую дату и определить с ее помощью остаточные запасы нефти. Затем определить достигнутую нефтеотдачу в обводненной части пласта. В основе построения карты остаточных нефтенасыщенных толщин лежит расчет остаточ­ной нефтенасыщенной толщины пласта по каждой скважине, определяемой по формуле Глаговского:

(1)

Где: Н- начальная эффективная толщина пласта, м;

-соотношение вязкостей нефти и воды в пластовых условиях.;

fB - обводненность добываемой продукции, доли.ед.

После проведения расчетов по каждой добывающей скважине, строим карту остаточных нефтенасыщенных толщин и вычисляем балансовые запасы нефти объемным методом.

studfiles.net

6.1 Оценка остаточных извлекаемых запасов нефти

Для оценки распределения оставшихся запасов нефти по бобриковской залежи, Логовского месторождения проведена работа по оценке остаточных извлекаемых запасов нефти по каждой действующей добывающей скважине с помощью объемного метода.

Для примера данный расчет проведем по скважине: № 217

Успешность бурения боковых стволов зависит в первую очередь от обоснованности выбора точки расположения забоя бокового ствола.

С целью доизвлечения остаточных запасов нефти, сосредоточенных в пластах Бб, характеризующейся низкими значениями фильтрационно-емкостных характеристик и недостаточной выработанностью запасов, была предложена скважина №217 Логовского месторождения.

Строительство бокового ствола в скважине №217 с целью повышения нефтеотдачи является сложной задачей, требующей наличия информации о распределении по пласту остаточных запасов нефти.

Для определения остаточных запасов в предполагаемой зоне дренирования проектного бокового ствола необходимо определить первоначальные извлекаемые запасы на выбранном участке скважин.

Определение первоначальных извлекаемых запасов для участка, на котором будет расположен забой БС (бокового ствола) произведем объемным методом подсчета.

Подсчет запасов объемным методом производится по следующей формуле:

Q=F·h·m·β·η·ρ·θ, т

где Q – извлекаемые запасы нефти, т;

F – площадь дренирования, м2;

h – средняя эффективная нефтенасыщенная толщина пласта, м;

m – средний коэффициент открытой пористости нефтесодержащих пород, доли единицы;

β – средний коэффициент нефтенасыщенности, доли единицы;

η – коэффициент нефтеотдачи, доли единицы;

ρ – плотность нефти на поверхности, т/м3;

θ – пересчетный коэффициент, учитывающий усадку нефти

Коэффициент усадки нефти

%,

где b – объемный коэффициент нефти

Пересчетный коэффициент

Начальные извлекаемые запасы по участку определяем по формуле:

Qн =785000·1,5·0,14·0,92·0,439·0,83·0,739 = 39100,0 т.

Перед тем, как производить зарезку БС необходимо оценить остаточные запасы на участке ствола скв № 217.

Остаточные запасы для данного участка составляют 32361 т. нефти.

Результаты расчетов приведены в табл. 6.1.2 по скважинам.

Таблица 6.1.2

Результаты расчетов начальных извлекаемых запасов нефти

№ скв.

Qн накоп, т

Qниз, т

Qоиз, т

141

159693

182652,3

22959,3

210

34142

54795,7

20653,7

213

16132

151340,5

135208,5

216

40555

200917,5

160362,5

217

6778

39139,8

32361,8

218

54075

65233,0

11158,0

223

52353

101763,4

49410,4

224

10460

120028,6

109568,6

225

13269

78279,5

65010,5

229

50646

156559,1

105913,1

232

76907

172215,0

95308,0

233

47502

146121,8

98619,8

236

5717

101763,4

96046,4

242

59291

166996,4

107705,4

340

59105

114810,0

55705,0

studfiles.net

6.1 Оценка остаточных извлекаемых запасов нефти

Главными задачами данного дипломного проекта стали: а) оценка распределения оставшихся извлекаемых запасов по залежи; б) обоснование выбора зон для зарезки боковых стволов; в) оценка экономического эффекта от проведения данного ГТМ.

Для оценки распределения оставшихся запасов нефти по бобриковской залежи, Логовского месторождения проведена работа по оценке остаточных извлекаемых запасов нефти по каждой действующей добывающей скважине с помощью объемного метода.

Для примера данный расчет проведем по скважине: № 217

Успешность бурения боковых стволов зависит в первую очередь от обоснованности выбора точки расположения забоя бокового ствола.

С целью доизвлечения остаточных запасов нефти, сосредоточенных в пластах Бб, характеризующейся низкими значениями фильтрационно-емкостных характеристик и недостаточной выработанностью запасов, была предложена скважина №217 Логовского месторождения.

Строительство бокового ствола в скважине №217 с целью повышения нефтеотдачи является сложной задачей, требующей наличия информации о распределении по пласту остаточных запасов нефти.

Для определения остаточных запасов в предполагаемой зоне дренирования проектного бокового ствола необходимо определить первоначальные извлекаемые запасы на выбранном участке скважин.

Определение первоначальных извлекаемых запасов для участка, на котором будет расположен забой БС (бокового ствола) произведем объемным методом подсчета.

Подсчет запасов объемным методом производится по следующей формуле:

Q=F·h·m·β·η·ρ·θ, т (6.1)

где Q – извлекаемые запасы нефти, т;

F – площадь дренирования, м2;

h – средняя эффективная нефтенасыщенная толщина пласта, м;

m – средний коэффициент открытой пористости нефтесодержащих пород, доли единицы;

β – средний коэффициент нефтенасыщенности, доли единицы;

η – коэффициент нефтеотдачи, доли единицы;

ρ – плотность нефти на поверхности, т/м3;

θ – пересчетный коэффициент, учитывающий усадку нефти

Коэффициент усадки нефти

%,

где b – объемный коэффициент нефти

Пересчетный коэффициент

Начальные извлекаемые запасы по участку определяем по формуле:

Qн =785000·1,5·0,14·0,92·0,439·0,83·0,739 = 39100,0 т.

Перед тем, как производить зарезку БС необходимо оценить остаточные запасы на участке ствола скв № 217.

Остаточные запасы для данного участка составляют 32361 т. нефти.

Результаты расчетов приведены в табл. 6.1.2 по скважинам.

Таблица 6.1.2

Результаты расчетов начальных извлекаемых запасов нефти

№ скв.

Qн накоп, т

Qниз, т

Qоиз, т

141

159693

182652,3

22959,3

210

34142

54795,7

20653,7

213

16132

151340,5

135208,5

216

40555

200917,5

160362,5

217

6778

39139,8

32361,8

218

54075

65233,0

11158,0

223

52353

101763,4

49410,4

224

10460

120028,6

109568,6

225

13269

78279,5

65010,5

229

50646

156559,1

105913,1

232

76907

172215,0

95308,0

233

47502

146121,8

98619,8

236

5717

101763,4

96046,4

242

59291

166996,4

107705,4

340

59105

114810,0

55705,0

studfiles.net

Способ определения остаточных извлекаемых запасов нефти

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Цель - повышение точности определения и сопоставимости полученных результатов при разработке нефтяной залежи. На нефтяном месторождении, представляющем собой совокупность участков, разрабатываемых методом заводнения, выделяют участки, близкие по геологическому строению и коллекторским характеристикам. На основании данных разработки для каждого участка строят характеристики вытеснения. По построенным характеристикам вытеснения определяют прогнозные извлекаемые запасы нефти. Все исследуемые участки одновременно переводят на стационарный режим эксплуатации до получения линейной зависимости характеристик вытеснения. Определяют остаточные извлекаемые запасы нефти по участкам, позволяющие осуществить выбор объекта эффективного применения методов увеличения нефтеотдачи. 2 табл.

СОЮЗ СОВЕТСКИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ

РЕСПУБЛИК (51) 4 Е 21 В 43/00

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Н АBTOPCHOMY СВИДЕТЕЛЬСТВУ

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ

ПО ИЗОБРЕТЕНИЯМ И ОТНРЫТИЯМ

ПРИ ГКНТ СССР

1 (21) 4292175/23-03 (22) 30.07.87 (46) 07.09.89. Бюл. В 33 (71) Татарский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности (72) И .Ф. Глумов, P ..М .Абдулхаиров и P . P .Ибатуллин (53) 622. 276 (088. 8) (56) Камбаров Т ° С. и др. К определению начального извлекаемого запаса. нефтяного месторождения. — Азербайджанское нефтяное хозяйство. 1974, Ф 3, с.22-24. (54) СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ОСТАТОЧНЫХ

ИЗВЛЕКАЕМЫХ ЗАПАСОВ НЕФТИ (57) Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Цель — повышение точности определения и сопоставимости полученных результатов при

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам определения извлекаемых запасов участков обводненной нефтяной залежи для решения вопроса о целесообразности применения на ней методов увеличения нефтеотдачи (МУН).

Целью изобретения является повышение точности определения и сопоставимости полученных результатов при разработке нефтяной залежи.

В способе определения остаточных извлекаемых запасов нефти при разработке нефтяного месторождения, разрабатываемого с применением заводнения, включающем определение количества отобранной нефти с начала экс.плуатации, все исследуемые участки

ÄÄSUÄÄ 1506086 . A1

2 разработке нефтяной залежи. На нефтяном месторождении, представляющем

, собой совокупность участков, разрабатываемых методом заводнения, выделяют участки, близкие по геологическому строению и коллекторским характеристикам. На основании данных разработки для каждого участка строят характеристики вытеснения. По построенным характеристикам вытеснения определяют прогнозные извлекаемые запасы нефти. Все исследуемые участки одновременно переводят на стационарный режим эксплуатации до получения линейной зависимости характеристик вытеснения. Определяют остаточные извлекаемые запасы нефти по участкам, позволяющие осуществить выбор объекта эффективного применения методов увеличения нефтеотдачи. 2 табл . 1 ил . одновременно переводят на стационарный режим эксплуатации до получения линейной зависимости характеристик выте с Не ния . CO

Известен стационарный (нормированный) режим отбора нефти по участку (объекту) продолжительностью не менее 1 мес. или 1 квартала в соответствии с состоянием разработки, испольэуемыи для достижения заданных по технологическим схемам режимов экс- 4 плуатации.

В предлагаемом способе перевод на стационарный режим позволяет достичь нового эффекта сопоставимости прогнозных извлекаемых запасов, определяемых на основе линейных эависимос1 1й характеристик вытеснения, полученных

1506086 одновременно в один и тот же период времени, по результатам стационарного режима эксплуатации.

Сопоставимость прогнозных иэвлека5 емых запасов дает возможность осуществить выбор объекта для наиболее эффективного применения методов увеличения нефтеотдачи.

Способ осуществляют в следующей последовательности.

На нефтяном месторождении, представляющем собой совокупность участков, разрабатываемых методом заводнения, отбирают близкие по геологическому строению, коллекторским характеристикам, а также по степени обводненности добываемой продукции. На ос.— новании данных разработки для каждого участка строят характеристики вытеснения по любой иэ известных методик. Причем исследуемые участки эксплуатируют на стационарном режиме до ,получения линейной зависимости.По построенным характеристикам вытесне- 25 ния определяют прогнозные извле-, каемые . запасы нефти, сравнивают их с количеством отобранной неф ти и для первоочередного внедрения

МуН выбирают участки, степень выра- 30 ботанности запасов (отношение количества отобранной нефти к прогнозным извлекаемым запасам) которых наименьшая °

Рассмотрим пример конкретного выполнения способа применительно к 35 месторождению, разрабатываемому методом эаводнения.

Между III u IV блоками местороМдения расположены три участка в райо40 не нагнетательных скважин 1764, 1665, 1669. Участки имеют одинаковое геологическое строение, близки по коллекторским характеристикам и по текущей обводненности добываемой продукции

45 (табл. 1) .

На основании фактических данных разработки по методике рассчитаны характеристики вытеснения до и после перевода на стационарный режим эксплу50 атации (чертеж).

На чертеже представлены зависимости, характериэук1щие процесс вытеснения нефти на трех участках.

Точки, помеченные соответственно:

0 — участок скв. 1764. Д вЂ” скв. 1665, 55 — скв. 1669. По оси абсцисс отложе, ны квадраты накопленных отборов жидкости,по оси ординат — параметр (1+Г)

До точки 1 разработка участков ведется в произвольном режиме, далее участки переведены на стационарный,Как врдно из чертежа, до перевода на стационарный режим линейная зависимость характеристики вытеснения отмечается для участка скв. 1669. После перевода ! на стационарный режим в течение года линейные зависимости устанавливаются и для двух остальных участков. Исходя из методики, рассчитаны прогнозные извлекаемые запасы (g прогн,) и степень отбора нефти (og .

Результаты занесены в табл.2.

Как видно из приведенных данных, известным способом не удается обеспечить сопоставимость прогнозных извлекаемых запасов. В то же время с использованием предлагаемого способа в соответствии с тем, что наибольший эффект NYH дадут на участке с наименьшими прогнозными степенями отбора, самым благоприятным участком для применения МУН является участок скв., 1669.

Таким образом, предлагаемый способ позволяет обеспечить сопоставимость прогнозных извлекаемых запасов и на этой основе улучшить обоснованность выбора объектов для эффективного применения MYH и повьппения тем самым степени извлечения нефти из пласта.

Формула изобретения

Способ определения остаточных извлекаемых запасов нефти, включающий построение характеристик вытеснения при разработке нефтяной залежи, о тличающийся тем, что, сцелью повьппения точности определения и сопоставимости полученных результатов при разработке нефтяной залежи, выделяют участки, близкие по геологическому строению и коллекторским характеристикам, скважины на каждом участке вводят одновременно в эксплуатацию на стационарном режиме до получения на каждой скважине линейной зависимости характеристики вытеснения и определяют остаточные извлекаемые запасы нефти по участкам, позволяющие осуществить выбор объекта эффективного применения методов увеличения нефтеотдачи.

1506086

Т а б л и ц а

Коллекторские свойства участков

Номер участков

Текущая обводненность, 7.

Начальная нефтенасыПроницаеПористость

Е мость, мд ще нность, 7

87, 1

85,5

90,9

78,!

76,7

76,5

378

390

19,8

20,0

20,9

1764

1669

1665

Таблица 2

Прогноэ— ные извлекаемые эаНомер участков

Начальные балансовые запасы

Q бал. тыс. т пасы, Q прогн. тыс.т

268,9

450, 1

391,8

1764

1669

1665

80,9

209,8

80,4

0,771

0,592

0,782 р М

Составитель И. Лопакова

Техред Л.Сердюкова Корректор Э.Лончакова

Редактор Г.Волкова

Заказ 7417 Тираж 514 Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета по иэобретениям и открытиям при ГКНТ СССР

1 13035, Москва, Ж-35, Раушская наб., д. 4/5

Производственно-издательский комбинат "Патент", r.Óæãoðîä, ул. Гагарина, 101

104,9

354,4

102,8

Количес тво отобранной нефти

0 отобр. тыс.т

Степень отбора нефти по предлагаемому способу прогн.

Способ определения остаточных извлекаемых запасов нефти Способ определения остаточных извлекаемых запасов нефти Способ определения остаточных извлекаемых запасов нефти 

www.findpatent.ru

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

Остаточный запас - нефть

Cтраница 2

Для довыра-ботки остаточных запасов нефти производится уплотнение сетки скважин до 14 - 15 га / скв.  [16]

Вместе с тем остаточные запасы нефти по Ромашкинскому месторождению, числящиеся на Государственном балансе, составляют 350 млн.т. Для их добычи в соответствии с проектом разработки месторождения, утвержденного ЦКР, предусматривается бурение и ввод в эксплуатацию около 10 тыс. добывающих и нагнетательных скважин.  [17]

Подтверждено, что наибольшие остаточные запасы нефти сосредоточены в южной половине залежи, в юго-восточной линейно вытянутой зоне, примыкающей к границе выклинивания. Слабая выработка указанных зон объясняется гораздо худшей геолого-физической характеристикой и меньшей продолжительностью разработки по сравнению с северной частью. С большими сложностями осуществляется организация заводнения на этом участке. На рис. 11 представлены данные приемистости скв. Как следует из рисунка, скважина фактически принимала воду при давлении нагнетания 13 0 МПа только в мае 1987 года.  [19]

Балансовый способ определения остаточных запасов нефти вычитанием из начальных балансовых запасов нефти накопленной добычи нефти с начала разработки до момента применения методов увеличения нефтеотдачи пластов может быть полезен для оценки текущей нефтеотдачи залежи в целом, большого участка или блока залежи с обособленным ( автономным) питанием.  [20]

Такая закономерность распределения остаточных запасов нефти в основном продуктивном пласте наблюдается в скважинах, пробуренных на различных участках залежи. Можно предположить, что это является характерной для завершающей стадии разработки.  [21]

Форма и распределение остаточных запасов нефти определяются комплексом естественных ( природных) и искусственных ( технологических) факторов. В конечном счете все факторы, определяющие коэффициент нефтеотдачи, влияют на распределение и состояние остаточной нефти. Мы не будем подробно останавливаться на влиянии различных факторов на нефтеотдачу, достаточно полно изложенном в опубликованной литературе. Важнейшими факторами, влияющими на нефтеотдачу, следует считать вязкость нефти, свойства коллектора, начальное состояние нефти и газа, плотность сетки скважины и режим разработки.  [22]

При оценке распределения остаточных запасов нефти их типа и структуры, решении других нефтепромысловых задач применяется системно-структурное изучение объекта разработки на разных иерархических уровнях.  [23]

Ввиду того, что остаточные запасы нефти в залежи все еще значительны, для извлечения их предусматривается восстановление простаивающих скважин, а также забуривание вторых стволов и бурение нескольких новых скважин. Чтобы усилить влияние заводнения на залежь, предполагается перенести линию нагнетания, приблизив ее к зоне дренажа.  [25]

Важное значение для извлечения остаточных запасов нефти на обводненных участках месторождений с терригенными неоднородными коллекторами имеют технологии применения осадкогелеобразующих составов с использованием энергии пласта - минерализованной воды.  [26]

Нефтенасыщенность пластов, состояние остаточных запасов нефти перед началом применения методов увеличения нефтеотдачи - самая важная характеристика, точное знание которой необходимо для обоснования оптимальной технологии и правильной оценки эффективности применяемых методов.  [27]

Процессы естественной гравитационной консолидации остаточных запасов нефти чрезвычайно медленны и недостаточны, поэтому в решении проблемы доизвлечения остаточной нефти надо искать методы интенсификации гравитационного процесса переформирования. Следует изыскивать искусственные методы ускорения этих процессов. Теоретические исследования и анализ показывают, что эта проблема может быть вполне разрешима. В частности, остаточная нефть в крупных целиках может быть сдвинута методами активного воздействия, созданием условий для фильтрации в них.  [28]

Предложен алгоритм определения структуры остаточных запасов нефти по профилю и площади заводненного пласта, который позволяет разработать геолого-технологические мероприятия по скважинам и интервалам пласта для довыработки остаточных запасов нефти с целью увеличения нефтеотдачи пластов.  [29]

Книга посвящена проблеме извлечения остаточных запасов нефти на поздней стадии разработки месторождений. На основе анализа и обобщения результатов применения комплекса техники и технологий, используемых на скважинах АО Татнефть, разработаны, испытаны новые технические, технологические решения, направленные на повышение эффективности выработки остаточных запасов нефти с учетом условий строительства, эксплуатации и ремонта скважин.  [30]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Виды остаточных запасов нефти и её свойства

В настоящее время не существует общепринятого представления о характере распределения остаточной нефти в заводненных пластах. Эта проблема чисто  фундаментальная. Однако остаточные запасы нефти в недренируемых пластах и неохваченных водой пропластках хорошо изучены.

 По данным экспертных оценок остаточные запасы нефти (100%) по видам количественно распределены следующим образом:

1)      нефть, оставшаяся в слабопроницаемых пропластках и участках, не охваченных водой – 27%;

2)      нефть в застойных зонах однородных пластов – 19%;

3)      нефть оставшаяся в линзах и у непроницаемых экранов, не вскрытых скважинами – 24%;

4)      капиллярно-удержанная и пленочная нефть – 30%

Остаточная  нефть  (п.п. 1-3), которая не охвачена процессом заводнения вследствии высокой макронеоднородности разрабатываемых пластов и застойных зон, образуемых потоками жидкости в пластах, составляют 70% всех остаточных запасов, представляя основной резерв для увеличения нефтеотдачи. Повысить нефтеотдачу пласта  за счет этой части нефти можно в результате совершенствования существующих систем и технологий разработки и так называемых гидродинамических методов увеличения нефтеотдачи пластов.

Остальная часть (п.4) остается в обводненых коллекторах вследствии их микронеоднородности и может извлекатся только в результате воздействия на нее различных физических и физико-химических процессов и явлений.

О составе остаточной нефти. Изменение свойств нефти в процессе разработки может происходить как в сторону утяжеления, так и в сторону облегчения добываемой нефти. Утяжеление нефти связано с уменьшением пластового давления в процессе разработки и потерей легких фракций нефти при дегозации, а также окислением нефти при взаимодействии с закачиваемой водой, за счет перемещения в глубь залежи утяжеленных нефтей из периферии приконтурных зон. Свойства нефти даже сильно изменяются в пределах небольших участков одного и того же продуктивного пласта.

За 20 лет заводнения Туймазинского месторождения в девонские пласты вместе с водой закачено около 4700 тонн кислорода. Анализ вод из добывающих скважин показал, что кислород в нем отсутствует т.е. полностью расходуется на окисление нефти в процессе фильтрации воды по пласту.

Силы, удерживающие остаточную нефть, и возможности их преодолевания. Остаточные запасы нефти ввиду макронеоднородности пластов, обусловлены малой или нулевой скоростью фильтрации нефти в слабопроницаемых зонах, слоях, пропластках и линзах, причем, это в большей степени вызвано загрязнением, кольматацией призабойных зон при бурении и нагнетании воды.

Главные силы, действующие в пласте, насыщенном двумя или более подвижными фазами – поверхностные, вязкостные, гравитационные и упругие силы.

Поверхностные или капиллярные силы создают на границе жидких фаз давление порядка 0,01 – 0,3 МПа. Величина поверхностных сил определяется смачиваемостью породы и микронеоднородностью пористой среды, размером пор и поровых каналов.

Вязкостные силы (гидродинамическое сопротивление) пропорционально вязкости нефти. В очень медленных процессах переформирования насыщенности пластов нефти и водой незначительно (т.к. нет отклонений от закона Дарси).

Гравитационные силы создают постоянно действующий градиент давления, численно равный разности плотностей нефти, газа и воды. Величина этого градиента может составлять 0,1 – 10 МПа/м. Его действие приводит к всплытию воды в нефти или газа в нефти.

Упругие силы пластов, проявляющиеся при снижении пластового давления, вызывают уменьшение трещин и, следовательно, способствуют остаточной нефтенасыщенности.

oilloot.ru

Виды остаточных запасов нефти и её свойства

В настоящее время не существует общепринятого представления о характере распределения остаточной нефти в заводненных пластах. Эта проблема чисто  фундаментальная. Однако остаточные запасы нефти в недренируемых пластах и неохваченных водой пропластках хорошо изучены.

 По данным экспертных оценок остаточные запасы нефти (100%) по видам количественно распределены следующим образом:

1)      нефть, оставшаяся в слабопроницаемых пропластках и участках, не охваченных водой – 27%;

2)      нефть в застойных зонах однородных пластов – 19%;

3)      нефть оставшаяся в линзах и у непроницаемых экранов, не вскрытых скважинами – 24%;

4)      капиллярно-удержанная и пленочная нефть – 30%

Остаточная  нефть  (п.п. 1-3), которая не охвачена процессом заводнения вследствии высокой макронеоднородности разрабатываемых пластов и застойных зон, образуемых потоками жидкости в пластах, составляют 70% всех остаточных запасов, представляя основной резерв для увеличения нефтеотдачи. Повысить нефтеотдачу пласта  за счет этой части нефти можно в результате совершенствования существующих систем и технологий разработки и так называемых гидродинамических методов увеличения нефтеотдачи пластов.

Остальная часть (п.4) остается в обводненых коллекторах вследствии их микронеоднородности и может извлекатся только в результате воздействия на нее различных физических и физико-химических процессов и явлений.

О составе остаточной нефти. Изменение свойств нефти в процессе разработки может происходить как в сторону утяжеления, так и в сторону облегчения добываемой нефти. Утяжеление нефти связано с уменьшением пластового давления в процессе разработки и потерей легких фракций нефти при дегозации, а также окислением нефти при взаимодействии с закачиваемой водой, за счет перемещения в глубь залежи утяжеленных нефтей из периферии приконтурных зон. Свойства нефти даже сильно изменяются в пределах небольших участков одного и того же продуктивного пласта.

За 20 лет заводнения Туймазинского месторождения в девонские пласты вместе с водой закачено около 4700 тонн кислорода. Анализ вод из добывающих скважин показал, что кислород в нем отсутствует т.е. полностью расходуется на окисление нефти в процессе фильтрации воды по пласту.

Силы, удерживающие остаточную нефть, и возможности их преодолевания. Остаточные запасы нефти ввиду макронеоднородности пластов, обусловлены малой или нулевой скоростью фильтрации нефти в слабопроницаемых зонах, слоях, пропластках и линзах, причем, это в большей степени вызвано загрязнением, кольматацией призабойных зон при бурении и нагнетании воды.

Главные силы, действующие в пласте, насыщенном двумя или более подвижными фазами – поверхностные, вязкостные, гравитационные и упругие силы.

Поверхностные или капиллярные силы создают на границе жидких фаз давление порядка 0,01 – 0,3 МПа. Величина поверхностных сил определяется смачиваемостью породы и микронеоднородностью пористой среды, размером пор и поровых каналов.

Вязкостные силы (гидродинамическое сопротивление) пропорционально вязкости нефти. В очень медленных процессах переформирования насыщенности пластов нефти и водой незначительно (т.к. нет отклонений от закона Дарси).

Гравитационные силы создают постоянно действующий градиент давления, численно равный разности плотностей нефти, газа и воды. Величина этого градиента может составлять 0,1 – 10 МПа/м. Его действие приводит к всплытию воды в нефти или газа в нефти.

Упругие силы пластов, проявляющиеся при снижении пластового давления, вызывают уменьшение трещин и, следовательно, способствуют остаточной нефтенасыщенности.

oilloot.ru