Коэффициенты извлечения нефти, газа и

Исходя из физических условий содержания УВ в пустотном пространстве коллекторов (их физико-химических свойств, определяющих поверхностные взаимодействия флюидов и породы, молекулярных, капиллярных и др.), из технологических и технических возможностей (достигаемой степени полноты охвата объема пласта процессом вытеснения при реализуемой системе разработки) и из экономических ограничений плотности сетки скважин, пре­дельного дебита и обводненности продукции и других параметров, ясно, что на поверхность из продуктивных пластов можно извлечь только какую-то часть содержащихся в них запасов углеводородов.

Количественно доля запасов (нефти, газа, конденсата), которая может быть извлечена (при применении наиболее эффективных в данных геолого-физических условиях технологий и технических средств, при выполнении оптимальных экономических показателей и соблюдении требований охраны недр и окружающей среды) определяется: для нефти коэффициентом извлечения нефти (КИН). для газа и конденсата (КИК) соответственно коэффициентами извлечения газа и конденсата.

Исходя из физических особенностей этих УВ, наиболее сложным является определение коэффициента извлечения нефти (КИН). По каждому нефтяному эксплуатационному объекту, вводящемуся в разработку, расчет выполняется специализированной научной организацией и после согласования с заинтересованными сторонами утверждается ГКЗ Российской Федерации (ГКЗ РФ). Коэффициент извлечения газа по отдельным газовым объектам не рассчитывают, а принимают, исходя из имеющегося опыта в целом по газовой отрасли, равным 0,8. Методы ОЦЕНКИ КИН: метод аналогии, многофакторного статистического моделирования, эмпирического (покоэффициентного) моделирования, экстраполяционные методы (характеристики вытеснения), гидродинамические методы.

Остановимся подробнее на физической сущности коэффициента извлечения нефти (КИН) и методах его расчета.

В общем виде коэффициент извлечения нефти может быть выражен как отношение количества нефти, извлеченной на поверхность (Q _извл ) - к геологическим запасам нефти залежи (Q_бал) КИН=Q_извл / 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:

1.статистический, основанный на полученных с помощью многофакторного анализа статистических зависимостей между конечными КИН и определяющими его различными геолого-физическими и технологическими факторами; Согласно Регламенту РД 153-39-007-96 и оценить его по методикам:

	Геостатистической методике определения коэффициента нефтеизвлечения залежей в терригенных коллекторах порового типа при подсчете запасов нефти (институт «ВНИИ»)
	Оценка конечной нефтеотдачи по методике МИНГЕО-87 для терригенных коллекторов

1._н = 0,333-0,0089₀+0,121lgk+0,0013t+0,0038h+0,149К_п-0,085Q_внз+0,173Р_н-0,00053S, r=0.861 Расчет КИН по модели ВНИИ

	Параметры, граничные значения применения методики	модель 1980 г.	модель 2008 г.
н	коэффициент нефтеизвлечения, доли ед.
0	относительная вязкость нефти в пластовых условиях, доли ед 0,5-34,3,	5,71	5,71
k	проницаемость, мкм2 0,13-2,58 мкм2	0,123	0,123
t	пластовая температура,°С 22-140°С,
h	эффективная нефтенасыщенная толщина пласта, м 1,5-20м	2.8	2.80
Кп	коэффициент песчанистости, доли ед 0,3-0,9
Qвнз	доля водонефтяной зоны пласта (по запасам), доли ед 0,06-1,0,		0.4
Рн	начальный коэффициент нефтенасыщенности, доли ед. 0,55-0,95	0,78	0.87
S	средняя плотность сетки скважин в пределах внешнего контура нефтеносности, га/скв. 10-100 га/скв	108,5	43,6

2. Оценка конечной нефтеотдачи по методике МИНГЕО-87 для карбонатных и терригенных коллекторов порового типа

Коэффициент нефтеотдачи по методике оценен для терригенного пласта. Расчет по методике выполнен по геостатистической модели (2), результаты и исходные данные приведены в таблице:

1) β=0,105+(0,648*m*Кн/н)/b+0,039*lgk*µв/µн+0,001*Кпрод+0,217*Кпесч- -0,005*Красч+0,011*(Рпл/Рнас)+0,002*hэф.н/н

Расчет КИН по модели Мингео 87 по геостатистической модели (2)

	Параметры, граничные значения применения методики	модель 1980 г.	модель 2008 г.
β	Коэффициент нефтеотдачи
m	Пористость-0,12-0,20	0,17	0,166
Кн/н	К-т нефтенасыщенности 0,55-0,95	0,78	0,87
b	Объемный коэффициент 1,028-1,408	1,087	1,08
µв/µн	Вязкость воды/вязкость нефти 0,07-1	0,2	0,2
k	Проницаемость 0.002-0.158 мкм2	0,123	0,123
Кпрод	К-т продуктивности 0,3-44,3 т/сут*ат	5,1	5,1
Кэф.т	К-т эффективной толщины 0,281-0,82
Красч	К-т расчлененности 3,5-14,4
Рпл/Рнас	Пережатие 1,4-8,3	4,9
hэф.н/н	Эффективная нефтенас. Толщина 1,5-20,6 м	2,8	2,8

3. Геостатистической методике определения коэффициента нефтеизвлечения залежей в терригенных коллекторах порового типа В.К.Гомзикова (по 50объектам Волго-Уральской провинции)

3.КИН=0,195 - 0,0078*µ0 + 0,082*lgKпр + 0,00146*tпл + 0,0039*h + 0,18Кпес-0,054*Квнз +0,27*Кн + 0,00068*S

	Параметры, граничные значения применения методики	модель 1980 г.	модель 2008 г.
β	Коэффициент нефтеотдачи
tпл	Температура пласта, ^0С 22-73^0С
Кн/н	К-т нефтенасыщенности 0,55-0,95	0,78	0,87
µ0=µн/ µв	Вязкость нефти/вязкость воды 0,5-34,3	0,2	0,2
kпр	Проницаемость 0.013-0.258 мкм2	0,123	0,123
Квнз	Размер водонефтяной зоны 0,1-0,5	0,1	0,1
Кэф.пес	К-т песчанистости 0,281-1
S	Плотность сетки экспл.скважин,га/скв
hэф.н/н	Эффективная нефтенас. Толщина 2,8-25м	2,8	2,8

2.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) КИН = К_выт х К_охв х К_зав

Коэффициент вытеснения К_выт — 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. Значения К_выт как правило, определяют экспериментально в лабораторных условиях на длинных образцах керна с использованием модельных пластовых жидкостей. При удовлетворительной вы­борке керна, принятого для эксперимента, получают значение К_выт характеризующееся высокой степенью надежности. Если нет данных по керну, то коэффициент вытеснения может быть определен расчетным путем по формуле Квыт=(Кнг-К ост.н)/Кнг, где Кнг- коэффициент начальной нефтенасыщенности, определенный по данным ГИС или данным анализов керна по остаточной водонасыщенности, доли ед; Кост.н - коэффициент остаточной нефтенасыщенности, определенный по статастической зависимости, основанной на данных анализов керна. Формула справедлива для нефти при газосодержании менее 100м3/т.

Пример, остаточная нефтенасыщенность оценена по пласту пашийского горизонта по данным зависимости от проницаемости для месторождений Бугурусланского нефтегеологического района. Зависимость по данным анализов керна этого района имеет вид: . (ср.проницаемость по 8 обр.керна 0,134 мкм2), α_{он =} 0,218 ÷0,199 (в среднем 0,208), расчетный коэффициент вытеснения -0,76.

А так же может быть принят по аналогичной залежи соседнего месторождения, где данный коэффициент вытеснения определен в лабораторных условиях на данных анализов керна.

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. Обычно он оценивается либо по эмпирическим формулам, учитывающим влияющие на него параметры, либо принимается экспертно. Расчет КИН, выполненный покоэффициентным или статистическим методами, нередко допускает субъективизм и неопределенность. Это вызвано как множеством факторов, влияющих на КИН, и невозможностью полного ихучета, так и отсутствием надежных методов определения степени влияния каждого из ник. В частности, очень сильно влияет на конечный КИН соответствие применяемой системы разработки конкретным геолого-физическим условиям.

3.основанный на технологических расчетах показателей нескольких вариантов систем разработки, выполненных путем моделирования процесса фильтрации на трехмерных матема­тических моделях конкретной залежи нефти.

Наиболее полно учесть все многочисленные факторы, влияющие на конечный КИН, позволяет третий способ — геолого-математическое моделирование процессов фильтрации на трехмерных моделях, с помощью современных быстродействующих ЭВМ.

Сначала строится трехмерная геологическая модель. Построение геологической трехмерной модели включает: стратиграфическое моделирование, создание маркеров и их редактивание, фаций, маркеров разломов и заполнение электронных таблиц с атрибутами скважин, глубин, углов падения, азимутов, истинных мощностей, структурное моделирование создания сеток гридов - 3Д (способ хранить информацию в пространстве ХУZ), вертикального разбиения на слои, создание горизонтов, моделирования фаций (стохастическими, детерминистическими, итерактивными методами), поверхностей ВНК, петрофизическое моделирование, создание проводимости разломов и моделирование проницаемости, перемасштабирование (создание 3Д гидродинамического на основе геологического 3Д грида). В текстовой части геологической модели залежи описывается ее природный режим, и на основе всех названных выше материалов излагаются основные геолого-физические особенности залежи, определяющие геологическое строение.

Реальное геологическое пространство, содержащее бесконечное множество точек, является непрерывным. На практике геологическое пространство представляется конечным множеством точек, т.е. является дискретным, неполноопределенным. Неполноопределенное дискретное пространство используется для построения непрерывного геологического пространства, в котором значения представляющих интерес признаков каким-либо способом (путем интерполяции, экстраполяции, корреляции и т.п.) определены для каждой точки. Такое пространство будет полноопределенным. Переход от неполноопределенного пространства к полноопределенному есть процедура моделирования реального геологического пространства. Процедура моделирования реального геологического пространства является основной частью промыслово-геологического моделирования залежей, отражающего все их особенности, влияющие на разработку. Под моделью понимается такая мысленно представляемая или материально реализованная система, которая, отображая или воспроизводя объект исследования, способна замещать его так, что ее изучение дает новую информацию об этом объекте. Все модели могут быть разделены на материальные и мысленные (т.е. идеальные, воображаемые, умозрительные). Различают два вида промыслово-геологических моделей залежей. Это статические и динамически е модели. Статическая модель отражает все промыслово-геологические свойства залежи в ее природном виде, не затронутом процессом разработки: геометрию начальных внешних границ залежи; условия залегания пород коллекторов в пределах залежи; границы залежи с разным характером нефтегазоводонасыщенности коллекторов; границы частей залежи с разными емкостно-фильтрационными параметрами пород-коллекторов в пластовых условиях. Динамическая модель характеризует промыслово-геологические особенности залежи в процессе ее разработки. Она составляется на базе статической модели, но отражает изменения, произошедшие в результате отбора определенной части запасов углеводородов, при этом фиксируются: текущие внешние границы залежи; соответственно границы "промытого" водой или другими агентами объема залежи (при системах разработки с искусственным воздействием на пласты); границы участков залежи, не включенных в процесс дренирования; фактическая динамика годовых показателей разработки за истекший период; состояние фонда скважин; текущие термобарические условия во всех частях залежи; изменения коллекторских свойств пород.

Дата добавления: 2014-01-20