Тема 1 Полнота извлечения нефти из пластов и факторы, влияющие на нефтеотдачу пластов
1.1 Понятие о коэффициентах, характеризующих нефтеотдачу пластов
Коэффициент вытеснения — предельная величина нефтеотдачи, которую можно достичь в лабораторных условиях с помощью данного рабочего агента при длительной промывке образца породы.
,
Коэффициент текущей нефтеотдачи (выработки) вводится для оценки выработки запасов нефти в условиях водонапорного режима:
,
где ηт — коэффициент текущей нефтеотдачи, доли единицы;
Qдоб.н. — добытое количество нефти из заводненной части пласта на любую дату, тыс.т;
Qбал. — начальные балансовые запасы нефти в пределах заводненной части пласта, тыс.т.
Коэффициент использования запасов Ки (процент отбора от геологических запасов) — относительная величина, показывающая, какая часть объема нефти извлечена из залежи, не выработанной до предела экономической рентабельности. Характеризует процесс извлечения нефти из залежи во времени.
Конечный коэффициент нефтеотдачи характеризует завершенный процесс выработки залежи, определяется как:
,
где ηт — конечный коэффициент нефтеотдачи, доли единицы;
Qизвл. — извлекаемые запасы нефти при условии эксплуатации залежи до предела экономической рентабельности, тыс.т;
Qбал. — начальные балансовые запасы нефти залежи, тыс.т.
Как известно, коэффициент нефтеотдачи состоит из коэффициентов вытеснения, охвата, сетки скважин. Коэффициент нефтеотдачи можно оценить по методу БашНИПИнефть
(4)
Под коэффициентом вытеснения понимают отношение объема нефти, вытесненной из области пласта, занятой рабочим агентом (водой или газом) к начальному содержанию нефти в этой же области. Коэффициент вытеснения представляет собой величину нефтеотдачи, которую можно достичь с помощью данного рабочего агента при длительной промывке образца породы. Коэффициент — безмерная величина, зависит от многих параметров.
Коэффициент вытеснения нефти водой для разных пластов изменяется в очень широких пределах. Наименьшие его значения в 54–58% зафиксированы в полимиктовых гидрофильных коллекторах месторождений Западной Сибири, в слабопроницаемых зонах залежей Самотлорского и других месторождений. В высокопроницаемых полимиктовых коллекторах и в центральных зонах залежей доля вытесняемой водой нефти достигает 70–75%, а в кварцевых, слабоглинистых коллекторах месторождений Урало-Поволжья вытесняемая часть нефти превышает 80–85%. В гидрофобных и гидрофобизированных коллекторах коэффициент вытеснения существенно меньше, чем в гидрофильных пластах и в среднем составляет около 60–70%.
Под коэффициентом охвата понимается отношение объема породы, охваченной вытеснением, ко всему объему нефтесодержащей породы. Он характеризует потери нефти в неохваченных дренированием и заводнением зонах слабопроницаемых включений, которые контактируют непосредственно с обводненными слоями и зонами, либо отделены от них непроницаемыми линзами и слоями. Коэффициент охвата на практике может достигать 65% (идеальный случай, когда коэффициент охвата равен 1).
Коэффициент охвата пласта заводнением — показатель, изменяющийся во времени и возрастающий в пространстве (объеме) залежей — по мере продвижения водонефтяных контактов в пласте, и от фронта заводнения к контуру нагнетания, а в среднем по мере увеличения объема прокачки жидкости по пласту. Практически на многих месторождениях при помощи специальных скважин зафиксировано послойное обводнение монолитных пластов с последовательным охватом водой слоев разной проницаемости. Поэтому значения коэффициента охвата необходимо фиксировать к определенной стадии разработки залежей. Охват пластов заводнением к моменту прорыва воды в скважины колеблется в очень широких пределах (от 10–15 до 75–85%), в зависимости от слоистой неоднородности пластов и вязкости нефти. Охват пластов на всех стадиях разный в различных сечениях пласта и уменьшается от линии нагнетания воды к линии отбора нефти в связи с уменьшением объема прокачиваемой воды через удаленные зоны.
Коэффициент сетки скважины характеризует удельную площадь дренирования, приходящуюся на одну скважину.
Рисунок 1.1 – Зависимость экономической эффективности от коэффициентов вытеснения, сетки охвата ← ↑ → © ФГБОУ ВПО Уфимский государственный нефтяной технический университет
Институт дополнительного профессионального образования
Уфа 2014
Нефть, Газ и Энергетика
Блог о добычи нефти и газа, разработка и переработка и подготовка нефти и газа, тексты, статьи и литература, все посвящено углеводородам
Коэффициенты вытеснения и коэффициенты охвата
Обоснование коэффициентов вытеснения и коэффициентов охвата при проектировании систем разработки нефтяных месторождений
Условия разработки нефтяных эксплуатационных объектов, особенно при больших площадях нефтеносности и повышенной вязкости нефти, часто характеризуются слабой гидродинамической связью между отдельными их частями, в результате чего изменение давления в одной точке объекта может не оказывать видимого влияния на другие его точки. В связи с этим величина Кохв.р часто меньше единицы.
Кохв.выт = Vохв.выт / Vобщ
Коэффициент охвата вытеснением входит в формулу, используемую для прогноза коэффициента нефтеотдачи. Его величина оказывает большое влияние на конечную нефтеотдачу и на темпы добычи нефти.
Различают коэффициент охвата по мощности и коэффициент охвата по площади.
Коэффициент охвата вытеснением по мощности Kохв.выт.h определяется в скважине как отношение нефтенасыщенной мощности, подвергающейся воздействию, к суммарной эффективной нефтенасыщенной мощности объекта.
Коэффициент охвата вытеснением по площади Кохв.выт.S определяют для каждого пласта эксплуатационного объекта в отдельности. Численно он равен отношению площади, охваченной процессом вытеснения, к общей площади распространения пласта-коллектора в пределах залежи.
Величина коэффициента охвата вытеснением по площади тесно связана также с соотношением объемов закачиваемой в пласт воды и отбираемой из него жидкости (в пластовых условиях).
Если это соотношение менее единицы, т. е. закачка меньше отбора, значит удаленные от нагнетательных скважин участки площади испытывают недостаточное воздействие или не испытывают его вовсе вследствие экранирующего влияния действующих добывающих скважин, расположенных вблизи нагнетательных.
Соответствие объема нагнетаемой воды объему добываемой из пласта жидкости является одной из важнейших предпосылок увеличения коэффициента охвата вытеснением по площади.
Методика оценки коэффициента охвата эксплуатационного объекта процессом вытеснения основана на использовании карт охвата пластов вытеснением, характеризующих размеры пло щади зон вытеснения.
Для однопластового эксплуатационного объекта строят одну такую карту, для многопластового их ко личество соответствует числу пластов в объекте. Указанные карты строят на основе карт распространения коллекторов.
На них указывают месторождение нагнетательных и добывающих скважин, общие границы распространения коллекторов с разной продуктивностью (наиболее часто выделяют две группы коллекторов—с высокой и низкой продуктивностью), дизъюнктивные нарушения, границы зон вытеснения. Иногда на карту наносят изопахиты эффективной нефтенасыщенной мощности, чаще же используют карты мощности, построенные отдельно.
По многопластовому объекту в целом коэффициент охвата вытеснением может быть определен как среднее взвешенное по мощности из значений этого коэффициента, полученных для отдельных пластов.
Различают коэффициенты охвата вытеснением прогнозный и фактический.
Прогнозный коэффициент охвата вытеснением обосновывают при проектировании разработки месторождения для определения проектного коэффициента нефтеотдачи.
В процессе разработки эксплуатационного объекта периодически (обычно на конец года) составляют карты фактиче ского охвата каждого пласта эксплуатационного объекта процессом вытеснения и объекта в целом. Это делается для оценки эффективности принятой системы и процесса разработки—для выяснения соответствия фактического охвата проектному, а также выявления частей объекта, недостаточно участвующих в дренировании, и обоснования технологических мероприятий, направленных на активизацию их разработки.
Для построения карт фактического охвата вытеснением используют комплекс данных, характеризующих работу скважин и пластов в целом.
Структурное представление коэффициента нефтеотдачи. Оценка коэффициента вытеснения, охвата и заводнения.
На открытых залежах, по завершению поискового этапа, а также на стадии оценки, когда данных еще недостаточно, расчет коэффициентов извлечения основывается на многомерных статистических моделях.
Коэффициенты извлечения нефти на средних, крупных и уникальных залежах рассчитываются гидродинамическими методами
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.
Коэффициент вытеснения ( KBuJ определяется отношением объема нефти, вытесняемой из области пласта, занятой рабочим агентом, к начальному содержанию нефти в этой же области. Коэффициент вытеснения характеризует максимальную нефтеотдачу при длительном воздействии вытесняющего газа на пласт.
Коэффициент охвата по объему пласта определяется отношением объема пласта, охваченного вытеснением, к общему объему продуктивного горизонта. Этот коэффициент зависит в основном от объема закачиваемого газа, расположения нагнетательных и эксплуатационных скважин, степени и характера изменения коллекторских свойств пласта.
Под коэффициентом заводнения ( промывки) понимают отношение между площадью элемента сетки, который был обводнен закачиваемой жидкостью до появления последней в эксплуатационных скважинах, и общей поверхностью рассматриваемого элемента.
Большая Энциклопедия Нефти и Газа
Коэффициент вытеснения ( KBuJ определяется отношением объема нефти, вытесняемой из области пласта, занятой рабочим агентом, к начальному содержанию нефти в этой же области. Коэффициент вытеснения характеризует максимальную нефтеотдачу при длительном воздействии вытесняющего газа на пласт. [1]
Коэффициент вытеснения определяется в лабораторных условиях путем исследования кернов. [2]
Коэффициент вытеснения имеет максимальные значения при структурном и турбулентном режимах. Создание турбулентного потока предпочтительнее, так как обеспечивается более высокая степень вытеснения по сравнению со структурным потоком. Проведение процессса при низких значениях Re затруднительно вследствие возможного изменения структурного режима в переходный. [3]
Коэффициент вытеснения имеет максимальные значения при структурном и турбулентном режимах. Создание турбулентного потока предпочтительнее, так как обеспечивается более высокая степень вытеснения по сравнению со структурным потоком. Проведение процесса при низких значениях Re затруднительно вследствие возможного изменения структурного режима в переходный. [4]
Коэффициент вытеснения определяют в лабораторных условиях. Он зависит от проницаемости, структуры пустотного пространства, физико-химических свойств нефти и вытесняющего агента, причем между & Вт и & Пр прослеживается тесная корреляционная связь. [5]
Коэффициент вытеснения в выжженной зоне вычисляют с учетом исключения из запасов нефти, затраченной на образование топлива ( коксообразного остатка) в породе. [8]
Коэффициент вытеснения определяется по образцам кернов лабораторным путем. При этом желательно определить коэффициент вытеснения нефти по образцам с различной проницаемостью и найти среднюю его величину. [10]
Коэффициент вытеснения меньше единицы вследствие того, что вытесняемая нефть и вытесняющий ее агент ( обычно вытесняющая вода) бывают несмешивающимися жидкостями ( или флюидами) и на их контакте в пористой среде возникают капиллярные силы. Он мало зависит от вязкости нефти, бывает почти одинаковым для неф-тей низкой, средней, высокой и сверхвысокой вязкости и даже для газа, больше зависит от минерального состава породы, от несмесимости нефти и агента и величины капиллярных сил. [11]
Коэффициент вытеснения представляет собой отношение объема вытесненного углеводорода к его начальному объему в зоне пласта, охваченной вытеснением. [13]
Коэффициент вытеснения на больших глубинах при высоких пластовых температурах может быть довольно высоким, близким к единице. [14]
Коэффициент вытеснения не зависит от количества прокачанного вытесняющего агента, он реализуется в пределах охваченного вытеснением объема нефтяных пластов. Коэффициент вытеснения соответствует коэффициенту нефтеотдачи, определяемому в лабораторных условиях на образцах керна или моделях при достаточно большой ( теоретически неограниченно большой) прокачке вытесняющего агента, когда коэффициент охвата вытеснением становится равным единице. [15]
Коэффициент извлечения нефти и методы повышения КИН в России
Нефтеотдача, или коэффициент извлечения нефти, (КИН) — отношение количества добываемых запасов к величине природной горючей жидкости, находящейся в пласте-коллекторе. По оценке, проведенной в 2006 году, мировой показатель находился в диапазоне от 0,3 до 0,35 (30—35%). Если планируется получение КИН более 40−50%, то считается, что это активные ресурсы. При значении 20−30% специалисты называют их трудноизвлекаемыми залежами.
Геологические и извлекаемые запасы
Помимо проектного, существует текущий коэффициент, который показывает количество уже добытых геологических ресурсов. Его значение всегда меньше проектного. Обычно когда специалисты говорят о запасах, то они подразумевают извлекаемые ресурсы, а если речь идет о КИН, то имеют ввиду плановый показатель.
Формула коэффициента извлечения нефти — КИН = Q изв. / Q геол., где:
Значение коэффициента зависит от многих факторов, а у каждого месторождения свой показатель. Величина КИН во многом зависит от технологии и методов разработки конкретных залежей. Методы бывают:
Нефтедобывающие предприятия чаще используют закачку воды, так как в этом случае конечный результат более эффективен. Добыча нефти с закачкой воды уже несколько десятилетий считается стандартной технологией на всех месторождениях.
Вода в коллектор закачивается соленая. Ее берут из глубоких влагонасыщенных пластов. Газ, закачиваемый в пласт, кроме поддержания давления, удаляет излишки попутной с нефтью углеводородной смеси.
Третичные разработки
В третичных разработках тепловой метод применяется для месторождений горючего с высокой вязкостью, которые относятся к труднодобываемым или нетрадиционным залежам. Особо больших результатов добычи от такого метода не бывает. Суть его в том, что в пласт подается горячая вода, которая разжижает природное горючее, тем самым облегчая его добычу.
Газовый способ чаще используется на месторождениях традиционного топлива, чтобы увеличить нефтеотдачу при заводнении. Его технология заключается в том, что периодически чередуется закачка воды и газа. Попутный нефтяной газ представляет собой смесь углеводородов, которые отлично растворяются в природном горючем.
Смесь углеводородов сильно увеличивает объем нефти, которая опять начинает перемещаться к рабочим скважинам. Такой метод увеличивает коэффициент нефтеотдачи на 5−10%, то есть эффективность добычи вырастает очень слабо, так как основная масса залежей остается в пластах. Это происходит потому, что вязкость у газа в несколько раз меньше, чем у нефти.
Закачиваемая в нагнетательные скважины углеводородная смесь по прямой линии сразу попадает на участок добычи, захватив только тот объем топлива, который попался по пути. Чтобы исправить ситуацию, нефтяные предприятия чередуют закачку газа и воды. Существуют еще и другие третичные методы, но все они находятся на стадии опытных разработок.
Технология заводнения
В пласте, помимо природной горючей жидкости, находится довольно большое количество воды. Закономерно, что нефть и вода не смешиваются, а между ними существует четкая граница. При этом жидкость расположена вокруг топлива, которое расположено в центре пластов и с горной породой не соприкасается.
В процессе откачки нефти сначала вода никуда не течет, так как она связана с частицами горной породы. Когда начинается подача в пласт жидкости, то ее объем увеличивается, а количество горючего уменьшается. Часть влаги начинает перемещаться в пласте вместе с нефтью, и в скважинах добычи появляется попутная вода.
Когда ее в пласте набирается очень много, то жидкость закупоривает поры и не дает нефти выйти наружу. Это природное горючее практически невозможно вытеснить методом заводнения, так как для этого необходимо создать высокое давление.
Та часть топлива, которую выдавливают водой, называется коэффициентом вытеснения. Пласт-коллектор, в котором выдавливание нефти водой закончено, называется промытым. Ежесуточный поправочный коэффициент дисбаланса между оперативной и фактической добытой нефтью, называется парковым.
Практически невозможно осуществить стопроцентное выдавливание горючего, так как не все участки месторождений промываются хорошо. Объясняется это некоторыми факторами:
Часть объема топлива, которую удается промыть, называется коэффициентом охвата, и обычно он находится в диапазоне от 50 до 60%. Произведение коэффициентов вытеснения и охвата определяет показатель проектной добычи нефти.
Методы повышения нефтеотдачи
Для того чтобы повысить коэффициент нефтеотдачи, применяется комплекс действий, направленный на повышение качества нефтяного пласта. Он обладает тремя основными свойствами: пористостью, проницаемостью, трещиноватостью. Обычно на пористость повлиять никак нельзя, а проницаемость и трещиноватость подвергается воздействию несколькими методами.
Гидравлический разрыв пласта и влагонагнетание
Процедура воздействия на участок месторождения путем резкого повышения давления за счет подачи в штрек большого объема воды называется гидравлическим разрывом пласта. Кроме того, зачастую нефтедобывающие предприятия осуществляют микровзрыв в призабойной зоне.
После этого происходит распространение трещин, которые раскрывают поры, и их соединение. В результате чего нефть начинает перемещаться по пласту и попадает в добывающую скважину. Обычно после взрыва добычу горючего останавливают на некоторое время, чтобы возле забоя скопилось больше нефти.
Водонагнетание приводит к улучшению проницаемости. В старых скважинах, которые не дают требуемого количества нефти, вместо откачки жидкости осуществляют принудительную подачу воды в пласт. В коллекторе вода немного поднимает давление и выталкивает остатки горючего от скважины.
Передвигаясь по пласту, нефть прибивается к рабочей скважине, а оттуда ее можно добыть. Метод применяется в кустовых разработках, где куст — это большое количество скважин на ограниченной площади.
Реагентно-активационный способ
Этот метод позволяет контролировать стабильность пласта к воздействиям извне. Технология заключается в подаче специальных флюидов для изменения состояния на поверхности минералов. Благодаря таким действиям, нефтедобывающие компании существенно повышают реакцию пласта на динамическое воздействие.
Достигается это с помощью оборудования, которое может вызывать в коллекторе продольные и поперечные волны низкой частоты с параллельной фильтрацией флюида через специальные отверстия под воздействием ударной волны.
Все эти действия приводят к увеличению подвижности флюида и проницаемости водонасыщенного участка. В свою очередь, увеличенная приемистость позволяет охватить заводнением заблокированные участки рабочего пласта, что позволяет более эффективно вытеснять нефть закачиваемой водой.
Увеличение дебита скважин
При гидравлическом разрыве участка добычи образуются трещины в горных породах, прилегающих к скважине. Они проходят как вертикально, так и горизонтально, а их ширина может достигать нескольких сантиметров.
Для предотвращения их смыкания в скважину подают вязкую жидкость с твердыми частицами. Обычно процесс разрыва проводится на низкопроницаемых участках, где пласты не участвуют в активной разработке, что снижает добычу нефти на всем месторождении.
Образованные трещины пересекают зоны, которые плохо дренируют, тем самым повышая их выработку. Горючее, попадая в расщелины, перемещается к рабочей скважине, и нефтеотдача увеличивается.
К повышению добычи приводит создание горизонтальных стволов за счет более обширной площади контакта пласта с добывающей скважиной. Кроме того, увеличивает дебит нефтеотдачи волновое воздействие на продуктивный пласт. Основная цель этой технологии — это повысить производительность низкопроницаемых изолированных зон месторождений.