Большая Энциклопедия Нефти и Газа. Подвижные запасы нефти это


Доля - запас - нефть

Доля - запас - нефть

Cтраница 1

Доля запасов нефти в песчаных коллекторах с объемной глинистостью более 2 % ( группа 2) и в слабопроницаемых коллекторах ( группа 3) в процессе разработки увеличилась в структуре запасов нефти: балансовые от 15 6 % до 24 2 %, извлекаемые от 11 7 % до 50 4 % от запасов горизонта Д1 Абдрахмановской площади. В настоящее время из высокопродуктивных коллекторов выработано 92 5 %, а из малопродуктивных в слабопроницаемых зонах 42 7 % от соответствующих извлекаемых запасов нефти.  [1]

Чем больше доля запасов нефти заключена в пропластках малой мощности, тем выше, по-видимому, степень прерывистости продуктивного пласта, так как вероятность выклинивания пласта или замещения его непроницаемой породой выше по пропласткам малой мощности. Обычно наблюдается статистическая связь между мощностью пропластка и площадью его распространения в пласте. Поэтому подобные пласты ведут себя при разработке как объекты с низкой гидропро-волностью, не соответствующей проницаемости коллектора, определенной на основании анализа керна. По этим пластам наблюдаются невысокие темпы отбора нефти, слабая реакция на процесс заводнения нефтяного пласта, низкий коэффициент охвата залежи процессом заводнения и сравнительно невысокая нефтеотдача. Предлагаемая методика оценки характеристики расчлененности продуктивных пластов позволяет очень полно оценить этот вид неоднородности продуктивного пласта и может быть широко использована при проектировании и анализе разработки нефтяных месторождений.  [2]

Остаточная нефтенасыщенность определяется как доля запаса подвижной нефти.  [3]

Объем первой оторочки в долях подвижных запасов нефти е, второй оторочки соответственно е и третьей оторочки е - Оторочки были созданы до начала прорыва агента в добывающую скважину по самому высокопроницаемому слою.  [4]

В средних и мелких месторождениях доля запасов нефти в периферийных зонах возрастает по сравнению с общими запасами залежи.  [5]

Актуальность решения данной проблемы обусловлена возрастающей долей запасов нефти, сосредоточенных в таких коллекторах. На сегодня более 80 % запасов нефти, уже вовлеченных в разработку на территории Западной Сибири, приурочены к категории трудноизвлекаемых в основном по причине низкой проницаемости коллекторов.  [6]

Таким образом, считается, что доля запасов нефти залежи, введенная в разработку, равняется доле пробуренных скважин.  [7]

По полученным значениям предельной доли вытесняющего агента определяют суммарный отбор нефти в долях подвижных запасов нефти ( / С3) и расчетный суммарный отбор жидкости в долях подвижных запасов нефти ( F) для периода закачки газа и для всего периода промышленной разработки.  [8]

Рассматривая стратиграфическое распределение нефти и газа, можно увидеть, что в СССР доля запасов нефти и газа в кайнозойских отложениях со временем неуклонно уменьшается. Это совершенно естественно, так как эти отложения осваиваются еще с прошлого века и многие месторождения уже выработаны.  [10]

Рассчитанные для типичного элемента нефтяной залежи нефтеотдача пластов и суммарный отбор воды в долях подвижных запасов нефти при заданной предельной обводненности продукции должны совпадать с такими же величинами, полученными по формулам динамики за все время разработки залежи. Используемая при фиксированных условиях разработки залежи показательная функция задается для времени от нуля до бесконечности, но фактическое время разработки залежи является ограниченным. Поэтому вводятся корректирующие коэффициенты v и F, увеличивающие извлекаемые запасы нефти и жидкости для бесконечного времени так, чтобы за конечное время разработки залежи были отобраны принятые или утвержденные запасы нефти.  [11]

По мере выработки высокопродуктивных коллекторов нефти, относящихся к чисто нефтяным зонам, возрастает доля запасов нефти, сосредоточенных в областях месторождений, разработка которых обычно характеризуются малопривлекательными технико-экономическими показателями. К таким областям нефтяных месторождений относятся водонефтяные зоны, разработка которых характеризуется относительно низким коэффициентом нефтеизв-лечения, большими значениями водонефтяного фактора.  [12]

Очень важным показателем разработки является величина накопленного отбора воды SB, которая определяется в долях запаса подвижной нефти в объемных единицах в пластовых условиях.  [13]

F - соответственно, относительный отбор подвижных запасов нефти и расчетный относительный отбор жидкости в долях подвижных запасов нефти; V2 - квадрат коэффициента вариации - показатель расчетной послойной неоднородности эксплуатируемых нефтяных пластов; А2 и А - соответственно весовая и расчетная предельные доли вытесняющего агента ( вытесняющей воды) в дебите жидкости добывающей скважины.  [14]

Кз и F2 - суммарные отборы нефти и жидкости за все время разработки нефтяной залежи в долях подвижных запасов нефти, F - расчетный суммарный отбор жидкости в долях подвижных запасов нефти, величины Кз и F определяются с учетом расчетной послойной неоднородности ( здесь с учетом Кзи и / Сэк, которые однозначно зависят от V - расчетной послойной неоднородности) и величины А - расчетной доли агента в дебите жидкости добывающей скважины. Поскольку два основных действующих фактора ( неоднородность пластов по проницаемости и различие нефти и вытесняющего агента по физическим свойствам - по подвижности и плотности) являются взаимно независимыми ( инвариантными), то учет их действия в методике проектирования [7] производится раздельно, поэтому величина ц0 - коэффициента различия физических свойств нефти и агента - вынесена за скобки. При этом сначала с помощью величины ( io совершается переход от весового реального вытесняющего агента к расчетному агенту ( от Л2 к А), затем учитывается неоднородность пластов в пределах отдельного среднего типичного элемента нефтяной залежи и определяются величины Кз и F, затем учитывается зональная неоднородность в пределах залежи между ее элементами и применяются уравнения разработки нефтяной залежи, соответственно получается динамика дебитов нефти, дебитов расчетной жидкости и числа работающих скважин, после чего с помощью величины / JQ совершается обратный переход от дебитов расчетной жидкости к де-битам весовой жидкости.  [15]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Прогнозирование выработки запасов из пластов с двойной средой // Разведка и разработка // Наука и технологии

Современное состояние разработки нефтяных месторождений Западной Сибири характеризуется низким значением текущего коэффициента извлечения нефти (порядка 30%) и высокой обводненностью добываемой продукции (от 80 до 95%). Значительное расхождение этих двух показателей свидетельствует о том, что только одна часть закачиваемой в пласт воды расходуется на замещение нефти, в то время как другая движется к добывающим скважинам промытыми каналами.

Такая ситуация характерна для неоднородных пластов. Например, в слоисто-неоднородных пластах первыми обводняются пропластки с высокой проницаемостью, и пока в них идет процесс отмывки остаточной нефти, в других еще продолжается вытеснение нефти водой. Извлечение нефти из слоистых пластов характеризуется низкой нефтеотдачей и высокой обводненностью. Например — эксплуатационный объект ЮК10–11 на Талинском месторождении. За двадцать лет разработки из этого объекта извлечено около 12% нефти, в то время как обводненность достигла 90–95%.

Взаимосвязь текущей нефтеотдачи и обводненности в пластах, сложенных пропластками с различной проницаемостью и отделенных друг от друга глинистыми перемычками, рассмотрена во многих работах [1,2,3,4]. Однако, кроме вертикальной, пласт характеризуется и площадной неоднородностью, строение которой можно представить в виде хаотически расположенных линз с малой проницаемостью, окруженных протяженными каналами (рукавами или протоками) с более высокой проницаемостью. При этом любая частичка жидкости может попасть в соседнюю линзу, предварительно перейдя в канал, в то время как такая же частичка способна попасть в любую его точку, минуя при этом линзы. Суммарная площадь каналов может быть больше общей площади линз и тогда основная часть эксплуатационного фонда вскрывает именно каналы. Поэтому запасы нефти, содержащиеся в них, вовлекаются в разработку в первую очередь, а нефть из линз по мере снижения давления в зонах отбора перетекает в каналы. С повышением давления в каналах при закачке воды возможен и обратный переход нефти или воды из каналов в линзы.

Такая модель характерна для дельтовых отложений, где роль линз выполняют палеоостровки, а роль каналов – протоки между ними в русле реки, образующие рукава палеодельты.

Данная модель строения пласта согласуется с практикой разработки нефтяных месторождений, которая показывает, что проектный фонд скважин не позволяет исчерпать извлекаемые запасы пласта полностью и для достижения запланированного КИН возникает необходимость бурения резервного фонда, составляющего 10–15% проектного.

Площадная неоднородность описанного типа образуется не только геологическими процессами в ходе седиментации осадков и тектонических подвижек, но и техногенными процессами при нагнетании в пласт воды под давлением, превышающем давление разрыва пласта. Тогда вокруг нагнетательных скважин формируются высокопроницаемые каналы, по которым преимущественно движется вода в сторону добывающих скважин, в то время как между каналами остаются целики малоподвижной нефти. Наличие каналов высокой проводимости в заводненном пласте подтверждают трассерные исследования, проведенные на многих месторождениях [5], в том числе и западносибирских, таких как Лор-Еганское, Талинское, Самотлорское, Западно-Асомкинское, Южное и др. Кроме того, установлено, что вероятность образования каналов высокой проводимости увеличивается с повышением давления нагнетания [6]. Вышеперечисленные факты положены в основу струйной теории вытеснения нефти водой [7,8].

В данной статье приводится математический аппарат, позволяющий прогнозировать добычу нефти из пласта с площадной неоднородностью независимо от того, чем она обусловлена, — геологическими или техногенными процессами.

Модель может быть применена и для расчета вытеснения нефти при слоистом строении пласта, если проницаемые пропластки не разделены глинистыми перемычками, а налегают друг на друга. При этом нефть вытесняется, прежде всего, из наиболее проницаемых пропластков, в то время как из менее проницаемых она перетекает в соседние пропластки через кровлю и подошву.

Аналогично происходит процесс извлечения нефти из пласта с тупиковыми порами, из них нефть перетекает в проточные каналы [9].

Во всех перечисленных случаях ситуация примерно одинакова, а именно, в пласте имеются соседствующие друг с другом проточные каналы и окруженные ими блоки или линзы, обменивающиеся с каналами жидкостью в направлении перепада давления. Пористые среды такого типа называются двойными.

При математическом описании принимаются обозначения: Q1 и Q2 — текущие запасы в каналах и линзах в расчете на единицу объема пласта. Очевидно, что давления, под которыми они находятся, пропорциональны их объемам и потому интенсивность перетоков из линз в каналы можно принять в виде:

формула 1

 

а интенсивность отбора запасов из каналов:

формула 2

 

Здесь α и β — постоянные коэффициенты с размерностью, обратной времени.

Если в (2) откинуть второе слагаемое, то будет получен закон, устанавливающий, что скорость отбора запасов пропорциональна их наличию. Этот закон подтверждают многочисленные наблюдения за изменениями темпа отбора в зависимости от остаточных запасов.

Для решения системы уравнений (1) и (2) полезно заменить остаточные запасы Q1 и Q2 на добытые их количества:

формула 2'

 

где Q0 — начальные дренируемые запасы всего пласта без его разделения на линзы и каналы.

Следует различать подвижные запасы, которые рассчитываются перемножением геологических запасов залежи на коэффициент вытеснения нефти водой и дренируемые -потенциально извлекаемые запасы, получаемые домножением подвижных запасов на коэффициент охвата воздействием.

В новых обозначениях получаем следующую систему уравнений:

формула 3

 

формула 4

 

Необходимость такой замены продиктована тем, что Х1 и Х2 определяются промысловыми замерами. Для упрощения в дальнейшем тильды над переменными Q1 и Q2 будем опускать.

Система из двух дифференциальных уравнений (3) и (4) приводится к одному дифференциальному уравнению второго порядка:

формула 5

 

Заметим, что дифференциальное уравнение второго порядка для расчета добычи нефти приведено в работе [10] без вывода, но с указанием, что авторы недостаточно осознают смысл величин Q1 и Q2. Данный пробел в нашей статье устраняется.

Это уравнение может быть решено, если будут заданы начальные условия, которым в момент t=0 удовлетворяет функция Q1 и ее первая производная DQ1. Поскольку Q1 соответствует объему извлеченных из залежи запасов, постольку Q1 (0)=0, величина производной DQ1 соответствует темпу их извлечения, который обычно задается пропорциональным начальным извлекаемым запасам, так что можно принять DQ1= γ Q1, где γ — некоторая величина, обратно пропорциональная времени, как и ранее введенные параметры α и β

При заданных начальных условиях решение (5) представляется в виде

формула 6

 

Принимая во внимание физические процессы, следует, что α>β и поэтому первое слагаемое уменьшается быстрее, характеризуя выработку запасов из каналов, так что по истечении некоторого промежутка времени наибольший вклад в добычу нефти из залежи будет вносить второе слагаемое, определяющее поступление нефти из линз.

При замене в выражении (6) Q1 (t) на Qн(t) и аргумента t на отношение накопленной добычи жидкости Q (t) к ее начальному уровню добычи q0 получим функциональную зависимость между накопленными отборами нефти и жидкости для пластов с двойной средой

формула 7

 

С целью определения параметров, входящих в зависимость (7), обозначим через Qнф фактическую накопленную добычу нефти и образуем разность Δ n=Qн(tn)-Qнф(tn), где tn — значения времени в пределах заданного периода наблюдения. Параметры α, β, &gamma, Q0 находятся таким образом, чтобы сумма квадратичных отклонений S=ΣΔ2n имела минимальное значение. Для нахождения минимума используется метод наискорейшего спуска с использованием стандартных программ.

Предлагаемый метод прогнозирования выработки запасов продемонстрируем на примере разработки залежи пласта Б4 Варьеганского месторождения, который представляет собой нефтяную залежь пластово-сводового типа с газовой шапкой, площадью нефтеносности около 50 тыс.м2 и средней общей толщиной 22 м. Пласт представлен монолитным песчаником мощностью 5–18 м, коэффициенты песчанистости и расчленённости равны 0.81 и 1.77, соответственно. Отложения пласта Б4 накапливались в континентальный период, ширина русла достигает 80 м.

В промышленной эксплуатации пласт находится с 1981 года. Разработка ведется по площадной девятиточечной системе с применением барьерного и приконтурного заводнения. Формирование системы воздействия началось в 1984 году при текущем КИН 3%, и уже в 1987 году при достижении максимального темпа отбора нефти от НИЗ 11%, накопленная компенсация отборов жидкости закачкой воды составила 182% (рис. 1). Текущий коэффициент извлечения нефти – 12.6%.

Рис. 1. Динамика основных показателей разработки пласта Б4 Варьеганского месторождения

 

В последующие три года при относительно стабильной компенсации отборов жидкости закачкой воды ~ 400%, действующем фонде добывающих скважин (около 50 единиц) и отборах жидкости резко увеличилась обводненность добываемой продукции (с 22 до 89%), при этом добыча нефти уменьшилась почти в 7 раз.

По характеру падения добычи нефти пласт представляет некое подобие пористо-трещиноватой среды в виде каналов — ручейков с высокой проницаемостью и поровых блоков — островков нефти. Вода от нагнетательных скважин к добывающим движется именно по этим ручейкам, вытесняя находящуюся в них нефть, а затем начинает бесполезно циркулировать по каналам, оставляя островки нефти практически не тронутыми и размывая их только по берегам посредством капиллярных сил.

Ручейковая фильтрация встречается и в техногенных трещинах, образование которых обусловлено самопроизвольным гидроразрывом пласта при закачке воды под высоким давлением и в больших объемах, что происходило и на данном объекте.

Согласно теории, условно названной «ручейковой», за ростом добычи нефти, отбираемой из высокопроницаемых каналов, должно произойти резкое ее падение с последующей стабилизацией на низком уровне. Это свидетельствует о работе поровых блоков, вытеснение нефти из которых происходит очень медленно.

Коэффициент нефтеизвлечения на момент стабилизации уровней добычи нефти составил 16.8%. Данная величина позволяет приблизительно оценить объем высокопроницаемых каналов в пласте.

Рост обводненности продукции добывающих скважин привел к сокращению действующего добывающего фонда до 20 единиц (с 55) с 1988 по 1991 годы. Среднесуточный дебит по нефти снизился с 50.6 до 6.7 т/сут.

Уменьшение объемов закачки в 1991–1995 годах привело к снижению отборов жидкости в 5.8 раза, что практически не отразилось на текущей добыче нефти. Темп отбора нефти от НИЗ стабилизировался на уровне 0.8–0.3% в год при обводненности продукции 84–90%; текущая компенсация отборов жидкости закачкой поддерживалась на уровне 50–60%. В конце 2002 г. коэффициент нефтеизвлечения составил 18%. При текущем темпе отбора нефти кратность выработки запасов пласта Б4 составит 150–200 лет, что свидетельствует о медленном характере протекания процессов в поровых блоках

Задачи анализа разработки каждого месторождения — определение величины дренируемых запасов и возможность прогнозирования их выработки. Для решения этих задач используются многочисленные характеристики вытеснения, которые в большинстве являются частными случаями ранее предложенной [11,12] обобщенной характеристики вытеснения, полученной на основании физических представлений о поведении пласта.

Обобщенная характеристика вытеснения является функциональной зависимостью между накопленными отборами нефти и жидкости и имеет следующий вид:

формула 8

 

где Qн- накопленная добыча нефти;

Q — накопленная добыча жидкости;

Q0 — дренируемые запасы;

n — параметр, определяемый статистической обработкой фактических данных за предшествующий период разработки, характеризует геологическую неоднородность и режим работы залежи;

c=ε Q0 — выработка дренируемых запасов на начало массового обводнения продукции.

Использование обобщенной характеристики вытеснения для прогнозирования выработки запасов из пласта Б4 Варьеганского месторождения с начала падения добычи нефти дает погрешность порядка 20%, так как не позволяет учитывать бесполезную циркуляцию воды по каналам. На рис. 2 представлены результаты прогноза с использованием зависимости (8). Разницу между фактическим отбором нефти и расчетным можно считать потерей добычи нефти из-за излишней закачки воды в пласт. Следует отметить, что дальнейшее сокращение закачки воды привело к снижению объемов бесполезной циркуляции, в результате чего появилось соответствие фактической и расчетной кривых добычи нефти.

Рис. 2. Прогнозирование выработки запасов с использованием обобщенной характеристики вытеснения на примере пласта Б4 Варьеганского месторождения

 

Проведенный нами анализ показал, что предложенный ранее метод (8) не позволяет уверенно прогнозировать выработку запасов и определять величину дренируемых запасов для пластов с двойной средой.

Выражение (7), являющееся функциональной зависимостью между накопленными отборами нефти и жидкости для пластов с двойной средой, было адаптировано к фактическим данным рассматриваемого объекта разработки (рис. 3).

Рис. 3. Прогнозирование выработки запасов с использованием функциональной зависимости между накопленными отборами нефти и жидкости для пластов с двойной средой на примере пласта Б4 Варьеганского месторождения

 

Расхождение между текущими показателями минимально, накопленное расхождение, отнесенное к накопленной добычи нефти за рассматриваемый период, составляет 1.6%. Следует отметить, что определенная величина дренируемых запасов Q0 за прогнозный период в сумме с накоп ленной добычей нефти, отобранной до прогноза, близка к величине числящихся на балансе ВГФ начальным извлекаемым запасам по пласту Б4 и меньше всего на 3%.

Вероятно, извлекаемые запасы оценивались с использованием асимптотических зависимостей, которые хорошо зарекомендовали себя на завершающей стадии разработки.

Таким образом, предлагаемая зависимость расширяет возможности прогнозирования и оценки дренируемых запасов в сложнопостроенных коллекторах с двойной средой.

 

 

Литература

Медведский Р.И., Севастьянов А.А. Сопоставление методов прогнозирования извлечения запасов нефти в слоистых пластах. // Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. – 1998. — 4. — С. 42 — 47.Медведский Р.И. Прогнозирование максимального извлечения нефти из природных резервуаров.-М.:- Недра.-1989.Кристеа Н. Подземная гидравлика.Т. II .-М.: Гостоптехиздат.- 1962.Крафт Б.С., Хокинс М.Ф. Прикладной курс технологии добычи нефти.-М.: Гостоптехиздат.- 1962.Соколовский Э.В., Соловьев Г.Б., Трончиков Ю.И. Индикаторные методы изучения нефтяных пластов. — М: Недра.- 1962.Афанасьев А.В., Горбунов А.Т., Шустеф И.Н. Заводнение нефтяных месторождений при высоких давлениях нагнетания.- М: Недра.- 1975. Медведский Р.И. Ручейковая теория вытеснения нефти водой. // Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. — 1997. — 6. — С. 69.Медведский Р.И. Концепция струйного вытеснения нефти водой. // Вестник Удмуртского университета. — Ижевск – 2002.- 9. -С.121–129. Goodknight R.C., Klykoff W.A., Fatt J.H. Nonsteady-state flow and diffusion in porous media containing dead-end pore volume. The Journal of Physical Chemistry. 64. no.9, 1960.Нестеров В.Н., Шленкин С.И., Шленкин В.И. и др. Оценка запасов нефти, основанная на аппроксимации графиков добычи дифференциальным уравнением второго порядка //Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО/ Шестая научно-практическая конференция. — Ханты-Мансийск.-2003. – Т.2. -С.306–311.Медведский Р.И., Севастьянов А.А.. Вывод функциональной зависимости между накопленными отборами нефти и жидкости из залежи // Изв. вузов. — Тюмень: ТюмГНГУ.- Нефть и газ. -2002. — 7.Медведский Р.И., Севастьянов А.А. Использование обобщенной характеристики вытеснения при анализе разработки и прогнозировании выработки запасов // Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО/ Шестая научно-практическая конференция. -Ханты-Мансийск.- 2003. -Т.1. -С.371–384.

neftegaz.ru

Неподвижная нефть - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 3

Неподвижная нефть

Cтраница 3

Конкретный вид параметров а и b определяется граничным условием 8носг 0 при 8ннач 0 и условием е8ност / с. О, которое отражает факт существования неподвижной нефти при малых значениях нефтенасыщенности.  [32]

С помощью описанных моделей рассчитывают температурное поле пласта в различные моменты времени. Так как после прохождения фронта конденсации в пласте остается практически неподвижная нефть, из которой образуется сгорающее топливо, то расчеты прекращают, когда суммарная площадь выжженной и пароводяной зон будет равна площади разрабатываемого участка залежи, с учетом коэффициента охвата его горением. Целесообразно при расчетах срока разработки и потребного количества воздуха принимать завышенное значение коэффициента охвата по площади, близким или равным единице, чтобы не занизить эти важные технологические показатели.  [34]

Ясно, что в соответствии с этим законом движение жидкости прекращается при малых ( меньших предельного G) градиентах давления. Поэтому при движении с начальным градиентом возможно образование внутри пласта зон неподвижной нефти - застойных зон и целиков, что должно сказываться на полноте извлечения нефти.  [36]

Объемное расширение нефти в пласте или набухание нефти вызывает искусственное увеличение нефтенасыщенного объема перового пространства коллектора. В результате давление в порах повышается, вследствие чего в добывающие скважины дополнительно вытесняется часть остаточной неподвижной нефти.  [38]

Существует и другое представление об эффективной пори-стоти. Под эффективной пористостью понимают объем только тех пор, по которым происходит перемещение нефти; поры, заполненные неподвижной нефтью, не учитываются. Величина эффективной пористости рассчитывается по формуле зависимости ее от общей пористости или проницаемости.  [39]

Как показывает опыт в России и за рубежом, технология микробиологического воздействия на пласт позволяет извлекать как подвижную, так и неподвижную нефть, ограничивать добычу воды из скважин. Метод основан на закачке микроорганизмов в истощенные пласты с целью увеличения нефтеизвлечения за счет создания внутрипластовых биохимических процессов.  [40]

Физически неподвижная, не подчиняющаяся закономерностям подземной гидравлики компонента остаточной нефти представляет собой жидкие УВ, удерживаемые у стенок полостей горной породы электромолекулярными силами, превосходящими капиллярные силы и гравитацию. По скромному подсчету Коваленко24 в девонских песчаниках Туймазинского месторождения ( Башкортостан) уже при равной 1 мкм толщине пленки нефти, обволакивающей песчаные зерна, запасы неподвижной нефти могут быть исчислены как 20 литров в 1 м3 породы. Приравнивая среднюю пористость песчаника к 20 %, долю связанной нефти следует оценить как / ю от НГЗ. Здесь, как видно, речь идет о пленочной нефти - аналоге рыхло / слабо связанной подземной воды. Подобного рода флюиды способны перемещаться как жидкости от участков с большей толщиной пленки на участки, где пленка уже.  [41]

Таким образом, мелкие поры оказываются заводненными, а крупные остаются в разной степени нефтенасыщенными. В масштабе большой зоны пористой среды, между передним фронтом внедряющейся воды и задним фронтом подвижной нефти, водонасыщенность пласта вдоль потока уменьшается от предельной водонасыщенности при неподвижной нефти до некоторой фронтальной водонасыщенности. В этой зоне идет совместная фильтрация воды и нефти. Вода движется по непрерывным заводненным каналам, обтекая уже блокированную нефть в крупных порах, а нефть перемещается в незаводненной части среды. Соотношение скоростей движения воды и нефти определяется распределением пор по размерам, водонасыщен-ностью и объемом нефти, блокированной в крупных порах заводненной части среды, а также распределением пор, объемом нефти и связанной воды в нефтенасыщенной части среды. В интегральном виде эти условия фильтрации воды и нефти выражаются кривыми фазовых ( или относительных) проницае-мостей.  [42]

Автором предложена классификация газовых шапок по неф-тенасыщению р0: наличие зон подвижной и неподвижной нефти, зоны сухого поля начальной нефтенасыщенности. Расчетами показано, что для описания распределений р0 ( X) можно использовать степенную зависимость, а в некоторых случаях их можно представлять в виде кусочно-постоянной функции в зонах подвижной и неподвижной нефти. На основании проведенных исследований предложен способ определения начальной нефтенасыщенности в газовых шапках нефтегазовых месторождений.  [43]

Накопленный к настоящему времени аналитический, экспериментальный и промысловый материал по характеру фильтрации неньютоновских нефтей в однородных и неоднородных пористых средах дает основание полагать, что при разработке нефтяных месторождений, насыщенных неньютоновскими нефтями, действуют факторы, которые в значительной степени обусловливают проявление начального градиента давления, и, следовательно, низкого коэффициента использования запасов нефти. К ним можно отнести влияние структурно-механических свойств пластовых нефтей ( структуру в нефти могут образовывать высокомолекулярные соединения - парафины, смолы, асфальтены) на скорость фильтрации, образование застойных зон с практически неподвижной нефтью, что, как следствие, приводит к увеличению фильтрационных сопротивлений в пласте, к уменьшению извлекаемых запасов нефти и к снижению коэффициента нефтеизвлечения.  [44]

Тогда в каждом сечении выделяются три зоны с последовательно уменьшающейся проницаемостью: 1) зона с проницаемостью от km до ks, занятая водой; 2) зона подвижной нефти от ks до kg, где kg определяется условием G ( kg / k0) др / дх; 3) зона неподвижной нефти от kg до нуля. Под коэффициентом охвата по мощностиs здесь понимается доля пропластков в сечении, занятых водой. Для оценки величины s примем вытеснение в элементарном слое dz квазипоршневым, вытеснение с постоянными значениями насыщенности воды s в обводненной зоне и начальной насыщенностью s0 в нефтяной.  [45]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Активный запас - нефть - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Активный запас - нефть

Cтраница 1

Активные запасы нефти в застойных зонах определяются как геологические запасы нефти, умноженные на коэффициент вытеснения. Активные запасы воды в промытых призабойных зонах определяются как первоначальные геологические запасы нефти, ранее находившиеся в призабойных зонах, умноженные на квадрат коэффициента вытеснения. При этом считается, что коэффициенты вытеснения нефти водой и воды нефтью одинаковы.  [1]

Активные запасы нефти первой зоны отбираются всеми тремя рядами скважин пропорционально их дебитам. Активные запасы нефти второй зоны отбираются вторыми и третьими рядами, а третьей зоны - только третьим рядом.  [2]

Постепенное истощение активных запасов нефти на большинстве крупнейших месторождений России ( Ромашкинское, Арлан-ское, Мухановское, Мамонтовское, Федоровское, Самотлорское и другие) сформировало новые требования к доразработке залежей на поздней стадии эксплуатации объекта. В этот период одновременно с ростом обводненности продукции отмечается проявление различных техногенных изменений как состава и свойств нефтепромысловых сред, так и природы и структуры перового пространства. Кроме того, на этой стадии обнаруживается множество вторичных негативных явлений, также непосредственно связанных с заводнением. В частности, отмечаются: кольматация призабойной зоны пласта продуктами коррозии водоводов и нефтепромыслового оборудования, а также остаточными нефтепродуктами в сточной воде; снижение приемистости скважин из-за набухания и диспергирования глинистого цемента. Глубина этих изменений настолько существенна, что затраты на борьбу с техногенными осложнениями могут соизмеряться с объемом капвложений, первоначально запроектированным на обустройство месторождений.  [3]

На залежах с активными запасами нефти с высокой обводненностью продукции с целью стягивания остаточной нефти к центру залежи в приконтурных зонах организуется тепловое воздействие на пласт методом внутрипластового горения.  [4]

Это приводит к снижению активных запасов нефти в пласте. Поэтому были определены коэффициенты охвата пласта фильтрацией по годам разработки. С учетом полученных коэффициентов приведены аналогичные расчеты процесса обводнения.  [5]

В целях обеспечения наиболее полной выработки охваченных заводнением активных запасов нефти и ввода в эффективную разработку трудноизвлекаемых запасов нефти эксплуатация месторождений сопровождается применением различных методов интенсификации за счет повышения перепада давления между заводняемыми и разрабатываемыми пластами, применения гаммы методов повышения нефтеотдачи пластов и стимуляции скважины, что связано с естественным ростом техногенных нагрузок на крепь. Поэтому применение более эффективных методов воздействия на пласт и интенсификация добычи нефти обуславливают необходимость резкого повышения качества разобщения пластов. В связи с этим, проблема обеспечения проектной высоты подъема тампонажного раствора и качественного разобщения пластов является в настоящее время наиболее важной проблемой в достижении долговечности и продуктивности скважин.  [6]

Одним из наиболее простых и широко применяемых методов оценки активных запасов нефти и определения эффективности проводимых на залежах мероприятий являются методы построения характеристик вытеснения.  [7]

Влияние прерывистости пласта на динамику текущих показателей разработки приводит к уменьшению активных запасов нефти, что вызывает более интенсивное обводнение нефтяной залежи.  [8]

Влияние прерывистости пласта на динамику текущих показателей разработки приводит к уменьшению активных запасов нефти, что вызывает более интенсивное обводнение нефтяной залежи и снижает текущую нефтеотдачу.  [9]

Обозначим через Vt, Vz, F3, F4, F5 - активные запасы нефти соответственно между начальным ВНК и первым рядом скважин, между первым и вторым, между вторым и третьим рядами скважин, между третьим и четвертым и между четвертым и пятым рядами; g1, g2, qs, g4, qb - дебиты жидкости соответствующих рядов скважин; t - текущее время разработки.  [11]

Вместе с тем Ромашкинское месторождение - высокопродуктивное, поздняя стадия разработки и опережающая выработка активных запасов нефти ( АЗН) которого способствуют падению отборов нефти.  [12]

На поздней стадии разработки решаются две основные задачи: обеспечение наиболее полной выработки охваченных заводнением активных запасов нефти и ввод в эффективную разработку трудноизвлекаемых запасов нефти.  [13]

Методы регулирования в рамках принятой системы разработки направлены, в основном, на повышение эффективности выработки активных запасов нефти, содержащихся в песчаных пластах 1-ой группы, а с изменением системы разработки - на ввод в активную разработку запасов нефти слабопроницаемых коллекторов 2-ой и 3-ей групп и отдельных песчаных линз вскрытых 1 - 3 скважинами.  [14]

Отношение - -, которое фигурирует во многих расчетных формулах, в расчетах удобнее заменить отношением активного запаса нефти в застойных зонах к сумме активного запаса нефти в застойных зонах и запаса воды, внедрившейся в промытые приза-бойные зоны.  [15]

Страницы:      1    2    3

www.ngpedia.ru


Смотрите также