- •Покрепин б.В. Разработка нефтяных и газовых месторождений
- •Тема 1.
- •1.1. Природные коллекторы нефти и газа.
- •1.2. Гранулометрический состав пород.
- •1.3. Пористость горных пород.
- •1.4. Проницаемость горных пород.
- •1.5. Удельная поверхность породы.
- •1.6. Коллекторские свойства терригенных пород.
- •1.7. Коллекторские свойства карбонатных пород.
- •1.8. Механические свойства горных пород.
- •1.9. Тепловые свойства горных пород и насыщающих их флюидов.
- •2.1. Нефть, ее химический состав.
- •2.2. Компоненты нефти, влияющие на процесс нефтедобычи.
- •2.3. Классификация нефти в зависимости от содержания серы, парафина, смол и других компонентов.
- •2.4. Фракционный состав нефти.
- •2.5. Плотность нефти и способы ее измерения.
- •2.6. Вязкость нефти и способы ее измерения.
- •2.7. Давление насыщения и газовый фактор.
- •2.8. Пластовый нефтяной газ, его состав.
- •2.9. Физические свойства нефтяного газа.
- •2.10. Уравнение состояния газов.
- •2.11. Состояние углеводородных газожидкостных систем при изменении давления и температуры.
- •2.12. Диаграмма фазовых состояний многокомпонентной системы.
- •Тема 3.
- •3.1. Пластовое давление и температура.
- •3.2. Приведенное пластовое давление.
- •3.3. Физические свойства нефти в пластовых условиях.
- •3.4. Отбор проб пластовой нефти.
- •3.5. Установки для исследования проб пластовой нефти.
- •3.6. Пластовые воды, их классификация.
- •3.7. Физические свойства пластовых вод.
- •3.8. Состояние связанной воды в нефтяной залежи.
- •3.9. Нефте- и водонасыщенность коллекторов.
- •3.10. Молекулярно-поверхностные свойства системы "нефть-газ-вода-порода".
- •3.11. Приток жидкости к скважинам.
- •3.12. Виды гидродинамического несовершенства скважин.
- •Тема 4.
- •4.1. Пластовая энергия и силы, действующие взалежах нефти и газа.
- •4.2. Силы сопротивления движению нефти по пласту.
- •4.3. Режимы работы нефтяной залежи.
- •4.4. Режимы работы газовой залежи.
- •4.5. Смешанные режимы.
- •4.6. Обобщение и реализация режимов.
- •4.7. Показатели нефтеотдачи пластов.
- •4.8. Механизмы вытеснения нефти из пласта.
- •4.9. Газоотдача и конденсатоотдача пластов.
- •4.10. Нефтеотдача при различных режимах эксплуатации залежи.
- •Тема 5.
- •5.1. Понятие системы и объекта разработки.
- •5.2. Выделение эксплуатационных объектов.
- •5.3. Системы одновременной и последовательной разработки объектов. Системы одновременной разработки объектов.
- •5.4. Рациональная система разработки.
- •5.5. Основные геологические данные для проектирования разработки.
- •5.6. Системы разработки месторождений.
- •5.7. Показатели разработки месторождений.
- •5.8. Стадии разработки нефтяных месторождений.
- •5.9. Основные периоды разработки газовых и газоконденсатных месторождений.
- •5.10. Особенности разработки газовых месторождений.
- •5.11. Особенности разработки газоконденсатных месторождений.
- •5.12.Регулирование процесса разработки месторождений.
- •5.13. Контроль процесса разработки месторождений.
- •5.14. Анализ процесса разработки месторождений.
- •5.15. Основы проектирования разработки месторождений.
- •Тема 6.
- •6.1. Цели и задачи исследования скважин и пластов.
- •6.2. Методы исследования, применяемые при разработке нефтяных и газовых месторождений.
- •6.3. Исследование скважин на приток при установившихся режимах фильтрации.
- •6.4. Исследование скважин при неустановившихся режимах.
- •6.5. Гидродинамические параметры, определяемые при исследовании скважин и пластов.
- •6.6. Исследование нагнетательных скважин.
- •6.7. Изучение профилей притока и поглощения пластов добывающих и нагнетательных скважин.
- •6.8. Понятие о термодинамических методах исследования скважин.
- •6.9. Гидропрослушивание пластов.
- •6.10. Нормы отбора нефти и газа из скважин и пластов.
- •6.11. Выбор оборудования и приборов для исследования.
- •Тема 7.
- •7.1. Общие понятия о методах воздействия на нефтяные и газовые пласты, их назначение.
- •7.2. Условия эффективного применения поддержания пластового давления.
- •7.3. Виды заводнения.
- •7.4. Выбор и расположение нагнетательных скважин.
- •7.5. Определение количества воды, необходимой для осуществления заводнения, давления нагнетания, приемистости и числа нагнетательных скважин.
- •7.6. Источники водоснабжения.
- •7.7. Требования, предъявляемые к нагнетаемой в пласт воде.
- •7.8. Назначение и классификация методов увеличения нефтеотдачи пластов.
- •7.9. Гидродинамические методы повышения нефтеотдачи пластов.
- •Циклическое заводнение.
- •Метод перемены направления фильтрационных потоков.
- •Форсированный отбор жидкости.
- •7. 10. Тепловые методы повышения нефтеотдачи пластов. Вытеснение нефти паром.
- •Закачка горячей воды.
- •Внутрипластовое горение.
- •Влажное внутрипластовое горение.
- •Влажное внутрипластовое горение.
- •7.11. Газовые методы повышения нефтеотдачи пластов.
- •Вытеснение нефти закачкой углеводородных и сжиженных газов.
- •Закачка газа высокого давления.
- •7.12. Физико-химические методы повышения нефтеотдачи пластов. Полимерное заводнение.
- •Щелочное заводнение.
- •Заводнение с растворами пав.
- •Сернокислотное заводнение.
- •Заводнение с углекислотой.
- •Заводнение мицеллярными растворами.
- •7.13. Микробиологическое воздействие на пласт.
- •7.14. Вибросейсмическое воздействие на пласт.
- •7.15. Критерии подбора объектов воздействия для повышения нефтеотдачи.
- •7.16. Потенциальные возможности методов увеличения нефтеотдачи пластов.
- •Тема 8.
- •8.2. Охрана окружающей среды при разработке нефтяных и газовых месторождений.
- •Экологическая характеристика нефтегазодобывающего производства.
- •Охрана водных ресурсов.
- •8.3. Охрана недр при разработке нефтяных и газовых месторождений.
- •Контрольные вопросы.
- •Тема 1.
- •Тема 2.
- •Тема 4.
- •Тема 5.
- •Тема 6.
- •Тема 7.
- •Тема 8.
- •Список литературы
- •Содержание
4.7. Показатели нефтеотдачи пластов.
Режимы работы нефтяных залежей отличаются не только источниками энергии, но и механизмами извлечения нефти из пористой среды. При водо- и упруговодонапорном режимах, несмотря на различие причин, вызывающих напор краевых или подошвенных вод, извлечение нефти происходит за счет ее вытеснения из пористой среды водой. При режиме растворенного газа нефть из пористой среды вытесняется расширяющимися пузырьками газа, которые сравнительно равномерно распределены по всему объему пористой среды. При газонапорном режиме нефть также вытесняется расширяющимся газом, но замещение нефти газом в пористой среде происходит только в зоне газонефтяного контакта. При упругом и гравитационном режимах нефть из пористой среды извлекается силами, равномерно действующими во всем объеме нефти.
От механизма вытеснения нефти во многом зависит важнейший показатель эффективности режима работы залежей и в целом процесса ее разработки - нефтеотдача (степень полноты извлечения нефти). Нефтеотдача характеризуется коэффициентом нефтеотдачи (нефтеизвлечения) - долей извлеченной из пласта нефти от ее первоначальных запасов.
(4.1)
где - коэффициент нефтеотдачи; - начальные запасы нефти; - извлеченное количество нефти; - остаточные запасы нефти. При расчете коэффициента нефтеотдачи начальные запасы, извлеченное количество нефти и остаточные запасы должны быть приведены к одинаковым условиям, обычно к поверхностным.
Различают конечный, текущий и проектный коэффициенты нефтеотдачи. Под текущим коэффициентом нефтеотдачи понимается отношение добытого из пласта количества нефти на определенную дату к геологическим (балансовым) ее запасам. Текущая нефтеотдача возрастает во времени по мере извлечения из пласта нефти. Конечный коэффициент нефтеотдачи - это отношение извлеченных запасов нефти (добытого количества нефти за весь срок разработки) к геологическим запасам. Он зависит от коллекторских свойств пласта, физических свойств нефти, строения залежи, системы разработки месторождения, и, главным образом, от режима работы залежи. Проектный коэффициент нефтеотдачи отличается от конечного тем, что он обосновывается и планируется при подсчете запасов нефти и проектировании разработки.
Полнота вытеснения нефти в объеме пласта, охваченном заводнением, характеризуется коэффициентом вытеснения . Он определяется как доля объема извлеченной нефти по отношению к ее запасам, первоначально находившимся в части пласта, подверженной воздействию вытеснения. Коэффициент вытеснения зависит в основном от кратности промывки (отношения объема прокачанного рабочего агента к объему пор), отношения вязкости нефти к вязкости рабочего агента, коэффициента проницаемости, распределения размера пор и характера смачиваемости пород пласта. В гидрофильных высокопроницаемых пористых средах при малой вязкости нефти коэффициент вытеснения нефти водой может достигать 0,8-0,9. В слабопроницаемых частично гидрофобных средах при повышенной вязкости нефти он составляет 0,5-0,65, а в гидрофобных пластах - не более 0,25-0,4. Вместе с тем, при смешивающемся вытеснении нефти газом высокого давления, углекислым газом и мицеллярным раствором, т. е. при устранении существенного влияния капиллярных сил, коэффициент вытеснения достигает 0,95-0,98.
Для характеристики объема пласта, в котором происходит вытеснение нефти, введено понятие коэффициента охвата пласта воздействием , под которым понимают отношение запасов нефти , первоначально находившихся в части пласта, подверженной воздействию заводнением, к начальным запасам нефти во всем пласте. Он характеризует потери нефти по толщине и площади пласта в зонах стягивающих рядов добывающих скважин, в неохваченных дренированием и заводнением зонах в слабопроницаемых включениях, слоях-линзах, пропластках и застойных зонах, которые контактируют непосредственно с обводненными слоями и зонами или отделены от них непроницаемыми линзами и слоями. В сильно расчлененных пластах остаточная нефтенасыщенность, которая может достигать 20-80 %, существенно зависит от размещения скважин условий вскрытия пластов в них, воздействия на обособленные линзы и пропластики, соотношения вязкостей нефти и воды и др.
Так как при режимах вытеснения нефти водой она извлекается только из зон охваченных воздействием, то коэффициент нефтеотдачи при напорных режимах может быть определен как произведение коэффициента вытеснения на коэффициент охвата воздействием.
(4.2)