Расчет (оценка) коэффициента извлечения нефти
На основе обобщения опыта длительно разрабатываемых месторождений Урало-Поволжья и Западной Сибири с применением методов многомерного регрессионного анализа получены следующие зависимости [13]:
а) для терригенных коллекторов при водонапорном режиме
КИН = 0,195–7,8µ0.10–3 + 0,082ℓgK +
+ 1,46t0.10–3 +3,9h.10–3 + 0,180Кп –
– 0,054Нвнз + 0,275Sн – 0,86S.10–3. (1)
Здесь 
– относительная вязкость, отношение вязкости нефти к вязкости вытесняющего агента (воды); K – средняя проницаемость пласта в мкм2, t0 – начальная пластовая температура в оС; h – средняя эффективная нефтенасыщенная толщина пласта в м; Кп – коэффициент песчанистости в долях единицы; Нвнз – отношение балансовых запасов нефти в водонефтяной зоне к балансовым запасам всей залежи в долях единицы; Sн – начальная нефтенасыщенность пласта в долях единицы; S – плотность сетки скважин, выражена через отношение общей площади залежи к числу всех эксплуатационных скважин, га/скв;
б) для карбонатных коллекторов при водонапорном режиме
КИН = 0,405–2,8µн × 10–3 + 0,052ℓgK·103+
+ 0,139Кп – 0,15ℓgКр – 0,22S.10–3 (2)
В этом уравнении Кр – коэффициент расчлененности в долях единицы; µн – вязкость нефти в пластовых условиях, мПа с; остальные обозначения прежние.
1.2. Характеристика основных показателей
разработки нефтяного месторождения
К основным технологическим показателям, характеризующим процесс разработки нефтяного месторождения (залежи), относятся: годовая и накопленная (с начала разработки) добыча нефти, жидкости, газа; темпы отбора нефти – от начальных и остаточных извлекаемых запасов нефти; отбор нефти от извлекаемых запасов; коэффициент нефтеотдачи; среднегодовая обводненность добываемой продукции; годовая и накопленная закачка агента (воды); компенсация отбора жидкости закачкой воды – годовая и накопленная; фонд добывающих и нагнетательных скважин; среднегодовые дебиты добывающих скважин по нефти и жидкости; среднегодовая приёмистость нагнетательных скважин; пластовое давление.
|
|
|
По методике В.Д. Лысенко [9] следует определить:
1) годовую добычу нефти qt , т/год; 2) количество скважин nt добывающих и нагнетательных:
, (3)
(4)
где t – порядковый номер расчётного года (t = 1, 2, 3, 4, 5); q0 – добыча нефти за год, предшествующий расчётному, в нашем примере за 10-й год; e = 2,718 – основание натуральных логарифмов; Qост – остаточные извлекаемые запасы нефти (разность между начальными извлекаемыми запасами и накопленной добычей нефти на начало расчётного года, в нашем примере за 10-й год); n0 – количество скважин на начало расчётного года; T – средний срок эксплуатации скважины, лет; при отсутствии фактических данных за T можно принять нормативный срок амортизации скважины (20 лет).
|
|
|
3. Годовой темп отбора нефти t низ – отношение годовой добычи нефти qt к начальным извлекаемым запасам нефти Qн.и.з, %:
tн.и.з = qt / Qн.и.з, (5)
4. Годовой темп отбора нефти от остаточных (текущих) извлекаемых запасов – отношение годовой добычи нефти (qt) к остаточным извлекаемым запасам (Qо.и.з), %:
tо.и.з = qt / Qо.и.з. (6)
Остаточные извлекаемыми запасы нефти (Qн.и.з) определяются как разность между начальными извлекаемыми запасами и накопленной добычей нефти (Qнак) за предыдущий год.
5. Добыча нефти с начала разработки (накопленный отбор нефти (Qнак) – сумма годовых отборов нефти на текущий год.
6. Отбор нефти от начальных извлекаемых запасов – отношение накопленного отбора нефти Qнак к Qн.и.з, %:
СQ = Qнак / Qн.и.з. (7)
7. Коэффициент нефтеотдачи (КИН) или нефтеизвлечения – отношение накопленного отбора нефти Qнак к начальным геологическим или балансовым запасам Qбал, дол. ед.:
КИН = Qнак / Qбал. (8)
|
|
|
8. Добыча жидкости за год qж. Годовую добычу жидкости на перспективный период можно принять постоянной на уровне фактически достигнутой на 10-й год (с учетом п. 20).
9. Добыча жидкости с начала разработки Qж – сумма годовых отборов жидкости на текущий год.
10. Среднегодовая обводнённость продукции скважин W, %, – отношение годовой добычи воды qв к годовой добыче жидкости qж:
W = qв / qж. (9)
11. Закачка воды за год (qзак) на перспективный период принимается в объёмах, обеспечивающих 
накопленную компенсацию отбора жидкости на 20-й год разработки в размере 110–120 %.
12. Закачка воды с начала разработки Qзак – сумма годовых закачек воды (qзак) на текущий год.
13. Компенсация отбора жидкости закачкой воды за год (текущая), % – отношение годовой закачки воды qзак к годовой добыче жидкости qж:
Кг = qзак / qж. (10)
14. Компенсация отбора жидкости закачкой воды с начала разработки (накопленная компенсация), %, – отношение накопленной закачки воды Qзак к накопленному отбору жидкости Qж:
Кнак = Qзак / Qж. (11)
15. Добыча нефтяного попутного газа за год определяется путем умножения годовой добычи нефти qt на газовый фактор:
|
|
|
qгаз = qt × Гф. (12)
16. Добыча нефтяного попутного газа с начала разработки – сумма годовых отборов газа.
17. Среднегодовой дебит одной добывающей скважины по нефти – отношение годовой добычи нефти qг к среднегодовому количеству добывающих скважин nдоб и количеству дней в году Тг, с учётом коэффициента эксплуатации добывающих скважин Кэ.д:
qскв.д = qг / nдоб Тг Кэ.д, (13)
где Кэ.д равен отношению отработанных всеми добывающими скважинами дней (суток) в течение календарного года к количеству этих скважин и количеству календарных дней (суток) в году, Кэ.д = 0,98.
18. Среднегодовой дебит одной добывающей скважины по жидкости – отношение годовой добычи жидкости qж к среднегодовому количеству добывающих скважин nдоб и количеству дней в году Тг, с учётом коэффициента эксплуатации добывающих скважин Кэ.д.
19. Среднегодовая приёмистость одной нагнетательной скважины – отношение годовой закачки воды qзак к среднегодовому количеству нагнетательных скважин nнаг и количеству дней в году Тг, с учётом коэффициента эксплуатации нагнетательных скважин Кэ.н:
qскв.н = qзак / nнаг Тг Кэ.н, (14)
где Кэ.н равен отношению отработанных всеми нагнетательными скважинами дней в течение календарного года к количеству этих скважин и количеству календарных дней в году.
20. Пластовое давление на 20-й год разработки имеет тенденцию к снижению, если накопленная компенсация менее 120 %; если накопленная компенсация в пределах от 120 до 150 %, то пластовое давление близко или равно начальному; если накопленная компенсация более 150 %, то пластовое давление имеет тенденцию к увеличению и может быть выше начального.
График разработки
График строится по фактическим (первые 10 лет) и расчетным показателям разработки на последующие 10 лет и отражает динамику следующих показателей:
1) добыча нефти, тыс. т в год;
2) добыча жидкости, тыс. т в год;
3) среднегодовая обводнённость добываемой жидкости, % вес;
4) закачка воды, тыс. м3 в год;
5) среднегодовой фонд добывающих скважин, шт;
6) среднегодовой фонд нагнетательных скважин, шт;
7) накопленная (с начала разработки) компенсация отбора жидкости закачкой воды, %;
8) пластовое давление, МПа.
1.4. Расчет запасов газа в залежи по методу
снижения пластового давления при газовом режиме
Сущность метода состоит в следующем. По данным кратковременного периода эксплуатации месторождения строят график зависимости средневзвешенного по объёму газовой залежи пластового давления от суммарного количества отобранного газа для определённого периода времени.
Имеется пластовая газовая залежь. Режим пласта – газовый, движение газа в пласте – изотермическое; расположение скважин – равномерное; темп отбора газа из залежи – постоянный. Разработка залежи проводится до снижения пластового давления – 0,1 МПа. Необходимо определить извлекаемые и балансовые запасы природного газа, среднегодовой темп отбора газа и продолжительность разработки месторождения.
Путем экстраполяции графика до оси абсцисс определяют извлекаемые запасы газа или используют соотношение
(15)
где Qзап – начальные извлекаемые запасы газа, млн м3; Qдоб (t) – добыча газа с начала разработки за определённый период времени (например за 5 лет) млн м3 (приведён в прил. 5); Pнач – давление в залежи начальное, МПа; Pср(t) – средневзвешенное давление в залежи на период времени извлечения объёма газа (например, за 5 лет), Pср(t) = 0,9 Рнач, МПа; aнач и aср(t) – поправки на отклонение свойств реального газа по закону Бойля-Мариотта от свойств идеальных газов (соответственно для давлений Pнач и Pср(t)).
Поправка 
, где 
– коэффициент сверхсжимаемости газа, определяется по экспериментальным кривым Брауна-Катца. Для упрощения расчетов условно принимаем zнач = 0,65, zср(t) = 0,66, величина которого соответствует давлению Pср(t). Для расчета принимаем Кг.о = 0,8. Отбор газа за 5 лет и начальное пластовое давление приведены в прил. 5.
1.5. Пример расчета показателей разработки
нефтяного месторождения
1.5.1. Исходные геологические данные для решения задач
Перечень исходных геологических данных по каждому варианту приведён в прил. 5. Для нашего примера (вариант 72 в данном приложении не показан) приняты следующие данные:
Тип коллектора – карбонатный (К).
Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина hн – 12 м.
Среднее значение коэффициента пористости m – 0,14 доли единицы.
Среднее значение коэффициента проницаемости K – 0,432 мкм2.
Начальное значение нефтенасыщенности пор Sн – 0,68 доли единицы.
Коэффициент песчанистости Kп – 0,2 доли единицы.
Коэффициент расчлененностости Kр – 26,6 доли единицы.
Начальная пластовая температура t0 – 24 оС.
Начальное пластовое давление Р0 – 18,4 МПа.
Давление насыщения пластовой нефти газом Рнас – 10,47 МПа.
Размер водонефтяной зоны Н – 1,0 доли единицы.
Плотность нефти в пластовых условиях rпл – 870 кг/м3.
Плотность дегазированной нефти rдег – 899 кг/м3.
Динамическая вязкость пластовой нефти μпл – 13,75 мПа·с.
Динамическая вязкость дегазированной нефти μдег – 44,33 мПа·с.
Газовый фактор Гф – 37 м3/т.
Объёмный коэффициент пластовой нефти b – 1,088 доли единицы.
Начальные извлекаемые запасы нефти Qизв. – 3035 тыс. т.
Балансовые (геологические) запасы нефти Qбал – 10117 тыс. т.
Коэффициент вытеснения Kвыт – 0,59 доли единицы.
Годовая добыча нефти за первый год Qн – 46,5 тыс/год.
Годовая добыча жидкости за первый год Qж – 56,0 тыс/год.
Годовая закачка агента (воды) за первый год Qзак – 120 тыс/год.
Количество добывающих скважин на конец года Nдоб – 8.
Количество нагнетательных скважин на конец года Nнагн – 2.
Среднее пластовое давление на конец года Рпл – 18,4 МПа.
Плотность сетки скважин S – 36 га/скв.
Добыча (отбор) газа за 5 лет – 775,2 млн м3.
Для расчета дебита одной добывающей скважины по нефти, по жидкости и приёмистости нагнетательной скважины принимать число работы скважины в году – 350 дней.
1.5.2. Расчет (оценка) коэффициента извлечения нефти
Для карбонатных коллекторов при водонапорном режиме
КИН = 0,405 – 0,0028µн + 0,052ℓgK · 103 + 0,139Кп –
– 0,15ℓgКр – 0,00022S.
Здесь, µн – вязкость нефти в пластовых условиях, мПа с; K – средняя проницаемость пласта в мкм2, Кп – коэффициент песчанистости в долях единицы, Кр – коэффициент расчлененности в долях единицы, S – плотность сетки скважин, выражена через отношение общей площади залежи к числу всех пребывших в эксплуатации скважин, га/скв.
Пример расчета:
КИН = 0,405 – 0,0028 × 13,75 + 0,052ℓg 0,432 × 103 +
+ 0,139 × 0,2 – 0,15 × ℓg26,6 – 0,00022 × 36 =
= 0,405 – 0,0385 + 0,052 × 2,63548 + 0,0278 – 0,15 × 1,42488 – 0,00792 =
= 0,405 – 0,0385 + 0,13704 + 0,0278 – 0,21373 – 0,00792 = 0,30964.
Принимаем расчетный КИН 0,31, что близко к утвержденному значению.
1.5.3. Расчет запасов природного газа по формуле
и расчет извлекаемых запасов графическим методом
Путем экстраполяции графика Qзап = f (Pср(t)) до оси абсцисс определяют извлекаемые запасы газа или используя соотношение
где Qзап – начальные извлекаемые запасы газа, млн м3; Qдоб (t) – добыча газа с начала разработки за определённый период времени (например, за 5 лет) млн м3 (приведён в прил. 4); Pнач – давление в залежи начальное, МПа; Pср(t) – средневзвешенное давление в залежи на период времени извлечения объёма газа (например, за 5 лет); Pср(t) = 0,9 Рнач, МПа; aнач и aср(t) – поправки на отклонение свойств реального газа по закону Бойля-Мариотта от свойств идеальных газов (соответственно для давлений Pнач и Pср(t)). Поправка 
, где 
– коэффициент сверхсжимаемости газа, определяется по экспериментальным кривым Брауна-Катца. Для упрощения расчетов условно принимаем zнач = 0,65, zср(t) = 0,66, величина которого соответствует давлению Pср(t). Для расчета принимаем Кго = 0,8. Отбор газа за 5 лет и начальное пластовое давление приведены в прил. 5.
Примеры определения показателей по запасам газа представлены в табл. П1.
Таблица П1.1
Определение показателей по запасам газа
| № п/п | Наименование показателя | Обозначение | Величина | Единицы измерения |
| 1 | Начальное пластовое давление | Рпл | 18,4 | МПа |
| 2 | Отбор газа за 5 лет | ΣQгаза | 775,2 | млн м3 |
| 3 | Принятый коэффициент газоотдачи | Кго | 0,8 | дол. ед. |
| 4 | Извлекаемые запасы газа | V извл. газа | 6832,8 | млн м3 |
| 5 | Балансовые запасы газа | Qбал. газа | 8541 | млн м3 |
| 6 | Среднегодовой темп отбора газа | Тгаз | 2,3 | % |
| 7 | Продолжительность разработки | t | 44 | год |
2. Выводы по результатам расчётов
Максимальная годовая добыча нефти достигнута на третий год разработки и равна 419,2 тыс. т (см. прил. 6). Накопленная добыча нефти на последний расчётный год разработки равна 2685,6 тыс. т, что составляет 88,5 % от начальных извлекаемых запасов; КИН на последний расчетный год – 0,265 дол.ед; максимальный годовой темп отбора нефти от начальных извлекаемых запасов – 13,8 %, на последний расчетный год 1,2 %; обводнённость добываемой продукции – 91,7 %; годовая закачка воды – 570 тыс.м3; компенсация отбора жидкости закачкой воды текущая и накопленная составляют соответственно 130 и 119 %; средние дебиты добывающих скважин по нефти и жидкости равны соответственно 2,8 и 34,1 т/сут; средняя приёмистость одной нагнетательной скважины – 159,2 м3/сут; текущее пластовое давление – 18,3 МПа, что ниже начального на 0,1 МПа. Рассматриваемый объект находится на четвертой стадии разработки. Характеристика стадий разработки нефтяных месторождений приведена в табл. П2.2.
Балансовые (геологические) запасы газа равны 8541 млн м3, извлекаемые запасы газа 6832,8 млн м3. Среднегодовой темп отбора газа 2,3 %. Продолжительность разработки газовой залежи – 44 года.
Таблица П2.2
Характеристика стадии разработки нефтяных месторождений
| Характеристика стадий | Единицы | Краткая формула | Стадии разработки | |||
| I | II | III | IV | |||
| Годовой темп отбора нефти для мелких месторождений с извлекаемыми запасами менее 10 млн т Для крупных месторождений с извлекаемыми запасами более 10 млн т | % | Т = Qн.г /Qнач.извл | 1–10 | 5–12 | 6–1 | 1–0,05 |
| % | Т = Qн.г /Qнач.извл | 0,5–3 | 3–5 | 3–1 | 1–0,05 | |
| Отбор от извлекаемых запасов на конец стадии | % | Q = ΣQдоб.н.с нач.разр /Qнач.извл.зап | 5–7 | 15 | 70–80 | 100 |
| Обводнённость продукции | % | W = Vводы/Vж | 0–1 | 1–5 | 70–80 | 98 |
| Нефтеотдача (КИН) в терригенных коллекторах | Дол. ед. | КИН = ΣQдоб.н.с нач. разр./ Qбал | 0,05 | 0,07–0,1 | 0,3–0,4 | 0,5–0,6 |
| Нефтеотдача (КИН) в карбонатных коллекторах | Дол. ед. | КИН = ΣQдоб.н.с нач. разр./ Qбал | 0,03 | 0,05 | 0,25 | 0,3–0,4 |
| Компенсация отбора жидкости закачкой воды, текущая | % | K = Qзак. год/Qотб. ж. год | – | 10–15 | 120–150 | 50–100 |
| Компенсация отбора жидкости закачкой воды, накопленная | % | ΣK = ΣQзак воды/ΣQ отб. ж | – | 5 | 100–120 | 120 |
| Характеристика стадий | Единицы | Краткая формула | Стадии разработки | |||
| I | II | III | IV | |||
| Число добывающих скважин | Доля от max числа, % | n = nгод/nmax | 80 | 100 | 80 | 20 |
| Число нагнетательных скважин | Доля от max числа, % | n = nгод/nmax | – | 1–5 | 100 | 20 |
| Пластовое давление | Доля от начального, % | Рпл= Рi/Рнач | 100 | 70–80 | 90–100 | 90–120 |
| Продолжительность стадии для мелких – для крупных месторождений | Лет | 3 | 1–2 | 15–20 | 50–100 | |
| Лет | 3–10 | 3–6 | 50 | 100–150 | ||
| Годовой темп отбора жидкости | % | Т = Qж.г./Qнач.извл | 1–10 | 10–15 | 10–30 | 5–10 |
| Годовая закачка воды | Доля от max числа, % | Qзак год /Qзак max | – | 50 | 100 | 20 |
| Темп закачки воды | % | Т = Qзак.вод. г / Qнач.извл.зап. нефти | – | 1–5 | 10–15 | 1–5 |
Приложение 2
Министерство образования и науки РФ
ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ
Пермский национальный исследовательский политехнический университет
Дата добавления: 2018-02-15; просмотров: 6702; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!