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.

КИН = О_извл/ Q_6ал. (46)

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):

КИН = К_вытК_охв. К_зав. (47)

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:

где

р_к — капиллярное давление, Па;

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.

Уравнение Лапласа

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 скважин S_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

S_c = S/n (1)

Размерность [ S_c ]=м²/скв. В ряде случаев используют параметр S_сд, равный площади нефтеносности, приходящейся на одну добывающую скважину.

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

N_кр=N/n (2)

Размерность параметра [ N_кр ] = т/скв.

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

ω = n_н/ n_д. (3)

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 скважин n_р, то

ω_р= n_р/n. (4)

Параметр ω_р безразмерный.