Дать представление об обосновании коэффициента нефтеотдачи (кин) на стадии составления технологических схем но разработку нефтегазовых месторождений.

Коэффициент нефтеотдачи — главный показатель полноты из­влечения нефти из пласта. Получение максимального его зна­чения — одна из основных задач рациональной разработки неф­тяных месторождений.

Коэффициентом нефтеотдачи начинается разность между начальной и остаточной (конечной) нефтенасыщенностью, отнесённой к начальной:

Где S_он и S _ос начальная и остаточная нефтенасыщенность пласта.

На коэффициент нефтеотдачи влияют многие факторы, в частности режим работы пласта, применяемая система разработки, а также физические свойства нефти и воды. В неоднородном пласте коэффициент нефтеотдачи меньше, чем в однородном по мощности и однородном по проницаемости.

Поскольку при снижении пластового давления ниже давления насыщения вязкость нефти увеличивается, а фазовая проницаемость для нефти уменьшается, то уменьшается и коэффициент нефтеотдачи. Количественное представление об изменении нефте­отдачи в зависимости от вязкости нефти показано па рис. 1.3, а зависимость ее от содержания остаточной (связанной) воды — на рис. 1.4. При 50%-ной насыщенности пласта вода прорывается к эксплуатационным скважинам мгновенно. Фронт вытеснения нефти не возникает и движущийся вал ее не образуется. Поэтому нефтеотдача к моменту прорыва фронта вытеснения нефти по су­ществу не увеличивается.

Рис. 1.3. Зависимость нефтеотдачи при прохождении фронта вытеснения от вязкости нефти

Рис. 1.4. Зависимость нефтеотдачи к моменту прорыва воды при различной насыщенности пласта остаточной (связанной) водой:

1 — в процентах к количеству нефти в пласте; 2 — в процентах к объему порового про­странства

Усадка нефти, количество свободного газа, находящегося в пласте, также влияют па коэффициент нефтеотдачи. С одной стороны, выделившийся из раствора газ может занять часть пор, ранее занятых нефтью, и способствовать дополнительному ее извлечению из пласта при заводнении (эффект замещения), а с другой — присутствие свободного газа вызывает изменение проницаемости пористой среды для движущихся жидкостей. Эффект замещения — единственный фактор, который положительно влияет на нефтеотдачу пласта. Наконец, коэффициент нефтеотдачи зависит от параметров, характеризующих процесс вытеснения: коэффициента охвата, коэффициента полноты вытеснения и коэф­фициента эффективности вытеснения.

36. Дать представление об обосновании коэффициентов нефтеотдачи (КИН) на стадии составления технологических схем на разработку нефтегазовых месторождений.

Отношение извлекаемых запасов нефти (конденсата) к геологическим запасам определяется коэффициентом извлечения нефти (кон­денсата) из недр.

Запасы нефти, горючих газов, конденсата и содержащих­ся в них компонентов разведанных и разрабатываемых месторож­дений подлежат утверждению Государственной комиссией по за­пасам полезных ископаемых при МПР РФ (ГКЗ РФ), учитываются в государственном балансе запасов полез­ных ископаемых в РФ по результатам геологоразведочных ра­бот и разработки месторождений. Данные о запасах месторожде­ний служат основой для составления технологических схем и про­ектов их разработки, используются при разработке схем обустройства и инфраструктуры месторождений.

При определении запасов месторождений обязательному подсчету и учету подлежат запасы нефти, газа, конденсата и со­держащихся в них компонентов (этана, пропана, бутана, серы, гелия, металлов), целесообразность извлечения которых обосно­вана технологическими и технико-экономическими расчетами.

В геологических запасах нефти, нефтяного газа, конденсата и содержащихся в них имеющих промышленное значение компо­нентов выделяются и учитываются извлекаемые запасы. Под из­влекаемыми запасами понимается часть геологических запасов, ко­торая может быть извлечена из недр при рациональном исполь­зовании современных технических средств и технологий добычи с учетом допустимого уровня затрат при соблюдении требований охраны недр и окружающей среды.

Запасы нефти, газа, конденсата и содержащихся в них имеющих промышленное значение ценных компонентов по степе­ни изученности подразделяются на разведанные - категории А, В и С₁ и предварительно оцененные — категория С₂.

Подсчет запасов по месторождению (залежи) проводит­ся, как правило, в три этапа:

а) оперативный подсчет на основании фактических материа­лов бурения и испытания поисковых и разведочных скважин;

б) подсчет запасов по данным разведочного бурения и испыта­ния скважин или разведочного бурения и пробной эксплуатации (опытно-промышленной разработки залежей (их участков) с ут­верждением их ГКЗ РФ).

в) уточнение запасов в процессе разработки месторождения (залежи) с учетом данных эксплуатационного бурения и дополни­тельно пробуренных разведочных скважин с целью перевода за­пасов в другие категории, с переутверждением их в ГК3 РФ при изменении геологических и извлекаемых запасов (категорий А+В+С₁)) более чем на 20%.

На разрабатываемых месторождениях по данным разра­ботки, бурения и исследования добывающих и нагнетательных скважин, а в необходимых случаях - по данным доразведки долж­ны производиться перевод запасов категорий С₁ и С₂ в категории В и А, их списание с баланса нефтегазодобывающих предприятий.

Списание не подтвердившихся и добытых из недр (с учетом нормируемых потерь) запасов нефти, горючих газов, конденсата и содержащихся в них ценных компонентов с баланса нефтегазо­добывающих предприятий производится по изменению их содер­жания в недрах.

В тех случаях, когда в результате доразведки, проведен­ной на разрабатываемом месторождении, геологические и извлекае­мые запасы категорий А+В+С₁ увеличатся по сравнению с ранее утвержденными ГКЗ РФ более чем на 20%, а также когда об­щее количество списанных и намечаемых к списанию в процессе разработки и при доразведке месторождения (как не подтвердив­шихся или не подлежащих отработке по технико-экономическим причинам) геологических и извлекаемых запасов категорий А+В+С₁ превышает нормативы, установленные действующим положением о порядке списания запасов полезных ископаемых с баланса пред­приятий по добыче нефти и газа, должен быть произведен пере­счет запасов и переутверждение их в ГКЗ РФ.

Подсчет и учет запасов нефти, газа, конденсата и со­держащихся в них имеющих промышленное значение компонентов производится раздельно по пластам для каждой залежи и по ме­сторождению в целом по наличию их в недрах без учета потерь при разработке месторождений. Подсчет запасов по всем зале­жам и по месторождению в целом производится с выделением за­пасов нефтяной, газовой, газонефтяной, газонефтеводяной зон.

Запасы нефти, конденсата и имеющих промышленное значение ценных компонентов подсчитываются и учитываются в единицах массы, запасы природного и нефтяного газа - в единицах объема при стандартных условиях (0,1 МПа, 293°К).

Подсчеты геологических и извлекаемых запасов нефти, га­за, конденсата и содержащихся в них ценных компонентов долж­ны производиться по принятым ГКЗ РФ методикам. Эти подсче­ты должны удовлетворять требованиям действующей классифика­ции запасов, инструкции по ее применению, инструкций по содер­жанию, оформлению и представлению в ГКЗ РФ материалов подсчета запасов и ТЭО коэффициентов извлечения нефти из недр.

Извлекаемые запасы нефти, конденсата, нефтяного га­за и содержащихся в них ценных компонентов, коэффициенты из­влечения их из недр подсчитываются и представляются в ГКЗ РФ одновременно с материалами подсчета балансовых запасов.

Извлекаемые запасы и коэффициенты извлечения из недр нефти, нефтяного газа, конденсата и содержащихся в них имеющих промышленное значение ценных компонентов опреде­ляются на основании повариантных технологических и технико-эко­номических расчетов и утверждаются ГКЗ РФ с учетом заклю­чений по ним МИНЭНЕРГО РФ (ЦКР или ТО ЦКР), МПР РФ (ЦКЗ или ТКЗ).

Порядок подсчета, рассмотрения и утверждения запасов нефти и газа регламентируется действующими положениями и инструкциями. Запасы сопутствующих компонентов учитываются на основании отдельных инструкций.

Приемка и передача разведанных месторождений (зале­жей) для опытных работ или промышленного освоения произво­дится в соответствии с требованиями действующего Положения о порядке передачи разведанных месторождений полезных ископае­мых для промышленного освоения.

37.Как обосновываются коэффициенты вытеснения, коэффициенты охвата воздействием и коэффициенты заводнения

Обоснование коэффициентов вытеснения и коэффициентов охвата при проектировании систем раз-ки нефтяных месторождений.

Как уже отмечалось, в России нефтяные месторождения разрабатывают в основном с искусственным воздействием на пласт. При нагнетании в пласт воды (или другого рабочего агента) вытеснение нефти к забоям добывающих скважин и дренирование залежи в целом происходит практически только за счет энергии закачки. В этих условиях особо важное значение приобретает оценка степени охвата продуктивного объема процессом вытеснения нефти. Охваченной процессом вытеснения считают ту часть эксплуатационного объекта, где в результате поступления в пласты нагнетаемой воды не происходит снижения пластового давления, благодаря чему скважины эксплуатируются с устойчивыми дебитами, соответствующими продуктивной характеристике перфорированных пластов.

Коэффициент вытеснения -это отношение кол-ва нефти вытесненной из пласта при длительной интенсивной промывке к начальному кол-ву нефти в этом же объеме пласта, зависит от св-в вытесняющего агента и характеризует долю подвижных запасов в пласте.

Квыт=Vвыт/ Vнач.о.

Коэффициент вытеснения, в процессе разработки с применением заводнения, зависит от:

1) Минералогического состава и микроструктуры гор.пород.

2) Отношения вязкости нефти к вязкости воды.

3) Структурно-механических свойств нефти, их зависимостей от температуры пластов

4) Смачиваемости пород и характера проявления капиллярных сил

5) Скорости вытеснения нефти водой

Коэффициент охвата -это отношение объема дренируемых запасов нефти; к подвижным. Явл-ся более трудно обосновываемым. Показатель, характеризующий долю дренируемых запасов из подвижных.Он может уточнен по результатам комплексных исследований промыслово-геофизическими методами. Он зависит от:

1) Физических свойств и геологической неоднородности разрабатывемого пласта в целом

2) Параметров системы разработки месторождения

3) Использования наклонно направленных скважин, скважин с разветвленными стволами, а также от применения ГРП

4) Давления на забоях скважин, применения методов воздействия на ПЗП и совершенства вскрытия пластов

5) Применения способов и технических средств эксплуатации скважин

6) Применения методов управления процессом разработки мест-ия путем частичного изменения с-мы разработки или без изменения с-мы разработки

Коэффициент заводнения -это отношение накопленной добычи нефти к дренируемым запасам. Характеризует ту часть дренируемых запасов, которую возможно добыть. Коэффициент заводнения, в соответствии с его определением будет непрерывно возрастать, поскольку по мере закачки в пласт воды объем заводненной области непрерывно увеличивается.