Размещено на http://www.allbest.ru/
МИНИСТЕРСТВО ОБЩЕГО И ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО
ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
Уфимский государственный нефтяной технический
университет
М.А. Токарев, И.З. Денисламов, Э.Р. Ахмерова
АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ МЕТОДОВ
ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ НА КРУПНЫХ
ОБЪЕКТАХ РАЗРАБОТКИ
УФА 2000
МИНИСТЕРСТВО ОБЩЕГО И ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО
ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
Уфимский государственный нефтяной технический
университет
М.А.Токарев, И.З. Денисламов, Э.Р. Ахмерова
АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ МЕТОДОВ
ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ НА КРУПНЫХ
ОБЪЕКТАХ РАЗРАБОТКИ
Учебное пособие
Уфа 2000
ББК
УДК 622.276.4
Токарев М.А., Денисламов И.З., Ахмерова Э.Р.
Анализ эффективности применения методов повышения нефтеотдачи на крупных объектах разработки: Учебное пособие. - Уфа: Изд-во
УГНТУ, 2000. - с _______ ISBN 5-7831-0143-5
В учебном пособии приведены основные методы повышения нефтеотдачи пластов, механизм их воздействия, область применения. Рассмотрены методы оценки технологической эффективности по проведенным промысловым испытаниям методов.
Учебное пособие предназначено для студентов, аспирантов, специальности "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений".
Табл. Ил. Библиограф. Назв.
Рецензенты:
Редактор издательства
ISBN 5-7831-0143-5
© М.А. Токарев, Денисламов И.З., Э.Р. Ахмерова
© Уфимский нефтяной технический университет, 2000
ВВЕДЕНИЕ
Методы увеличения нефтеотдачи пластов (МУН) - методы, направленные на повышение эффективности извлечения нефти из недр, позволяющие увеличить базовый (проектный) коэффициент нефтеотдачи месторождения.
МУН подразделяют на вторичные (традиционные) - заводнение и третичные (нетрадиционные, новые). В нашей стране заводнение применяется на большинстве разрабатываемых месторождений и является наиболее эффективным и основным методом при соблюдении критерий применимости и позволяет достичь коэффициент нефтеотдачи (КНО) 0,6-0,7. Коэффициент нефтеотдачи трудноизвлекаемых запасов значительно ниже. Для низкопроницаемых, глинистых пластов он составляет 10-35 %, остаточных запасов обводненных зон 0-10 %, высоковязких нефтей - 5-25 %.
В тех случаях, когда заводнение не позволяет достигнуть приемлемого КНО и возникает необходимость применения третичных (новых) МУН.
В учебном пособии рассматриваются несколько типов МУН, в зависимости от механизма их воздействия на пластовую систему: гидродинамические, физико-химические, газовые, тепловые и альтернативные.
При подготовке данной работы авторы старались использовать новые методические разработки, основанные на применении адаптационных геолого-промысловых моделей (АГПМ), полученных непосредственно для объектов родственных анализируемому.
Целью данной работы является оценка эффективности широкомасштабных экспериментов МУН и исследования причин повлиявших на результат испытания.
1 Нефтеотдача объектов разработки и методы ее оценки
1.1 Понятие о коэффициентах, характеризующих нефтеотдачу
нефтеотдача пласт недра нефть
Коэффициент вытеснения - предельная величина нефтеотдачи, которую можно достичь в лабораторных условиях с помощью данного рабочего агента при длительной промывке образца породы.
h
выт.
=
(1),
где h выт. - коэффициент вытеснения, доли единицы;
Vвыт.н.- объем нефти, вытесненной рабочим агентом (водой) из образца горной породы, м3;
Vп.н. - первоначальный объем нефти, содержащийся в образце породы, м3.
Коэффициент текущей нефтеотдачи (выработки) вводится для оценки выработки запасов нефти в условиях водонапорного режима:
h
т
=
(2),
где h т - 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:
h
=
(3),
где h т - 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.
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%. [9]
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.[17]
Квыт
Кохв
Ксет
Э
Рис.1