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 + 0,180К_п –

– 0,054Н_внз + 0,275S_н – 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; К_п – коэффициент песчанистости в долях единицы; Н_внз – отношение балансовых запасов нефти в водонефтяной зоне к балансовым запасам всей залежи в долях единицы; S_н – 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 = 0,405–2,8µ_н × 10^–3 + 0,052ℓgK·10³+ 

+ 0,139К_п – 0,15ℓgК_р – 0,22S^.10^–3                    (2)

В этом уравнении К_р – коэффициент расчлененности в долях единицы; µ_н – 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 q_t , т/год; 2) количество скважин n_t 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; Q_ост – 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 q_t к начальным извлекаемым запасам нефти Q_н.и.з, %:

t_н.и.з = q_t / Q_н.и.з,                              (5)

4. Годовой темп отбора нефти от остаточных (текущих) извлекаемых запасов – отношение годовой добычи нефти (q_t) к остаточным извлекаемым запасам (Q_о.и.з), %:

t_о.и.з = q_t / Q_о.и.з.                                    (6)

Остаточные извлекаемыми запасы нефти (Q_н.и.з) определяются как разность между начальными извлекаемыми запасами и накопленной добычей нефти (Q_нак) за предыдущий год.

5. Добыча нефти с начала разработки (накопленный отбор нефти (Q_нак) – сумма годовых отборов нефти на текущий год.

6. Отбор нефти от начальных извлекаемых запасов – отношение накопленного отбора нефти Q_нак к Q_н.и.з, %:

С_Q = Q_нак / Q_н.и.з.                            (7)

7. Коэффициент нефтеотдачи (КИН) или нефтеизвлечения – отношение накопленного отбора нефти Q_нак к начальным геологическим или балансовым запасам Q_бал, дол. ед.:

КИН = Q_нак / Q_бал.                         (8)

8. Добыча жидкости за год q_ж. 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 Q_ж – сумма годовых отборов жидкости на текущий год.

10. Среднегодовая обводнённость продукции скважин W, %, – отношение годовой добычи воды q_в к годовой добыче жидкости q_ж:

W = q_в / q_ж.                                    (9)

11. Закачка воды за год (q_зак) 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 Q_зак – сумма годовых закачек воды (q_зак) на текущий год.

13. Компенсация отбора жидкости закачкой воды за год (текущая), % – отношение годовой закачки воды q_зак к годовой добыче жидкости q_ж:

К_г = q_зак / q_ж.                                 (10)

14. Компенсация отбора жидкости закачкой воды с начала разработки (накопленная компенсация), %, – отношение накопленной закачки воды Q_зак к накопленному отбору жидкости Q_ж:

К_нак = Q_зак / Q_ж.                               (11)

15. Добыча нефтяного попутного газа за год определяется путем умножения годовой добычи нефти q_t на газовый фактор:

q_газ = q_t × Г_ф.                                                           (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 q_г к среднегодовому количеству добывающих скважин n_доб и количеству дней в году Т_г, с учётом коэффициента эксплуатации добывающих скважин К_э.д:

q_скв.д = q_г / n_доб Т_г К_э.д,                        (13)

где К_э.д равен отношению отработанных всеми добывающими скважинами дней (суток) в течение календарного года к количеству этих скважин и количеству календарных дней (суток) в году, К_э.д = 0,98.

18. Среднегодовой дебит одной добывающей скважины по жидкости – отношение годовой добычи жидкости q_ж к среднегодовому количеству добывающих скважин n_доб и количеству дней в году Т_г, с учётом коэффициента эксплуатации добывающих скважин К_э.д.

19. Среднегодовая приёмистость одной нагнетательной скважины – отношение годовой закачки воды q_зак к среднегодовому количеству нагнетательных скважин n_наг и количеству дней в году Т_г, с учётом коэффициента эксплуатации нагнетательных скважин К_э.н:

q_скв.н = q_зак / n_наг Т_г К_э.н,                            (14)

где К_э.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 Q_зап – начальные извлекаемые запасы газа, млн м³; Q_{доб (t)} – добыча газа с начала разработки за определённый период времени (например за 5 лет) млн м³ (приведён в прил. 5); P_нач – давление в залежи начальное, МПа; P_ср(t) – средневзвешенное давление в залежи на период времени извлечения объёма газа (например, за 5 лет), P_ср(t) = 0,9 Р_нач, МПа; a_нач и a_ср(t) – поправки на отклонение свойств реального газа по закону Бойля-Мариотта от свойств идеальных газов (соответственно для давлений P_нач и P_ср(t)).

Поправка , где  – коэффициент сверхсжимаемости газа, определяется по экспериментальным кривым Брауна-Катца. Для упрощения расчетов условно принимаем z_нач = 0,65, z_ср(t) = 0,66, величина которого соответствует давлению P_ср(t). Для расчета принимаем К_г.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 h_н – 12 м.

Среднее значение коэффициента пористости m – 0,14 доли единицы.

Среднее значение коэффициента проницаемости K – 0,432 мкм².

Начальное значение нефтенасыщенности пор S_н – 0,68 доли единицы.

Коэффициент песчанистости K_п – 0,2 доли единицы.

Коэффициент расчлененностости K_р – 26,6 доли единицы.

Начальная пластовая температура t₀ – 24 ^оС.

Начальное пластовое давление Р₀ – 18,4 МПа.

Давление насыщения пластовой нефти газом Р_нас – 10,47 МПа.

Размер водонефтяной зоны Н – 1,0 доли единицы.

Плотность нефти в пластовых условиях r_пл – 870 кг/м³.

Плотность дегазированной нефти r_дег – 899 кг/м³.

Динамическая вязкость пластовой нефти μ_пл – 13,75 мПа·с.

Динамическая вязкость дегазированной нефти μ_дег – 44,33 мПа·с.

Газовый фактор Г_ф – 37 м³/т.

Объёмный коэффициент пластовой нефти b – 1,088 доли единицы.

Начальные извлекаемые запасы нефти Q_изв. – 3035 тыс. т.

Балансовые (геологические) запасы нефти Q_бал – 10117 тыс. т.

Коэффициент вытеснения K_выт – 0,59 доли единицы.

Годовая добыча нефти за первый год Q_н – 46,5 тыс/год.

Годовая добыча жидкости за первый год Q_ж – 56,0 тыс/год.

Годовая закачка агента (воды) за первый год Q_зак – 120 тыс/год.

Количество добывающих скважин на конец года N_доб – 8.

Количество нагнетательных скважин на конец года N_нагн – 2.

Среднее пластовое давление на конец года Р_пл – 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 – 0,0028µ_н + 0,052ℓgK · 10³ + 0,139К_п –
– 0,15ℓgК_р – 0,00022S.

Здесь, µ_н – вязкость нефти в пластовых условиях, мПа с; K – средняя проницаемость пласта в мкм², К_п – коэффициент песчанистости в долях единицы, К_р – 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 Q_зап = f (P_ср(t)) до оси абсцисс определяют извлекаемые запасы газа или используя соотношение

где Q_зап – начальные извлекаемые запасы газа, млн м³; Q_{доб (t)} – добыча газа с начала разработки за определённый период времени (например, за 5 лет) млн м³ (приведён в прил. 4); P_нач – давление в залежи начальное, МПа; P_ср(t) – средневзвешенное давление в залежи на период времени извлечения объёма газа (например, за 5 лет); P_ср(t) = 0,9 Р_нач, МПа; a_нач и a_ср(t) – поправки на отклонение свойств реального газа по закону Бойля-Мариотта от свойств идеальных газов (соответственно для давлений P_нач и P_ср(t)). Поправка , где – коэффициент сверхсжимаемости газа, определяется по экспериментальным кривым Брауна-Катца. Для упрощения расчетов условно принимаем z_нач = 0,65, z_ср(t) = 0,66, величина которого соответствует давлению P_ср(t). Для расчета принимаем К_го = 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 воды/ΣQ 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: 6702; Мы поможем в написании вашей работы!

Поделиться с друзьями:

---

---

Мы поможем в написании ваших работ!