Коэффициент вытеснения нефти водой это отношение

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 η_выт. — коэффициент вытеснения, доли единицы;
V_выт.н. — объем нефти, вытесненной рабочим агентом (водой) из образца горной породы, м 3 ;
V_п.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 η_т — коэффициент текущей нефтеотдачи, доли единицы;
Q_доб.н. — добытое количество нефти из заводненной части пласта на любую дату, тыс.т;
Q_бал. — начальные балансовые запасы нефти в пределах заводненной части пласта, тыс.т.

Коэффициент использования запасов К_и (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 η_т — конечный коэффициент нефтеотдачи, доли единицы;
Q_извл. — извлекаемые запасы нефти при условии эксплуатации залежи до предела экономической рентабельности, тыс.т;
Q_бал. — 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

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 — Q_извл. к балансовым запасам нефти залежи Q_бал.

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 (К_выт), охвата процессом вытеснения (К_охв)и заводнения (К_зав):

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 К_охв ‑ 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. К_охв 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 К_зав. 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 К_зав 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:

σ_нв — 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 S_c, параметр ω. параметр ω_р, параметр А.П.Крылова N_КР.

1. Параметр плотности сетки скважинS_c, 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 [S_c]=м 2 /скв. В ряде случаев используют параметр S_сд, равный площади нефтеносности, приходящейся на одну добывающую скважину.

2. Параметр А. П. КрыловаN_кр, равный отношению извлекаемых запасов нефти N к общему числу скважин на месторождении:

Размерность параметра [N_кр] = т/скв.

3. Параметрω, равный отношению числа нагнетательных скважин n_н к числу добывающих скважин n_д:

Параметр ω безразмерный.

4. Параметр ω_р, 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 скважинn_р, то

Параметрω_рбезразмерный.

Источник

Нефтеотдача пластов

Нефтеотдача зависит от многих факторов

Нефтеотдача пластов — это степень полноты вытеснения нефти из продуктивного горизонта в скважины (шахты) водой или газом под воздействием пластовой энергии.
Повышение нефтеотдачи (EOR, Enhanced Oil Recovery) — это весь комплекс работ, направленный на улучшение физических свойств нефтяного (газового) коллектора.

Нефтеотдача пласта оценивается коэффициентом нефтеотдачи (отношение добытой нефти к ее геологическим запасам):

• текущий коэффициентом нефтеотдачи (текущая нефтеотдача) — отношение добытого из пласта количества нефти на определенную дату к балансовым (геологическим) ее запасам.
• текущая нефтеотдача возрастает во времени по мере извлечения из пласта нефти.
• конечный коэффициент нефтеотдачи — отношение извлеченных запасов нефти (добытого количества нефти за весь срок разработки) к балансовым запасам.
• проектный коэффициент нефтеотдачи отличается от конечного (фактического) тем, что он обосновывается и планируется при подсчете запасов нефти и проектировании разработки.

На основании экспериментальных и статистических промысловых данных считают, что конечные коэффициенты нефтеотдачи в зависимости от режимов работы залежей могут принимать такие значения:

• водонапорный режим — 0,5-0,8;
• газонапорный режим — 0,1-0,4;
• режим растворенного газа — 0,05-0,3;
• гравитационный режим — 0,1-0.2.

Напорные режимы характеризуются:

• высокими конечными коэффициентами нефтеотдачи,
• высокими темпами отбора нефти, что часто с самого начала разработки целесообразно изменить, естественный режим и принудительно создать в залежи водонапорный или менее эффективный газо-напорный режим.

Упругий режим всегда переходит в другой режим.
При вытеснении газированной нефти водой нефтеотдача может повышаться за счет того, что часть нефти замещается неподвижным газом.

Коэффициент вытеснения — отношение объема нефти, вытесненной из области пласта, занятой рабочим агентом (водой, газом), к начальному содержанию нефти в этой же области.
Известно из физики пласта, коэффициенты вытеснения зависит:

• от кратности промывки (отношения объема прокачанного, рабочего агента к объему пор),
• отношения вязкости нефти к вязкости рабочего агента,
• коэффициента проницаемости,
• распределения размера пор, характера смачиваемости пород пласта.

Коэффициент вытеснения нефти водой:

• в гидрофильных высокопроницаемых пористых средах при малой вязкости нефти, по данным М. Сургучева, может достигать 0,8-0,9.
• в слабопроницаемых частично гидрофобных средах при повышенной вязкости нефти — 0,5-0,65,
• в гидрофобных пластах — не более 0,25-0,4.
• при смешивающемся вытеснении нефти газом высокого давления, углекислым газом и мицеллярным раствором, т.е. при устранении существенного влияния капиллярных сил, коэффициент вытеснения достигает 0,95-0,98.

Коэффициент охвата — отношение объем породы, охваченной вытеснением, ко всему объему нефтесодержащей породы.
Характеризует потери нефти по толщине и площади пласта в зонах стягивающих рядов добывающих скважин, разрезающих рядов нагнетательных скважин, в неохваченных дренированием и заводнением зонах в слабопроницаемых включениях, слоях, линзах, пропластках и застойных зонах, которые контактируют непосредственно с обводненными слоями и зонами или отделеных от них непроницаемыми линзами и слоями.
В сильно расчлененных пластах остаточная нефтенасыщенность, которая может достигать 20-80%, существенно зависит от размещения скважин, условий вскрытия пластов в них, воздействия на обособленные линзы и пропластки, соотношения вязкостей нефти и воды и др.

В целом нефтеотдача зависит от многих факторов, пути управления которыми в настоящее время известны или изучаются, ибо большая доля запасов нефти все же остается в пласте.
Увеличение коэффициента нефтеотдачи — актуальная и важная народнохозяйственная задача, на решение которой направлены усилия нефтяников.

Источник