2.4 Подсчет запасов растворенного в нефти газа

Одной из важнейших задач развития нефтегазовой отрасли России последнего времени ставится обеспечение наиболее полной утилизации (использования) попутно добываемого с нефтью газа. Потери добываемого газа для России в настоящее время чрезвычайно высоки (порядка 35% от потенциально возможной добычи попутного и свободного газа). Если в США ежегодно добывается около 80 млрд куб.м попутного газа, то в России – лишь 20 млрд куб.м, при значительном превышении добычи нефти в России. С учетом этого достоверный подсчет запасов попутного газа является обязательным при проектировании разработки современных нефтяных месторождений.

Начальные геологические запасы растворенного в нефти газа Q_{геол–рг} определяются по начальным геологическим запасам нефти Q_геол и начальному газосодержанию G, определенному по пластовым пробам при дифференциальном разгазировании:

Q_{геол–рг} = Q_геол G

На величину извлекаемых запасов газа, растворенного в нефти, Q_{изв–рг} оказывает влияние режим залежи. Поэтому начальные извлекаемые запасы газа, растворенного в нефти, определяются начальными извлекаемыми запасами нефти и ее газосодержанием:

Q_{изв–рг} = Q_изв G

При водонапорном и упруго-водонапорном режимах пластовое давление в процессе разработки выше давления насыщения, в связи с чем величина газового фактора постоянная. При эксплуатации на режимах истощения пластовой энергии необходим дополнительный мониторинг изменения газового фактора в процессе разработки.

2.5 Коэффициент извлечения свободного газа

В соответствии с Классификацией запасов для свободного газа в РФ подсчитываются только геологические запасы, подразумевая, что КИГ равен единице. Однако опыт разработки газовых и газоконденсатных месторождений показывает, что в среднем полного извлечения газа из недр не достигается. По данным обобщения сведений по залежам, законченным разработкой, КИГ для залежей с газовым режимом составляет 0,92. для залежей, работавших на упруговодонапорном режиме – 0,87.

Наиболее достоверно КИГ может быть оценен для залежей с газовым режимом в зависимости от конечного пластового давления. Для газовых залежей с упруговодонапорным режимом его величину следует рассматривать в непосредственной связи с процессами вытеснения газа пластовой водой, внедряющейся в залежь. Поскольку каждой залежи присущи свои особенности разработки, то при подсчете начальных геологических запасов газа должен быть правильно определен природный режим залежи, что для залежей, еще не введенных в разработку, не всегда удается сделать.

Проектные коэффициенты извлечения для залежей газоконденсатных месторождений РФ, работающих на упруговодонапорном режиме, варьируют от 0,60 до 0,85.

3) Основные особенности геологического строения основных месторождений Удмуртии.

3.1 Основные особенности строения месторождений Удмуртии

Нефтяные месторождения в Удмуртии относятся к сложнопостроенным, имеющим осложненные физико-геологические условия в продуктивных пластах. К осложняющим особенностям относится: сильная геолого-литологическая расчлененность коллекторов, многопластовость в продуктивных зонах, наличие газовых шапок, низкое газосодержание в нефтях, значительное присутствие в них смол и парафина, а главное – преобладание карбонатных коллекторов, содержащих нефть повышенной и высокой вязкости. Кроме того, основные месторождения находятся на поздней стадии разработки, характеризующейся значительной выработкой запасов, высокой обводненностью добываемой продукции и падающей добычей.

В результате проведения теоретическиз и промысловых исследований на месторождениях с наибольшей вязкостью были внедрены принципиально новые технологии теплового воздействия на залежи нефти с повышенной и высокой вязкостью. Кроме того в Удмуртской Республике практически применен метод горизонтального бурения (до этого технология использовалась только на месторождениях с легкими нефтями), что позволило увеличить коэффициент нефтеотдачи с 25 до 45%.

Основные месторождения Удмуртской Республики приурочены к Камско-Кинельской системе прогибов.