 |
Главная Случайная страница Контакты | Мы поможем в написании вашей работы! | |
Только для нефти: Завершающий этап разработки
|
|
Все добывающие скв переведины на механизированный способ, продукция отличается высокой обводненностью. Благодаря высокому пластовому давлению создаются условия для форсированного отбора жидкости, что позволяет значительно увеличить отборы жидкости (в 2-3 раза), а следовательно и добычу нефти. В связи с продолжающимся обводнением дебиты нефти к концу этапа значительно уменьшаются.
4. Формулы подсчета запасов нефти. Подсчетные параметры, их обоснование. (из шпор)
Для подсчета запасов нефти используют следующие методы: объемный, статистический и материального баланса. Выбор того или иного метода обусловлен качеством и количеством исходных данных, степенью изученности месторождения и режимом работы залежи нефти.
В геологопромысловой практике наиболее широко применяется объемный метод. Его можно использовать при подсчете запасов нефти на различных стадиях разведанности и при любом режиме работы залежи. Объемный метод подсчета запасов нефти основан на данных о геолого-физической характеристике объектов подсчета и условиях залегания нефти в них.
При подсчете запасов нефти объемным методом используют формулу
Qизв= F h k п k н rн q h,
где Qизв —извлекаемые запасы нефти, т;
F — площадь нефтеносности, м2;
h — эффективная нефтенасыщенная мощность пласта, м;
k п — коэффициент открытой пористости;
k н — коэффициент нефтенасыщенности;
h —коэффициент нефтеотдачи;
rн —плотность нефти в поверхностных условиях, кг/м2
q — пересчетный коэффициент, учитывающий усадку нефти; q=1/ b (b —объемный коэффициент пластовой нефти).
В этой формуле произведение Fh представляет собой объем залежи;
Fhk п — поровый объем залежи (суммарный объем открытых пор, слагающих залежь);
Fhk п k н — нефтенасыщенный объем пласта (объем нефти в порах пласта); Fhk п k нh — объем нефти, которая может быть поднята на поверхность при существующих способах разработки залежи;
Fhk п k нqh — объем нефти, которая может быть извлечена на поверхность с учетом перевода нефти из пластовых в поверхностные условия;
Fhk п k нrнqh представляет собой запасы нефти в тоннах, которые могут быть извлечены из недр на поверхность в результате эксплуатации залежи (т. е. промышленные или извлекаемые запасы нефти).
Площадь нефтеносности F определяют на основании данных о положении контуров нефтеносности. Площади нефтеносности замеряют планиметром на подсчетных планах продуктивного объекта (пласта) раздельно по полям различных категорий запасов.
Эффективную нефтенасыщенную мощность h определяют преимущественно по данным промыслово-геофизических методов с учетом опробования и анализа кернов. Среднюю величину нефтенасыщенной мощности можно рассчитать либо как среднюю арифметическую, либо как среднюю взвешенную по площади.
Среднюю арифметическую величину используют в случае, когда количество данных об исследуемом параметре невелико, либо когда значения этого параметра относительно мало разнятся. Рассчитывают ее по формуле
h=(h 1 +h 2 +h 3 +... +h n ) / n,
где h 1, h 2, h 3 ,..., h n — значения нефтенасыщенной мощности по отдельным скважинам; n — число скважин.
При расчете средней взвешенной нефтенасыщенной мощности на единицу площади залежи используют соотношение h=(h1f1+h2f2+…)/f1+f2+…
где f 1, f 2, f 3, …, f n —площади отдельных участков пласта, ограниченные соседними изопахитами, м2, h 1, h 2, h 3, …, h n — средние значения изопахит, соответствующие указанным участкам и определяемые как средние величины между двумя соседними изопахитами, м.
Коэффициент открытой пористости k п определяется на основании анализа кернов, отобранных из продуктивного разреза при бурении скважин.
Коэффициент нефтенасыщенности kн определяют лабораторным путем при исследовании кернов, отобранных в специальных скважинах, где продуктивные отложения пройдены с применением безводных (преимущественно известково-битумных) промывочных растворов. Различными лабораторными методами (центрифуги, полупроницаемых мембран и др.) воссоздается (моделируется) количество связанной воды в порах коллектора. И при условии, что весьгазрастворен в нефти, коэффициент нефтенасыщенности находят из соотношения k н =1—k в, где k в — коэффициент водонасыщенности.
Коэффициент нефтеотдачи η —это отношение извлекаемых запасов нефти к начальным геологическим. Точно определить эту величину для каждого конкретного объекта можно лишь в конце его разработки.
Плотность нефти ρ определяют в стандартных условиях (в лаборатории). Для расчета берут среднюю величину по пласту на основании данных анализа проб нефти, взятых по ряду скважин.
Пересчетный коэффициент q, или величину, обратную объемному коэффициенту пластовой нефти b, вводят для приведения подсчитанных запасов нефти в недрах к стандартным условиям на поверхности. Объемный коэффициент пластовой нефти определяют по результатам лабораторного анализа глубинной пробы пластовой нефти либо косвенным путем.
Кроме объемного при подсчете запасов нефти используют методы материального баланса и статистический.
Метод материального баланса является практическим приложением закона постоянства материи. Применяя его, исходят из равенства начального количества нефти (газа) в недрах количеству добытой и оставшейся в недрах нефти.
Подсчет извлекаемых запасов нефти основан на данных об изменении пластового давления и количественных соотношений между нефтью и газом (свободным, растворенным) в процессе разработки (отбора жидкости, газа). Поэтому до начала разработки и в ранние ее периоды метод материального баланса неприменим. Кроме того, даже при достаточно длительной разработке применение его ограничивается трудностями точного определения довольно большого числа параметров, характеризующих пластовые условия (пластовое давление, газосодержание, температура и др.). Есть и другие обстоятельства (например, воздействие на пласт), ограничивающие применение метода материального баланса.
Статистический метод основан на статистических связях между различными показателями разработки. Среди них наиболее известны связи между предыдущими и последующими дебитами нефти, текущим и накопленным отборами нефти, долей воды (нефти) в продукции залежи и накопленным отбором нефти и т. п.
Применение статистического метода, так же как и метода материального баланса, возможно, следовательно, после достаточно длительной разработки. Однако статистический метод дает гораздо более достоверные результаты при подсчете запасов нефти, поскольку необходимые для расчета показатели разработки достаточно легко, точно и регулярно определяются в процессе эксплуатации. Кроме того, применение статистического метода не ограничивается режимом работы залежи. Он применим при любом воздействии на пласт.
Дата публикования: 2015-01-26; Прочитано: 797 | Нарушение авторского права страницы | Мы поможем в написании вашей работы!
