8.6 Гидродинамические методы

Одним из основных инструментов для обоснования коэффициента извлечения нефти является геолого-гидродинамическое моделирование процессов разработки месторождений. Цель процесса моделирования – прогноз технологических показателей разработки при различных вариантах ее реализации.

Математическая модель приближенно описывает поведение изучаемого объекта при внешнем воздействии на него, необходимом для извлечения нефти. Моделирование разработки месторождения условно подразделяется на четыре взаимосвязанных этапа:

1. построение геологической модели пласта по имеющейся на момент подсчета запасов информации;

2. выбор гидродинамической модели для описания процесса фильтрации флюидов в пласте;

3. адаптация модели по истории разработки, уточнение параметров разработки;

4. коррекция модели по мере накопления новой информации о разрабатываемом объекте и создание постоянно действующей модели (ПДМ) для управления процессом разработки с целью оптимизации нефтеизвлечения.

Геологическая статистическая модель залежи базируется на информации о внешнем строении, внутренней структуре объекта (макро- и микронеоднородность продуктивного пласта), свойствах флюидов. Гидродинамические математические модели позволяют с помощью уравнений теории вероятностей, подземной гидродинамики и гидромеханики осуществлять предсказательную функцию процесса, происходящего в пласте при разработке.

Для прогнозирования КИН нефтяных месторождений применяется двухфазная фильтрационная модель (нефть-вода), которая позволяет моделировать процессы вытеснения нефти водой при давлении выше давления насыщения нефти газом с учетом других свойств пластовой системы и капиллярного давления.

Расчеты нефтеотдачи нефтегазовых залежей или при закачке газа в нефтяные объекты осуществляются с использованием трехфазной математической модели (нефть + газ + вода).

На разведочном этапе и на различных стадиях разработки для оцеки КИН чаще используются двухфазные трехмерные математические модели фирмы ROXAR – Tempest или ECLIPSE. Гидродинамические расчеты базируются на двухфазных трехмерных геологических математических моделях: IRAP RMS (Норвегия) или PETREL (Франция).

Гидродинамические расчеты по определению параметров в течении всего процесса разработки выполняются в нескольких вариантах (не менее трех) при использовании различных подходов к разработке (системы размещения скважин, виды заводнения, использование новых методов воздействия на пласт и т.д.).

Утверждается и внедряется в производство вариант разработки, обеспечивающий наибольший коэффициент извлечения нефти при наиболее благоприятных экономических показателях.

9 Подсчет запасов газа

9.1 Подсчет запасов растворенного в нефти газа

Геологические запасы растворенного в нефти газа при водонапорном

режиме, обеспечивающем при разработке превышение пластового давления над давлением насыщения нефти газом, подсчитываются по формуле:

,

где - геологические запасы растворенного газа;

- начальные геологические запасы нефти;

- газовый фактор (начальный).

Извлекаемые запасы газа равны:

,

где КИН – коэффициент извлечения нефти.

При подсчете извлекаемых запасов газа, растворенного в нефти, для залежей с неводонапорными режимами применяется уравнение:

,

где - извлекаемые запасы нефти, т;

- начальный газовый фактор, м³/т;

- неизвлекаемые запасы нефти, т;

- извлекаемые запасы нефти при пластовых условиях (объем порового пространства, освобожденного за счет добычи извлекаемых запасов нефти), т;

- остаточное количество газа на 1 т нефти при остаточном пластовом давлении, (обычно 10 атм), м³ /т;

- остаточное пластовое давление к концу разработки (принимаются равным 10 атм).

Таким образом, потери растворенного газа в недрах состоят из остаточного количества газа в неизвлекаемой из пласта нефти при остаточном пластовом давлении (10 ат) и свободного газа, выделившегося из нефти и заполнившего поровое пространство, которое освободилось в результате добычи нефти.

При оценке запасов газа, растворенного в нефти, необходим отбор глубинных проб нефти и тщательное изучение газового фактора как при начальном пластовом давлении, так и при снижении его до уровня в конце разработки залежи.