Тема 1 Полнота извлечения нефти из пластов и факторы, влияющие на нефтеотдачу пластов
1.1 Понятие о коэффициентах, характеризующих нефтеотдачу пластов
Коэффициент вытеснения — предельная величина нефтеотдачи, которую можно достичь в лабораторных условиях с помощью данного рабочего агента при длительной промывке образца породы.
,
где ηвыт. — коэффициент вытеснения, доли единицы;
Vвыт.н. — объем нефти, вытесненной рабочим агентом (водой) из образца горной породы, м 3 ;
Vп.н. — первоначальный объем нефти, содержащийся в образце породы, м 3 .
Коэффициент текущей нефтеотдачи (выработки) вводится для оценки выработки запасов нефти в условиях водонапорного режима:
,
где ηт — коэффициент текущей нефтеотдачи, доли единицы;
Qдоб.н. — добытое количество нефти из заводненной части пласта на любую дату, тыс.т;
Qбал. — начальные балансовые запасы нефти в пределах заводненной части пласта, тыс.т.
Коэффициент использования запасов Ки (процент отбора от геологических запасов) — относительная величина, показывающая, какая часть объема нефти извлечена из залежи, не выработанной до предела экономической рентабельности. Характеризует процесс извлечения нефти из залежи во времени.
Конечный коэффициент нефтеотдачи характеризует завершенный процесс выработки залежи, определяется как:
,
где ηт — конечный коэффициент нефтеотдачи, доли единицы;
Qизвл. — извлекаемые запасы нефти при условии эксплуатации залежи до предела экономической рентабельности, тыс.т;
Qбал. — начальные балансовые запасы нефти залежи, тыс.т.
Как известно, коэффициент нефтеотдачи состоит из коэффициентов вытеснения, охвата, сетки скважин. Коэффициент нефтеотдачи можно оценить по методу БашНИПИнефть
(4)
Под коэффициентом вытеснения понимают отношение объема нефти, вытесненной из области пласта, занятой рабочим агентом (водой или газом) к начальному содержанию нефти в этой же области. Коэффициент вытеснения представляет собой величину нефтеотдачи, которую можно достичь с помощью данного рабочего агента при длительной промывке образца породы. Коэффициент — безмерная величина, зависит от многих параметров.
Коэффициент вытеснения нефти водой для разных пластов изменяется в очень широких пределах. Наименьшие его значения в 54–58% зафиксированы в полимиктовых гидрофильных коллекторах месторождений Западной Сибири, в слабопроницаемых зонах залежей Самотлорского и других месторождений. В высокопроницаемых полимиктовых коллекторах и в центральных зонах залежей доля вытесняемой водой нефти достигает 70–75%, а в кварцевых, слабоглинистых коллекторах месторождений Урало-Поволжья вытесняемая часть нефти превышает 80–85%. В гидрофобных и гидрофобизированных коллекторах коэффициент вытеснения существенно меньше, чем в гидрофильных пластах и в среднем составляет около 60–70%.
Под коэффициентом охвата понимается отношение объема породы, охваченной вытеснением, ко всему объему нефтесодержащей породы. Он характеризует потери нефти в неохваченных дренированием и заводнением зонах слабопроницаемых включений, которые контактируют непосредственно с обводненными слоями и зонами, либо отделены от них непроницаемыми линзами и слоями. Коэффициент охвата на практике может достигать 65% (идеальный случай, когда коэффициент охвата равен 1).
Коэффициент охвата пласта заводнением — показатель, изменяющийся во времени и возрастающий в пространстве (объеме) залежей — по мере продвижения водонефтяных контактов в пласте, и от фронта заводнения к контуру нагнетания, а в среднем по мере увеличения объема прокачки жидкости по пласту. Практически на многих месторождениях при помощи специальных скважин зафиксировано послойное обводнение монолитных пластов с последовательным охватом водой слоев разной проницаемости. Поэтому значения коэффициента охвата необходимо фиксировать к определенной стадии разработки залежей. Охват пластов заводнением к моменту прорыва воды в скважины колеблется в очень широких пределах (от 10–15 до 75–85%), в зависимости от слоистой неоднородности пластов и вязкости нефти. Охват пластов на всех стадиях разный в различных сечениях пласта и уменьшается от линии нагнетания воды к линии отбора нефти в связи с уменьшением объема прокачиваемой воды через удаленные зоны.
Коэффициент сетки скважины характеризует удельную площадь дренирования, приходящуюся на одну скважину.
Рисунок 1.1 – Зависимость экономической эффективности от коэффициентов вытеснения, сетки охвата ← ↑ → © ФГБОУ ВПО Уфимский государственный нефтяной технический университет
Институт дополнительного профессионального образования
Уфа 2014
Источник
Газоотдача газовых и газоконденсатных месторождений
Коэффициент газоотдачи газовых и газоконденсатных пластов обычно, выше, чем коэффициент нефтеотдачи.
Газы слабо взаимодействуют с поверхностью пористой среды, обладают небольшой вязкостью (в несколько раз меньшей, чем вязкость легких нефтей), сжатый газ вследствие большой упругости всегда обладает запасом энергии, необходимой для фильтрации в пористой среде вплоть до падения пластового давления до значений, близких к атмосферному. Поэтому газоотдача газовых залежей может достигать 90-97%, но практические пределы изменения ее значения для различных коллекторов составляют 50-97%.
Одним из факторов, влияющих на газоотдачу, является остаточное давление в пласте в конечной стадии эксплуатации.
При чисто газовом режиме залежи пластовое давление непрерывно падает, но приток газа в скважины, если они не обводнены, может происходить до тех пор, пока давление не снизится до значений, близких к атмосферному. Величина остаточного давления иногда выбирается более высокая, чем та, которая будет в пласте при атмосферном давлении на устье скважин. Месторождения с большими запасами газа целесообразно эксплуатировать до более низких остаточных давлений, чем залежи с малыми запасами.
Эффективность эксплуатации газовых месторождений, также как и нефтяных, в значительной степени зависит от степени неоднородности пород. При неравномерной и низкой проницаемости пород, линзовидном залегании коллектора с многочисленными разрывами и экранами при пластовом давлении ниже 5 МПа газоотдача не превышает 70-80%.
Эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений сопровождается продвижением пластовой воды в газонасыщенную часть залежи, в обводненной части пласта остается защемленный газ, объем которого зависит от свойств коллектора и условий обводнения пласта.
При разработке газовых месторождений с водонапорным режимом в общем случае наблюдаются различные периоды процесса вытеснения газа водой – безводный (при постоянстве давления в заводненной зоне), смешанный и период снижения давления от начального до конечного. Вытеснение газа водой при постоянном давлении в заводненной зоне проходит аналогично вытеснению нефти водой. Наибольшая остаточная газонасыщенность наблюдается в известняках и доломитах, наименьшая – в песках. С ростом поверхностного натяжения воды коэффициент газоотдачи уменьшается. При вытеснении с постоянным давлением (в обводненной зоне газ не расширяется) коэффициент остаточной газонасыщенности не зависит от давления. С увеличением начальной газонасыщенности пласта эффективность вытеснения из него газа водой повышается.
А. И. Ширковским получена формула для определения коэффициентов газоотдачи в случая вытеснения газа водой при постоянном давлении:
48 Электрокинетические явления в пористых средах.
Электрокинетические явления определяют многие особенности фильтрации
жидкостей через пористые среды. Эти особенности, очевидно, связаны с
электрофизическими свойствами, как пористой среды, так и насыщающей
жидкости. Эти явления связаны с наличием ионно-электростатических полей и
границ поверхностей в растворах электролитов (двойной электрический слой).
Распределение ионов в электролите у заряженной поверхности пористой среды
имеет диффузный характер, т.е. противоионы не располагаются в каком-то
одном слое, за пределами которого электрическое поле отсутствует, а
находиться у поверхности в виде “ионной атмосферы”, возникающей вследствие
теплового движения ионов и молекул жидкости.
49 Общая схема вытеснения из пласта нефти газом и водой.
Нефть и вытесняющий ее агент движутся одновременно в пористой среде. Однако полного вытеснения нефти замещающими ее агентами никогда не происходит, так как ни газ, ни вода не действуют на нефть как «поршни». Вследствие неоднородности размеров пор в процессе замещения вытесняющая жидкость или газ с меньшей вязкостью неизбежно опережает нефть. При этом насыщение породы различными фазами, а, следовательно, и эффективная проницаемость для нефти и вытесняющих агентов непрерывно изменяются. С увеличением водонасыщенности, например до 50-60%, увеличивается количество воды в потоке в связи с возрастанием эффективной проницаемости породы для воды, нефть уже не вытесняется из пор, а увлекается струёй воды. По длине пласта образуется несколько зон с различной водонефтенасыщенностью. Типичная картина изменения водонасыщенности по длине пласта в один из моментов времени при вытеснении нефти водой приведена на рис. 14.1. Эта схема процесса представляется всеми исследователями как суммарный результат проявления капиллярных и гидродинамических сил.
50 Повышение нефтеотдачи и компонентоотдачи пластов
Источник
Разработка нефтяных и газовых месторождений
1. Коэффициент вытеснения. Коэффициент извлечения нефти. Капиллярное давление. Уравнение Лапласа. Поверхностное натяжение. Смачиваемость и классификация пород по смачиваемости.
Количественно доля запасов (нефти, газа, конденсата), которая может быть извлечена определяется: для нефти коэффициентом извлечения нефти (КИН), для газа и конденсата соответственно коэффициентами извлечения газа и конденсата.
Исходя из физических особенностей этих УВ наиболее сложным является определение коэффициента извлечения нефти (КИН). Коэффициент извлечения газа по отдельным газовым объектам не рассчитывают, а принимают, исходя из имеющегося опыта в целом по газовой отрасли, равным 0,8.
В общем виде коэффициент извлечения нефти может быть выражен как отношение количества нефти, извлеченной на поверхность — Qизвл. к балансовым запасам нефти залежи Qбал.
Коэффициент извлечения за все время разработки залежи называется конечным, за некоторый промежуток времени с начала разработки ‑ текущим.
Имеется несколько способов расчета конечного (проектного) КИН:
· статистический, основанный на полученных с помощью многофакторного анализа статистических зависимостей между конечными КИН и определяющими его различными геолого-физическими и технологическими факторами;
· покоэффициентный, основанный на определении значений ряда влияющих на КИН коэффициентов, учитывающих геолого-физическую характеристику конкретной залежи нефти и особенностей предлагаемой к внедрению системы разработки;
Покоэффициентный метод важен потому, что он наиболее полно раскрывает физическую сущность КИН. По этому методу конечный КИН обычно выражается в виде произведения трех коэффициентов — вытеснения (Квыт), охвата процессом вытеснения (Кохв)и заводнения (Кзав):
Коэффициент вытеснения ‑ это отношение количества нефти, вытесненного при длительной интенсивной (до полного обводнения получаемой жидкости) промывке объема пустотного пространства коллектора, в который проникла вода, к начальному количеству балансовых запасов нефти в этом объеме. По существу, коэффициент вытеснения показывает предельную величину нефтеизвлечения, которую можно достигнуть с помощью данного рабочего агента.
Коэффициент охвата Кохв ‑ это отношение объема пустотного пространства, занятого вытесняющим агентом (охваченного процессом вытеснения), к общему объему пространства коллекторов изучаемого объекта, содержащих нефть. Этот коэффициент характеризует долю пород-коллекторов, охватываемых процессом фильтрации при данной системе разработки. Кохв можно рассчитать по картам распространения коллекторов по площади залежи (всех и заполняемых вытесняющим агентом) на основании эмпирических статистических зависимостей коэффициента охвата от плотности сетки скважин или на основании аналогии с подобными залежами нефти.
Коэффициент заводнения Кзав. характеризует потери нефти в объеме, охваченном процессом вытеснения из-за прекращения ее добычи по экономическим соображениям при обводненности продукции скважин менее 100 %. Он зависит от степени неоднородности пласта по проницаемости, соотношения вязкостей нефти и вытесняющего агента, принятой предельной обводненности добываемой продукции. Надежных методов расчета Кзав не создано.
Капиллярное давление — это перепад давлений на границе раздела двух несмешивающихся жидкостей, одна из которых смачивает поверхность породы лучше другой.
Уравнения капиллярного давления для такой системы записывается в виде:
σнв — поверхностное натяжение на границе нефть-вода, Н/м;
θ — угол смачивания, град;
r — радиус капилляра (пор), м.
Из уравнения следует, что капиллярное давление:
прямо пропорционально межфазному натяжению;
обратно пропорционально радиусу капилляра (т.е. силы капиллярного давления выше в капиллярах (порах) меньшего радиуса);
заставляет смачивающие жидкости пропитывать более мелкие поры, а не смачивающие — более крупные.
  где  |
Функция U называется гармонической в области T, если она непрерывна в этой области вместе со своими производными до 2-го порядка и удовлетворяет уравнению Лапласа.
2. Параметры системы разработки: параметр плотности сетки скважин Sc, параметр ω. параметр ωр, параметр А.П.Крылова NКР.
1. Параметр плотности сетки скважинSc, равный площади нефтеносности, приходящейся на одну скважину, независимо от того, является скважина добывающей или нагнетательной. Если площадь нефтеносности месторождения равна S, а число скважин на месторождении n, то
Размерность [Sc]=м 2 /скв. В ряде случаев используют параметр Sсд, равный площади нефтеносности, приходящейся на одну добывающую скважину.
2. Параметр А. П. КрыловаNкр, равный отношению извлекаемых запасов нефти N к общему числу скважин на месторождении:
Размерность параметра [Nкр] = т/скв.
3. Параметрω, равный отношению числа нагнетательных скважин nн к числу добывающих скважин nд:
Параметр ω безразмерный.
4. Параметр ωр, равный отношению числа резервных скважин, бурящихся дополнительно к основному фонду скважин на месторождении к общему числу скважин. Резервные скважины бурят с целью вовлечения в разработку частей пласта, не охваченных разработкой в результате выявившихся в процессе эксплуатационного его разбуривания не известных ранее особенностей геологического строения этого пласта, а также физических свойств нефти и содержащих ее пород (литологической неоднородности, тектонических нарушений, неньютоновских свойств нефти и т.д.). Если число скважин основного фонда на месторождении составляет n, а число резервных скважинnр, то
Параметрωрбезразмерный.
Источник
