Определение КИНа по методике Кочетова–Гомзикова

В настоящее время методика используется для прогноза КИНа в условиях водонапорного и упругонапорного режима.

По литологическому признаку вскрытые залежи подразделяется на две группы:

С терригенно-поровым коллектором и с карбонатно-поровым коллектором.

Среди порово-терригенных пластов–коллекторов по степени неоднородности также выделяются две группы: сравнительно однородные и неоднородные.

В качестве критериев отнесения пластов к этим двум группам используется один из трех показателей:

– К_расчл., то есть отношение числа отдельных пропластков продуктивного пласта вскрытых в процессе бурения скважин к общему числу скважин, вскрывших эти пропластки.

– К_песч – то есть отношение эффективной толщины пласта к общей толщине;

– количество характерных прослоев в продуктивном пласте.

К сравнительно однородным объектам относится пласты, имеющие К_расчл <2,1; К_песч >0,75; h<3

По величине проницаемости выделяются 5 групп пластов:

1) 20-50 10^-3мкм²;

2) 50-100 10^-3мкм²;

3) 100-300 10^-3мкм²;

4) 300-800 10^-3мкм²;

5) >800 10^-3мкм².

Для каждой из выделенных групп рассчитывают зависимости КИНа от состояния вязкостей нефти и воды (μ_о)

33 Расчёт фактического значения коэффициента извлечения нефти при водонапорном режиме по обводнённой части залежи

В настоящее время все большее значение приобретают методы оценки и прогнозирования КИНа, основанные на использовании геолого-промысловой информации, полученной в процессе разработки залежей нефти. Это одна из разновидностей объемного метода, в основе которого лежит определение заводнённого объема залежи и содержащихся в нем начальных геологических запасов нефти.

,

V_зав - заводнённый объем

Зная общее количество нефти, добытой из залежи можно рассчитать КИН из заводнённого объёма залежи.

Определённые затруднения в применении этого метода вызывает сложность определения заводненного объема залежи.

С этой целью строят специальные карты положения поверхности начального и текущего ВНК. На основе этих карт составляется карта толщин заводнённой части пласта.

Определение КИНа с использованием приведенной формулы возможно лишь в условиях, когда величина P _пл=P_o, то есть в условиях собственно водонапорного режима.

Если при разработке залежи проявляются элементы упруговодонапорного режима, то необходимо вводить соответственную поправку на влияние упругих сил породы коллектора и насыщающих его флюидов.

За счет упругого расширения скелета горных пород. и жидкости, находящейся в ней при снижении Рпл, будет дополнительно извлечено из залежи некоторое количество нефти. (из незаводнённой части залежи).

В этих условиях поправка, вводимая в формулу, может быть рассчитана следующим образом:

Основной недостаток - невозможность в большинстве случаев определить величину завод объема залежи. Это может быть обусловлено отсутствием необходимой информации о положении ТВНК.

Но даже если определена величина КИНа, то она является не конечной, а текущей.

34 Определение коэффициента извлечения нефти при режиме растворённого газа.

Для залежей нефти, разрабатываемых в условиях режима растворённого газа В.С. Мелик –Пашаевым предложен метод приближенного расчёта КИНа, который основан на балансе между первоначальным объемом газа, содержащегося в нефти и количеством газа, извлечённого в процессе разработки и оставшегося в недрах.

Для конечных условий на дату окончания разработки нефтяной залежи, коэффициент извлечения нефти может быть рассчитан по формуле:

где r_о – начальный газовый фактор при начальном давлении Р_о; r_к – конечный газовый фактор при конечном давлении Р_к; r_р – средний газовый фактор:

Этот метод применяется для приблизительной оценки КИНа, поскольку не учитывает условий разработки залежи, свойства нефти и г.п.

Более точно КИН при режиме растворенного газа может быть рассчитан по формуле Зиновьевой А.А:

в_о, в_{к –} объемные коэффициенты при Р_о и Р_к; К_но, К_нк – коэффициенты нефтенасыщения породы коллектора при Р_о и Р_к.

Объемные коэффициенты определяются по результатам анализа глубинных проб в лабораториях и расчетным путем.

В данной методике учитываются только объем порового пространства, занятый нефтью. Водонасыщенность г.п. не учитывается, поскольку ее величина при разработке на режиме растворённого газа не изменяется, то есть К_но=1

Величина К_нк определяется как правило лабораторным путем по данным анализа керна и в зависимости от различных факторов. Величина К_н может меняться в значительных пределах.

35 Объёмно-статистический вариант объёмного метода подсчёта запасов нефти; его сущность и условия применения.

Этот вариант объемного метода применяется в тех случаях, когда отсутствуют достоверные данные о величинах нефтенасыщености и нефтеотдачи пласта коллектора. В отличие от других параметров коэффициенты К_по и К_н определяются на новых залежах со значительными трудностями, поэтому здесь при условии сходства с уже выработанной залежью используют коэффициент использования объема пор.

В этом случае подсчёт запасов проводится в два этапа

1. по выработанной залежи определяется

2 по новой залежи формула подсчёта запасов имеет следующий вид:

36 Сущность и условия применения метода материального баланса для подсчёта запасов нефти. Обобщение формулы М.А. Жданова и Ф.А. Гришина. Характеристика параметров, входящих в уравнение материального баланса и способы их определения.

Этот метод в отличие от объемного является динамическим и позволяет учитывать процесс разработки залежи во всем многообразии его особенностей.

Применительно к залежам нефти количество углеводородов, находящихся в залежи до начала ее разработки, будет равно количеству извлекаемых углеводородов на дату подсчёта запасов плюс количество углеводородов, оставшихся в залежи.

В зависимости от сложности природного резервуара, геолого-физических особенностей залежи могут использоваться различные формулы, среди которых наибольшее использование в практике подсчёта запасов получила обобщенная формула М.А Жданова, дополненная Ф.А. Гришиным (см табл)

Q г =

()

- накопленная добыча нефти на дату подсчёта запасов, м³; в₁ – двухфазный объемный коэффициент нефтегазовой смеси, который зависит от свойств нефти и растворенного в ней газа, определяется расчетным путем по данным о величине объемного коэффициента нефти и объемного коэффициента газа с учетом значений начального и текущего газовых факторов.

в1= в +(r0- r) *υ,

где

,

где в – объемный коэффициент пластовой нефти при давлении Р; r — растворимость газа в нефти при давлении Р, м³/м³;

объемные коэффициенты при р_о и р_тек.

υ, υ_о - объемные коэффициенты пластового газа для р_о и Т _о и для р_тек и Т _тек

Объемные коэффициенты газа определяются расчетным путем:

υо = ,
υ

Ζ – коэффициент сверхсжимаемости, определяется лабораторным путем по результатам анализа глубинных проб нефти или путем расчета с использованием уравнения Менделеева-Клапейрона.

для идеального газа
для реальных газов
, N=1 киломоль

Р – давление газа, V – его объём, N - количество газа в молях(число киломолей), R – универсальная газовая постоянная, Т – абсолютная температура.

Z характеризует отклонение реального газа от идеального газа

В практике подсчёта запасов для определения Z используется диаграмма Стэндинга и Катса.

Рисунок 7.7.2 – Кривые зависимости коэффициента сверхсжимаемости углеводородного газа Z (по Г.Брауну).

W – количество вторгшейся в залежь воды м³ ;

w – количество отобранной воды в процессе разработки, м³;

w_i – количество воды, закачанной для ППД.

λ - объемный коэффициент пластовой воды, зависящий от температуры, давления, концентрации солей в воде. Определяется по графику Ю. П. Гаттенбергера;

– параметр, характеризующий влияние газовой шапки на величину запасов нефти, представляет собой отношение объема газа в газовой шапке в пластовых условиях к объему нефти с растворимым в ней газом также в пластовых условиях.

На практике при подсчёте запасов для определения замеряют планиметром площадь газовой шапки и площадь между ВНК и ГНК на подсчетном плане.

К_в – коэффициент водонасыщенности горных пород-коллекторов, определяется по керну и по графику Джонса.

β_в, β_н, β_п – коэффициенты сжимаемости воды, нефти, породы, МПа ^-1.

Метод материального баланса может быть применен только при изменении Р_пл в процессе разработки залежи, наибольшее затруднение вызывает определение W.

37 Выбор варианта уравнения материального баланса в зависимости от режима работы нефтяной залежи и особенностей её геологического строения.

38 Определение количества вошедшей в залежь воды при подсчёте запасов нефти методом материального баланса (способ М.А. Жданова).

Способ М. А Жданов а основан на использовании формулы объемного метода подсчёта запасов нефти и применяется для определения заводнённого объема залежи:

0,8 – эмпирический коэффициент.

Считается, что из завод объема в процессе разработки будет извлечено 80 % нефти и только 20 % освобождённого объема будет заполнено вторгшейся в пределы залежи водой. Коэффициент 0,8 слабо обоснован.

Этот способ не может быть использован в начале разработки залежи нефти.

Метод является разновидностью объемного метода и не является по своей сути динамическим методом, поэтому теряется преимущество метода материального баланса.

Условия работы залежи при упругом и замкнутом режиме могут быть выражены:

1.
2. .

39 Определение количества вошедшей в залежь воды при подсчёте запасов нефти методом материального баланса (графический способ Ф.А. Гришина).

40 Определение извлекаемых запасов нефти по зависимостям, характеризующим историю разработки исследуемых объектов на водонапорном режиме

При разработке залежи нефти в условиях водонапорного режима, запас пластовой энергии не меняется до конца разработки залежи. При этом происходит перемещение ВНК и обводнение скважин, особенно на поздних стадиях разработки.

В этих случаях для подсчёта извлекаемых запасов нефти используются параметры, характеризующие процесс вытеснения нефти водой (накопленная добыча жидкости, , обводнённость, содержание нефти в добываемой продукции.

Метод С.Н. Назарова-Н.В.Сипачёва. Основан на использовании зависимости между накопленной добычей нефти и , :

=f(, )

>55% a и c – определяются методом наименьших квадратов

При бесконечной промывке залежи водой можно определить начальные запасы нефти:

.

Определённые запасы являются потенциальными извлекаемыми запасами.

41 Определение остаточных извлекаемых запасов нефти по зависимостям, характеризующим предшествующую разработку объектов на режимах истощения

Для режима растворенного газа.

При работе нефтяных залежей в условиях режима растворённого газа снижение добычи нефти во времени представляет собой кривую линию, которая описывается зависимостями разного вида.

Практически установлено, что на завершающей стадии разработки залежи, при определённых условиях устанавливается прямолинейная зависимость между логорифмом годовой добычи нефти lg q_н и временем разработки залежи.

Так как изучаемая зависимость использует значение дискретного времени, то определение Q_{н ост.извл} осуществляется с использованием формулы суммы членов убывающей геометрической прогрессии:

где q_нi – начальная годовая добыча нефти, приходящаяся на год начала падения дебита;.q_{кон.практ.рент} – конечное, практически рентабельное значение годового дебита;

qкон.прракт.рент =qкон.пр.рент.i.n365

K_пад=anti lgс; - накопленная добыча нефти за исследуемый период от t_о до t_кон

Qн о. извл= Qн + Qн.ост.извл...

42 Объёмный метод подсчёта запасов свободного газа. Сущность метода и условия его применения. Способы обоснования параметров, входящих в формулу подсчёта запасов.

Сущность объемного метода подсчета запасов газа заключается в определении объема порового пространства пласта-коллектора в пределах залежи газа и в газовых шапках.

В отличие от нефти объем газа, содержащегося в залежи, кроме объема порового пространства, зависит от размеров пластового давления, от пластовой температуры, от физических свойств и химического состава самого газа.

При расчете используют сведения, полученные при разведке и пробной эксплуатации.

Для подсчета запасов свободного газа применяют формулу:

;

где V _гo – начальные геологические запасы свободного газа, тыс. м³;

F_зал – площадь газоносности, тыс. м²;

h _эфг – средневзвешенная газонасыщенная толщина, м;

k _{п о} – коэффициент открытой пористости, доли ед.;

k _г – коэффициент газонасыщенности, доли ед.;

К _p – коэффициент барический (поправка на давление), доли ед.;

К _t – коэффициент термический, доли ед.;

К _p вводится с целью учёта изменения объёма газа, находящегося в пластовых условиях к его объёму в стандартных условиях:

;	(6.5)
	(6.6)
,	(6.7)

Р _о – начальное пластовое давление в залежи, МПа;

α _о – соответствующая давлению Р _о поправка на сжимаемость газа, доли ед.; α _о = 1 / Z _о;

Р_к – остаточное давление в залежи при давлении на устье 0,1 МПа;

α_к – соответствующая давлению Р_к поправка на сжимаемость газа, доли ед. α_к = 1 / Z_к;

Р _{с т} – стандартное давление, равное 0,1 МПа;

Z – коэффициент сжимаемости газа, доли ед.;

Т _о – абсолютная температура, равная 273 К;

t _{с т} – стандартная температура, равная 20^ОС;

t _{п л} – температура пласта, ^ОС.

Значения параметров F_зал, h_эфг коэффициентов открытой пористости k _по и газонасыщенности k _г в этой формуле определяются таким же образом, как и при подсчете запасов нефти объемным методом.

Произведение F^. h _г^. k _{п о}^. k _г равно объему пустотного пространства пород–коллекторов, насыщенных свободным газом.

Для приведения объема свободного газа, содержащегося в залежи (её части), к стандартным условиям используется произведение барического К _p и термического К _t коэффициентов по зависимостям (6.5 и 6.6):

Значения коэффициента Z устанавливаются по кривым (график Брауна).

Значения Р_о получают интерполяцией к уровню центра тяжести залежей максимальных значений данных замеров глубинным манометром или манометрического давления на устьях скважин, приведенных к глубине кровли пласта с учетом веса столба газа:

,

(6.8)

где Р _{зам max} – манометрическое давление на устье закрытой скважины, МПа; е – основание натуральных логарифмов, равное 2,718; Н _{к п} – глубина кровли пласта в скважине, см; ρ _г – относительная плотность газа по воздуху.

Величина начальных извлекаемых запасов рассчитывается по зависимости

где η – коэффициент извлечения газа, близок к единице.

В зависимости от степени разведанности залежи запасы газа, подсчитанные объемным методом, можно отнести к различным категориям.

Объемный метод можно считать практически универсальным для подсчета запасов любой залежи или ее части при любой степени изученности.

43 Подсчёт запасов свободного газа по падению пластового давления. Сущность метода и условия его применения.

Метод является динамическим, применяется для подсчёта извлекаемых запасов газа, работающих в условиях газового режима.

Метод основан на использовании зависимости между количеством газа, отбираемого в определенные периоды времени, и падением пластового давления в залежи.

Считается, что для газовых залежей эта зависимость постоянна во времени, т.е. количество газа, добываемого при снижении пластового давления на 0,1 МПа, постоянно в процессе всего срока эксплуатации залежи:

,

()

где V₂ и V₁ – добытое количество газа соответственно на вторую и первую даты; Рг₁ и Рг₂ – соответствующие на эти даты пластовые давления в залежи; α₁ и α ₂ – поправки на сжимаемость газа при давлениях соответственно Р₁ и Р₂.

Если в дальнейшем подобное условие будет соблюдаться, то общие запасы извлекаемого газа будут определяться по следующей формуле:

.

()

Если замеры давления и отборов газа велись с начала разработки, то формула примет вид:

.

()

Остаточные извлекаемые запасы

.

()

Общие запасы определяются по формуле

.

()

где Р_к – остаточное давление в залежи при давлении на устье 0,1 МПа; α _к – соответствующая давлению Р _к поправка на сжимаемость газа, доли ед. α _кт = 1 / Z _к.

Значения Р_к получают по зависимости:

,

()

где Н_кп – глубина кровли пласта в скважине, см; ρ _г – относительная плотность газа по воздуху.

Основные ошибки в точности определения запасов данным методом связаны с точностью замера P_пл и с точностью определения Р_{пл ср} по залежи.

P_пл систематически должно замеряться на устье остановленных скважин на устье высокоточными манометрами.

Если в скважине на забое накопилась жидкость, то необходимо использовать манометры. Для определения среднего значения P_пл по замерам необходимо рассчитывать его, как средневзвешенную по площади либо по объёму пустотного пространства насыщенного свободным газом.

44 Способы расчёта геологических и извлекаемых запасов газа, растворённого в нефти, для залежей с различными режимами.

45. Подсчёт геологических запасов содержащихся в пластовом газе этана, пропана и бутанов.

Методы подсчета запасов конденсата, а также бутанов, пропана и этана определены «Инструкцией по исследованию газоконденсатных залежей с целью определения геологических и извлекаемых запасов конденсата и других компонентов газа» и «Методическим руководством по подсчету геологических и извлекаемых запасов конденсата, этана, пропана, бутанов, неуглеводородных компонентов и определению их потенциального содержания в пластовом газе».

Подсчёт запасов этих компонентов осуществляется в случаях:

1. Если природный газ содержит не менее 3 % этана, а запасы газа разведанные составляют более 10 млрд м³. Указанная концентрация этана – минимально рентабельная при современном технологическом уровне извлечения его из природного газа.

2. Если на изученном месторождении кроме основной залежи с кондиционным содержанием этана имеются другие залежи, по которым содержание этана составляет не менее 2,5 %.

3. Если в пластовом газе содержатся кислые компоненты (CО₂ и Н₂s) в количестве > 50 % и содержит этана не менее 1,5 %.

Запасы этана, пропана и бутанов подсчитываются в тыс.т.

Подсчёт ведётся по данным о содержании потенциальных компонентов в составе пластового газа.

(19.1)

где П _с2с3с4 - потенциальное содержание этих компонентов в г/м³ в составе пластового газа. Определяется путем умножения доли каждого компонента в пластовом газе у_с1с2с3 /100 на его плотность ρ_с2с3с4 при 0,1 МПа и 20°С:

(19.2)

ρ_с2 =1251 г/м³; ρ_с3 =1834 г/м³; ρ_с4 =2418 г/м³.

46. Подсчёт геологических запасов содержащихся в пластовом газе сероводорода, газовой серы, углекислого газа, азота, гелия и аргона.