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 Nдоб8.

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
измерения

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 водыQ отб. ж 5 100–120 120

 

 

Характеристика стадий

Единицы
измерения

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: 3551;