Коэффициент извлечения свободного газа
В соответствии с Классификацией запасов для свободного газа в РФ подсчитываются только геологические запасы, подразумевая, что КИГ равен единице. Однако опыт разработки газовых и газоконденсатных месторождений показывает, что в среднем полного извлечения газа из недр не достигается. По данным обобщения сведений по залежам, законченным разработкой, КИГ для залежей с газовым режимом составляет 0,92. для залежей, работавших на упруговодонапорном режиме – 0,87.
Наиболее достоверно КИГ может быть оценен для залежей с газовым режимом в зависимости от конечного пластового давления. Для газовых залежей с упруговодонапорным режимом его величину следует рассматривать в непосредственной связи с процессами вытеснения газа пластовой водой, внедряющейся в залежь. Поскольку каждой залежи присущи свои особенности разработки, то при подсчете начальных геологических запасов газа должен быть правильно определен природный режим залежи, что для залежей, еще не введенных в разработку, не всегда удается сделать.
Проектные коэффициенты извлечениядля залежей газоконденсатных месторождений РФ, работающих на упруговодонапорном режиме, варьируют от 0,60 до 0,85.
Порядок выполнения контрольной работы «Подсчет запасов нефтяной залежи объемным методом»
Контрольная работа выполняется студентом по индивидуальному заданию на основе исходных данных (приложение 3). Все построения выполняются на планшетах формата А4 в едином масштабе.
|
|
|
В ходе выполнения подсчета геологических запасов залежи нефти объемным методом необходимо последовательно построить следующий набор карт:
· по кровле продуктивного пласта с нанесением внешнего контура нефтеносности ВНК;
· по подошве продуктивного пласта с нанесением внутреннего контура ВНК;
· эффективных толщин;
· нефтенасыщенных толщин.
Структурная карта отображает геологическое строение, морфологию, размеры, глубину залегания картируемого горизонта. На криволинейных участках изгиба изогипс простирание в любой точке направлено по касательной к данной точке, а падение – перпендикулярно к ней. При уменьшении углов падения пластов изогипсы будут расходиться и, наоборот, при увеличении углов падения будут сближаться.
Эффективная толщина (толщина коллектора, насыщенного нефтью или водой), определяется разницей отметок подошвы и кровли проницаемого интервала.
Нефтенасыщенная толщина (толщина коллектора, насыщенного только нефтью) может быть равна эффективной, если весь пласт насыщен нефтью, или быть меньше, когда часть коллектора водонасыщена.
Рис.15.Построение структурной карты по способу треугольников
|
|
|
В числителе дроби – номер скважины,
в знаменателе – абсолютная отметка кровли (подошвы) пласта.
Построение структурных карт по кровле и подошве продуктивного пластавыполняется в системе плоских прямоугольных координат Гаусса-Крюгера методом треугольников. Сечение изогипс принимается кратной 10 метрам. При проведении интерполяции значений абсолютных отметок между двумя соседними скважинами предполагается, что их изменение происходит по линейному закону.
На топографическую основу по координатам наносится местоположения скважин (рис.15). Рядом со скважиной показывают: в числителе – номер скважины, в знаменателе – абсолютную отметку кровли пласта. Способ для составления структурных карт состоит в том, что скважины соединяют линиями так, чтобы образовалась система треугольников. Затем проводят интерполяцию между скважинами. Если абсолютная отметка кровли пласта в скважине 1 (рис.15) составляет минус 593 м и в скважине 15 – минус 625 м, то интерполяция проводится таким образом, чтобы найти точки с отметками изогипс: – 600 м; – 610 м; – 620 м. Затем одноименные отметки соединяют плавными линиями.
На рис.16, 17 приведены структурные карты, построенные по кровле и подошве продуктивного пласта. Задаваясь данными из прил.3, на структурные карты кровли и подошвы пласта наносят изогипсу с горизонтальным положением водонефтяного контакта (минус 1985 м – на рис.16, 17). Изогипса отметки ВНК на карте кровли продуктивного пласта является внешним контуром нефтеносности, ограничивая размеры нефтяной залежи. Изогипса отметки ВНК на карте подошвы продуктивного пласта является внутренним контуром нефтеносности, ограничивая размеры чистой нефтяной зоны (ЧНЗ) залежи.
|
|
|
Площадь между внутренним и внешним контурами нефтеносности составляет водо-нефтяную зону (ВНЗ), в ее пределах находятся как нефтенасыщенные (выше ВНК), так и водонасыщенные (ниже ВНК) коллекторы. При перфорации на всю эффективную толщину скважины, находящиеся в ВНЗ, дают одновременно нефть и воду. Поэтому для скважин в ВНЗ перфорируют только верхнюю нефтенасыщенную часть.
Карта эффективных толщин(рис.18)строится путем интерполяции значений толщин коллекторов в скважинах. Сечение изопахит принимается в зависимости от толщин кратной 1-му или 2-м метрам. Далее на карту эффективных толщин копируют внешний и внутренний контуры нефтеносности, снятых со структурных карт кровли и подошвы. Эта карта имеет важное значение при проектировании системы заводнения.
|
|
|
Масштаб 1:75000
Рис.16. Структурная карта по кровле продуктивного пласта
Условные обозначения:
- стратоизогипса кровли пласта
- внешний контур нефтеносности
|
| - | номер скважины |
| абсолютная отметка кровли пласта |
Масштаб 1:75000
Рис.17. Структурная карта по подошве продуктивного пласта
Условные обозначения:
- стратоизогипса подошвы пласта
- внутренний контур нефтеносности
|
| - | номер скважины |
| абсолютная отметка подошвы пласта |
Масштаб 1:75000
Рис.18. Карта эффективных толщин
Условные обозначения:
- изолиния эффективных толщин
- внешний контур нефтеносности
- внутренний контур нефтеносности
|
| - | номер скважины |
| эффективная толщина |
Таблица 1
| F , см2 | F , м2 | hн ,м | V , м3 | |
| F1 | … | … | … | … |
| F2 | … | … | … | … |
| … | … | … | … | … |
| F3 | … | … | … | … |
| Итого: | … | … | … | … |
Построение карты нефтенасыщенных толщин (рис.19) производится следующим образом. Первоначально на планшет со структурных карт переносятся местоположение скважин, внешний и внутренний контуры нефтеносности. В пределах внутреннего контура нефтеносности полностью переносится рисовка с карты эффективных толщин, так как в пределах ЧНЗ залежи находятся только нефтенасыщенные коллекторы. После этого проводится интерполяция значений нефтенасыщенных толщин с учетом нулевой изопахиты на внешнем контуре.
Подсчет геометрического объема залежи нефтиосуществляется с помощью подсчетной палетки. Для этого на прозрачной кальке наносится сетка с ячейками 1х1 см, после чего готовится таблица по образцу (табл.1).
Например, путем наложения палетки на карту нефтенасыщенных толщин (рис.19) можно последовательно произвести расчет площадей, оконтуренных изопахитами от нуля до 4 м (F0-4), от 4 до 8 м (F4-8), от 8 до 12 м (F8-12), от 12-16 м (F12-18), от 16 до 20 м (F16-20) и более 20 м (F20). Результат для каждой рассчитанной площади вносится в графу «F, см2» таблицы 1. Затем с учетом масштаба результаты пересчитывается в м2 и вносятся в графу «F, м2».
Масштаб 1:75000
Рис.19. Карта нефтенасыщенных толщин
Условные обозначения:
- изолиния нефтенасыщенных толщин
- внешний контур нефтеносности
- внутренний контур нефтеносности
|
| - | номер скважины |
| эффективная толщина |
Далее в графу «hн, м» таблицы 1 заносятся средние значения толщин, ограниченных изолиниями расчетных площадей. Например, для площади F0-4, ограниченной изопахитами от нуля до 4, среднее значение h н=2 м. Произведение каждой площади на толщину Fh н позволяет рассчитать объем V соответствующего участка нефтеносного пласта. Геометрический объем всей залежи определяется путем их последующего суммирования:
V = F 1 h н 1 + F 2 h н 2 +…+ F n h н n
Расчет геологических запасов нефти (тыс.т) производится по формуле объемного метода:
Q геол = VК п К н rq , где
V – геометрический объем нефтеносного пласта, м3;
К п – коэффициент открытой пористости, д.е.;
К н – коэффициент нефтенасыщенности, д.е.;
r – плотность нефти на поверхности, кг/м3;
q – пересчетный коэффициент, учитывающий усадку нефти: q =1/ b;
b – объемный коэффициент пластовой нефти.
Извлекаемые запасы нефти (тыс.т) рассчитываются как часть геологических с учетом принятого коэффициента извлечения нефти:
Q изв = Q геол КИН
Геологические и извлекаемые запасы растворенного в нефти газа (млн м3) рассчитываются через начальное газосодержание нефти G:
Q геол–рг = Q геол G и Q изв–рг = Q изв G
В результирующей части контрольной работы должны быть приведены величины геологических и извлекаемых запасов для нефти (тыс.т) и растворенного в нефти газа (млн м3).
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Брагин Ю.И., Вагин С.Б., Чоловский И.П. Нефтегазопромысловая геология и гидрогеология залежей углеводородов. Справочник. М.: Недра, 2004.
2. Булыгин В.Я., Булыгин Д.В. Имитация разработки залежей нефти. – М.: Недра, 1990.
3. Гавура В.Е. Геология и разработка нефтяных и газонефтяных месторождений. - М.: ВНИИОЭНГ, 1995.
4. Галкин С.В., Поплаухина Т.Б., Распопов А.В., Хижняк Г.П. Оценка коэффициентов извлечения нефти для месторождений Пермского края на основе статистических моделей //Нефтяное хозяйство. М., 2009.№ 4,с.38-39.
5. Иванова М.М., Дементьев Л.Ф., Чоловский И.П. Нефтегазопромысловая геология и геологические основы разработки нефтяных и газовых месторождений. М.: Недра, 1985.
6. Иванова М.М., Чоловский И.П., Брагин Ю.И.,
Нефтегазопромысловая геология: Учебник для вузов. - М.: ООО "Недра-Бизнесцентр", 2000. - 414 с.
7. Каналин В.Г., Вагин СБ., Токарев М.А. Нефтегазопромысловая геология и гидрогеология. - М: Недра, 1997.
8. Лысенко В.Д. Разработка нефтяных месторождений. Теория и практика. – М.: Недра, 1996.
9. Митрофанов В.П., Хижняк Г.П. Методические рекомендации по определению коэффициента вытеснения нефти водой расчетным способом. Пермь, 1996.
10. Токарев М.А. Комплексный геолого-промысловый контроль за текущей нефтеотдачей при вытеснении нефти водой. - М: Недра, 1990.
11. Регламент составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газовых месторождений. РД 153-39-007-96. – М.; Минтопэнерго РФ, 1996. - 203 с.
Приложение 1
Дата добавления: 2019-09-13; просмотров: 1115; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!