Методы определения проектных коэффициентов извлечения нефти

Величина проектного КИН зависит от комплекса геолого-физических факторов и определяется литологическим составом коллектора, неоднородностью продуктивного пласта, проницаемостью пород, эффективной нефтенасыщенной толщиной и др. К определяющим величину КИН факторам, в первую очередь также необходимо отнести относительную вязкость нефти по воде m _о, численно равную отношению вязкостей нефти m _н и вытесняющего агента – воды m _в. Чем больше m _о  тем лучше фильтрация нефти по пласту и вытесняющая способность воды. На величину КИН оказывают влияние природный режим залежи. Кроме этого КИН определяется технологией разработки, т.е. плотностью сетки добывающих скважин, методами и способами интенсификации добычи нефти, реализацией системы поддержания пластового давления ППД и т.п.

При подсчете запасов после завершения разведки и при пересчете запасов составляется технико-экономическое обоснование коэффициента извлечения нефти ТЭО КИН. В этом документе обосновывается выбор оптимального варианта системы разработки по результатам технико-экономических расчетов нескольких вариантов. Для каждого варианта рассчитываются коэффициент извлечения и другие показатели разработки. Принимается КИН того варианта, который наиболее рационален с учетом наиболее полного извлечения запасов и технико-экономических показателей разработки.

На открытых залежах, по завершению поискового этапа, а также на стадии оценки, когда данных еще недостаточно, расчет КИН может быть обоснован на многомерных статистических моделях. Статистический метод особенно эффективен для территорий с длительным опытом разработки месторождений, где можно выделить большое количество залежей аналогов со сходными геолого-технологическими характеристиками. Статистические модели оценки КИН могут быть реализованы для схожих типов эксплуатационных объектов и территорий со сходными геолого-технологическими условиями. В качестве примера здесь можно привести успешно апробированную в условиях Пермского края зависимость оценки КИНдлятерригенных визейских залежей (разрабатываемых с системой ППД) [4]:

КИН = -0,615 + 0,0039h _н + 2,04К_п + 0,0090P _b - 0,000272S _{скв-птд} + 0,000243G+ 0,0322ПР + 0,0018СКВ_н-птд + 0,641К_выт  при R=0,71.

Диапазоны варьирования величин показателей, при которых можно выполнять расчеты: нефтенасыщенная толщина продуктивного пласта h _н – от 1 до 30 м; пористость К_п – от 0,11 до 0,24 д.е.; давление насыщения нефти P _b – от 4,5 до 17,5 МПа; начальное газосодержание нефти G – от 7 до 270 м³/т; плотность сетки скважин в проектном документе S _{скв-птд} – от 7,2 до 60 Га/скв.; содержание парафина ПР– от 1,7 до 9,8 %; проектный фонд нагнетательных скважин СКВ_н-птд – от 1 до 20 шт.; коэффициент вытеснения нефти К_выт – от 0,51 до 0,71 д.е.

Альтернативным является покоэффициентный метод, в котором проектный коэффициент извлечения нефти определяется по формуле:

КИН = К_выт К_охв К_з , где

К _выт – коэффициент вытеснения нефти водой; К_охв – коэффициент охвата пласта процессом вытеснения; К_з – коэффициент заводнения.

Коэффициент заводнения характеризует потери нефти в объеме, охваченном процессом вытеснения, из-за прекращения ее добычи по экономическим соображениям при предельно высокой обводненности продукции (обычно принимается от 95 до 99%). Недостатком покоэффициентного метода является невозможность достоверно учесть в расчетах величину К_охв, что затрудняет использование данного метода при решении реальных практических задач.

 В настоящее время обоснование КИН проводится, как правило, на геолого-технологических (гидродинамических) моделях. Их геологическая часть включает трехмерное геологическое представление залежи в виде цифровой модели. Технологическая часть включает полную информацию по эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин (интервалы перфорации, ввод в эксплуатацию, история работы во времени и т.д.)

Подсчет запасов растворенного в нефти газа

Одной из важнейших задач развития нефтегазовой отрасли России последнего времени ставится обеспечение наиболее полной утилизации (использования) попутно добываемого с нефтью газа. Потери добываемого газа для России в настоящее время чрезвычайно высоки (порядка 35% от потенциально возможной добычи попутного и свободного газа). Если в США ежегодно добывается около 80 млрд куб.м попутного газа, то в России – лишь 20 млрд куб.м, при значительном превышении добычи нефти в России. С учетом этого достоверный подсчет запасов попутного газа является обязательным при проектировании разработки современных нефтяных месторождений.

Начальные геологические запасы растворенного в нефти газа Q _{геол–рг} определяются по начальным геологическим запасам нефти Q _геол и начальному газосодержанию G, определенному по пластовым пробам при дифференциальном разгазировании:

Q _{геол–рг} = Q _геол G

На величину извлекаемых запасов газа, растворенного в нефти, Q _{изв–рг} оказывает влияние режим залежи. Поэтому начальные извлекаемые запасы газа, растворенного в нефти, определяются начальными извлекаемыми запасами нефти и ее газосодержанием:

Q _{изв–рг} = Q _извG

При водонапорном и упруго-водонапорном режимах пластовое давление в процессе разработки выше давления насыщения, в связи с чем величина газового фактора постоянная. При эксплуатации на режимах истощения пластовой энергии необходим дополнительный мониторинг изменения газового фактора в процессе разработки.

---

Дата добавления: 2019-09-13; просмотров: 690; Мы поможем в написании вашей работы!

Поделиться с друзьями:

---

---

Мы поможем в написании ваших работ!