Файл: Задача по наращиванию запасов углеводородного сырья нефти, газа и конденсата.doc

aсп. Затем на такой карте путем интерполяции прово­дится изолиния aсп_к. Зона с большими, чем aсп_к значениями aсп характе-ризует область распространения коллекторов, с мень­шими -неколлекторов.

Исследования, проводимые на разрабатывающихся залежах, должны обеспечивать также возможность определения коэффициентов открытой пористости и нефте(газо)-насыщенности пропластков или нерасчленен-ных пластов.

Для подсчета начальных балансовых запасов эффективные нефте(газо)насыщенные толщины в добывающих скважинах, пробуренных на участках залежи, в пределах которых начался подъем ВНК или ГВК учитываются до уровня первоначального положения контактов.

При подсчете запасов разрабатывающихся залежей в зависимости от геологического строения залежей применяются практически те же варианты объемного метода подсчета запасов, что и на предыдущей стадии, но с более глубокой дифференциацией запасов.

Запасы многопластовых залежей дифференцируются:

• 
  по пластам, а в расчленненных пластах – по пропласткам;
  
• 
  по категориям С₁ и В при разбуривании залежи по первому проектному документу или В и А при разбуривании по проекту разработки;
  
• 
  по зонам нефтяной, водонефтяной, газовой, газоводяной;
  
• 
  по зонам разной продуктивности коллекторов.
  

Подсчет запасов свободного газа газоконденсатных залежей с газовым режимом на данных стадиях ведется с той же степенью дифференциации, что и по нефтяным.

Подсчет запасов газовых залежей, работающих на упруговодо-напорном режиме производится с учетом дифференциации запасов по пластам, категориям, газовой и газоводяной зонам и по зонам разной продуктивности.

5. МЕТОДЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ НАЧАЛЬНЫХ ИЗВЛЕКАЕМЫХ ЗАПАСОВ НЕФТИ И ГАЗА

Начальные извлекаемые запасы нефти залежи Qн.и. равны произведению величин начальных балансовых запасов Qн.г. и конечного коэффициента извлечения Ки.н..

Конечный коэффициент извлечения нефти показывает, какая часть от начальных балансовых запасов может быть извлечена при разработке залежи до предела экономической рентабельности.

При подсчете начальных извлекаемых запасов нефти залежей

---

, вводимых в разработку, и при пересчете запасов разрабатываемых залежей начальные балансовые запасы умножаются на утвержденный конечный коэффициент извлечения нефти, обоснованный технико-экономическими расчетами. Этот коэффициент используется при проектировании разработки залежей, планировании развития нефтедобывающей промышленности и т. п.

Наряду с конечным коэффициентом извлечения нефти различают текущий коэффициент извлечения, равный отношению накопленной добычи из залежи или объекта разработки на определенную дату к их начальным балансовым запасам. В зависимости от стадии изученности применяется тот или иной из рассмотренных ниже методов определения коэффициента извлечения.

---

5.1. МЕТОДЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПРОЕКТНЫХ КОЭФФИЦИЕНТОВ ИЗВЛЕЧЕНИЯ НЕФТИ ПРИ ВОДОНАПОРНОМ РЕЖИМЕ

Величина Ки.н. зависит от ряда геолого-физических и технологи-ческих факторов. Она определяется литологическим составом коллектора, неоднородностью продуктивного горизонта (пласта), проницаемостью пород, эффективной нефтенасыщенной толщиной. К физическим факторам, от которых зависит величина этого коэффициента, следует отнести в первую очередь отношение вязкости нефти  н к вязкости воды в (обозначаемое в дальнейшем  о). На величину Ки.н. оказывают влияние применяемые методы искусствен-ного воздействия на пласты, а при разработке без воздействия -природный режим залежи, плотность сетки добывающих скважин, новые методы разработки и способы интенсификации добычи нефти и другие факторы.

Подобно подсчету балансовых запасов определение конечных коэффициентов извлечения нефти и извлекаемых запасов должно быть увязано с этапами и стадиями геологоразведочных работ и разработки залежей, т. е, с объемом имеющейся информации, а также с особенностями геологического строения залежей.

На открытых залежах, по завершению поискового этапа, а также на стадии оценки, когда данных еще недостаточно, расчет коэффициентов извлечения основывается на многомерных статистических моделях.

При подсчете запасов нефти после завершения разведки и при пересчете запасов после разбуривания залежи по первому проектному документу составляется технико-экономическое обоснование (ТЭО) коэффициента извлечения на основе опыта нефтедобывающих районов с учетом достигнутого уровня техники и технологии добычи. В этом документе обосновывается выбор оптимального варианта системы разработки по результатам технико-экономических расчетов нескольких вариантов систем, в том числе и варианта системы разработки на естественном режиме. Для каждого варианта рассчитываются коэффициент извлечения и другие показатели разработки. Принимается коэффициент извлечения того варианта, который наиболее рационален с учетом замыкающих затрат.

Коэффициенты извлечения нефти на средних, крупных и уникальных залежах рассчитываются гидродинамическими методами с учетом одномерных моделей фильтрации—на стадии завершения разведки и двумерных моделей

---

, идентифицируемых с реальными пластовыми условиями,—на стадиях разработки. По мелким залежам коэффициенты извлечения нефти определяются с использованием коэффициентов вытеснения, охвата вытеснением и заводнения. Для нефтяных и газонефтяных залежей, разрабатываемых с применением заводнения и других методов воздействия на пласт, а также разрабатываемых на природных режимах, предусматривается единый подход к обоснованию конечного коэффициента извлечения нефти. При этом коэффициенты извлечения нефти определяются отдельно для нефтяных, водонефтяных, газонефтяных и водогазонефтяных зон.

Если залежь вступила в позднюю стадии разработки, ее извлекаемые запасы могут быть уточнены непосредственно на основе данных эксплуатации за период работы на этой стадии, предшествующий дате подсчета запасов. В этом случае утвержденный коэффициент извлечения нефти уточняется в соответствии с подсчитанными извлекаемыми запасами и принимается равным отношению их величины к начальным балансовым запасам.

5.2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТА ИЗВЛЕЧЕНИЯ НЕФТИ ПРИ ПОДСЧЕТЕ ЗАПАСОВ ЗАЛЕЖЕЙ, ВВОДИМЫХ В РАЗРАБОТКУ, И ПРИ ПЕРЕСЧЕТЕ ЗАПАСОВ РАЗРАБАТЫВАЕМЫХ ЗАЛЕЖЕЙ

Покоэффициентный метод

Проектный коэффициент извлечения нефти этим методом определяется по формуле:

Ки.н. — Квт Кз Кохв

где Квт - коэффициент вытеснения нефти водой; Кз - коэффициент заводнения; Кохв—коэффициент охвата пласта процессом вытеснения.

Коэффициент вытеснения определяют в лабораторных условиях. Он характеризует отношение объема вытесненной нефти из образца породы при бесконечной промывке к первоначальному ее объему в этом образце, т. е. при обводнении выходящей продукции до 100%. Он зависит от проницаемости, структуры пустотного пространства, физико-химических свойств нефти и вытесняющего агента, причем между Квт и Кпр прослеживается тесная корреляционная связь.

---

Поскольку продуктивным пластам присуща изменчивость кол-лекторских свойств по площади и разрезу, определение значений Квт должно производиться по образцам, равномерно освещающим залежь или продуктивный пласт, с широким диапазоном изменения Кпр. Если для высокопроницаемых пластов Квт достигает 0,8 - 0,95, то в малопро-ницаемом коллекторе он может быть вдвое меньше. Эти особенности определяют способы расчета средних значений коэффициента вытеснения на различных стадиях изученности залежи.

При подсчете запасов залежи, вводимой в разработку, Квт принимается равным среднему арифметическому значению из имеющихся определений по продуктивному пласту.

Когда залежь разбурена по технологической схеме или проекту разработки, то при неоднородном пласте, в пределах которого выделены зоны высокопродуктивных и малопродуктивных коллекторов, значение Квт учитывается одновременно со значением Кохв. При однородном по коллекторским свойствам пласте среднее значение Квт принимается как средняя арифметическая величина из имеющихся определений.

Коэффициент заводнения характеризует потери нефти в объеме, охваченном процессом вытеснения, из-за прекращения ее добычи по экономическим соображениям при обводненности продукции скважин менее 100 % (от 95 до 99%). Он зависит от неоднородности пласта, проницаемости, относительной вязкости и др.

Коэффициент охвата процессом вытеснения представляет собой отношение нефтенасыщенного объема пласта (залежи, эксплуата-ционного объекта), охваченного процессом вытеснения, ко всему нефтенасышенному объему этого пласта.

---