- •Федеральное агентство по образованию
- •1. Происхождение углеводородов.
- •1.1. Происхождение нефти.
- •I.2. Происхождение газа
- •I.3. Месторождения гиганты
- •1.4 Этапы развития нефтяной и газовой промышленности России.
- •2. Геолого – физичекие характеристики
- •2.1. Свойства горных пород, коллекторов и пластовых жидкостей
- •2.2 Зависимость проницаемости коллекторов от насыщенности их пластовыми флюидами
- •2.3. Физические свойства нефтей
- •2.4 Физические свойства углеводородных газов
- •2.5 Свойства пластовых вод
- •2.6 Молекулярно-поверхностные свойства системы "нефть - газ - вода - порода"
- •3.1 Проектирование разработки нефтяных иесторождений.
- •3.2 Силы, действующие в продуктивном пласте
- •3.3. Режимы работы залежей
- •3.4 Размещеник нагнетательных скважин и расчеты процессов нагнетания
- •3.5 Выделение эксплуатационных объектов на многопластовых нефтяных месторождениях
- •3.6 Методика оценки годовых отборов нефти при объединении нескольких продуктивных пластов в один эксплуатационный объект
- •3.7 Принципиальные особенности проектирования технологических систем разработки
- •3.8 Системы разработки и принципы выбора метода искусственного воздействия на пласт
- •3.9 Размещение скважин основного фонда
- •3.10 Определение необходимого числа резервных скважин
- •3.11 Системы разработки нефтяных месторождений с поддержанием пластового давления
- •3.12 Физически основы вытеснения нефти водой
- •3.13 Построение геолого - технологические моделей нефтяных и газонефтяных месторождений
- •3.13.1 Цифровая геологическая модель
- •Методика и результаты детальной корреляции продуктивных пластов
- •Построение цифровых геологических моделей
- •13.3.2 Цифровая фильтрационная модель
- •Математические модели .Расчета фильтрационных процессов на месторождении
- •Моделирование пластовой водонапорной системы
- •3.13.3 Рекомендации по организации работ по созданию и использованию постоянно действующих геолого-технологических моделей
- •3.14 Геологические модели многопластовых объектов в процессе разработки нефтяной залежи
- •3.14 Выбор режимов работы скважин и гтм по управлению
- •3.15 Прогноз процесса разработки с помощью адаптированной адресной
- •3.16 Исследование изменения пористости и проницаемости во
- •4. Нефтеотдача пластов
- •4.1 Основные положения
- •4.2 Нефтеотдача пластов
- •4.3 Нефтеотдача при различных условиях дренирования залежей
- •4.4 Обобщенная схема вытеснения нефти и газа водой
- •4.5 Малые темпы разработки месторождений, повышающие конечную нефтеотдачу пластов
- •4.6 Высокие темпы отбора, увеличивающие нефтеотдачу пластов
- •4.7 Оптимальные темпы разработки
- •4.8 Темп разработки, не влияющий на нефтеотдачу пласта
- •5. Методы повышения продуктивности скважин
- •5.1. Классификация методов воздействия на прискважинную зону
- •5.2 Критерии выбора объектов интенсификации притоков нефти и
- •5.3 Интенсификация притоков из низкопроницаемых
- •5.3.1. Способ кислотного воздействия на прискважинную зону пласта
- •5.4 Гидравлический разрыв пласта
- •5.5 Виброциклические методы воздействия на прискважинную
- •6. Методы повышения нефтеотдачи пластов
- •6.1 Классификация современных методов увеличения нефтеотдачи
- •6.2 Гидродинамические методы повышения нефтеотдачи Нестационарное заводнение объектов разработки
- •6.3 Уплотнение сеток скважин в процессе разработки месторождений
- •6.4 Форсированные отборы жидкости (фож)
- •6.5 Тепловые методы увеличения нефтеотдачи пластов
- •6.6 Физико-химические методы увеличения нефтеотдачи пластов
- •Неионогенными пав
- •6.7. Техногенные факторы, влияющие на доизвлечение остаточных
- •6.8 Газовые методы повышения нефтеотдачи
- •6.9 Применение пенных систем при добыче нефти
- •7. Поддержание пластового давления
- •7.1 Моделирование технических гидравлических систем поддержания
- •7.2. Система подготовки и закачки воды в продуктивные пласты
- •8. Проектирование и разработка газовых месторождений
- •8. 1 Фазовые состояния и превращения углеводородных систем
- •8.2 Условия залегания углеводородов в недрах
- •8.3 Типы газовых залежей
- •8.4 Расчет фазовых равновесий углеводородных смесей
- •8.5 Компонентоотдача газовых и газоконденсатных месторождений
- •8.6 Основные принципы проектировавния разработки газовых и
- •8.7 Особенности разработки газовых и газоконденсатных
- •8.8. Прогнозирование добычи газа и конденсата
- •8.9. Повышение конденсатоотдачи нефтегазоконденсатных залежей
- •8.10 Методы изучения газоконденсатной характеристики
- •8.11 Оценка начальных и текущих запасов газа по материалам анализа разработки
- •8.12 Разработка новых методов геолого-гидродинамического
- •8.13. Критерии оптимизации размещения кустов эксплуатационных
- •8.14 Совершенствование методов газогидродинамического
- •8.15. Промысловая подготовка газа
- •9. Теоретичкские основы вытеснения газа водой при упруговодонапорном режиме.
- •10. Промыслово-геофизический системный
- •10.1. Понятие системного контроля
- •10.2. Этапность и периодичность исследований и их
- •10.3. Решение задач постемного контроля с помощью комплексных
- •10.4. Планирование и организация системы мониторинга
- •11. Системообразующая интерпретация и
- •11.1. Принципы интерпритации и динамического анализа
- •11.2. Задачи системообразующей интерпритации и динамического
- •Рекомендуемая литература
- •3.12 Физически основы вытеснения нефти водой 168
- •4. Нефтеотдача пластов
- •5. Методы повышения продуктивности скважин
- •8. 1 Фазовые состояния и превращения углеводородных систем 303
- •8.4 Расчет фазовых равновесий углеводородных смесей 311
4.2 Нефтеотдача пластов
Коэффициентом нефтеотдачи коллектора называется разность между его начальной и конечной (остаточной) нефтенасыщенностью. В лабораторных условиях обычно учитывается безводный и водный периоды нефтеотдачи. Из-за геологических особенностей (строение залежей) добыча нефти за безводный и водный периоды по разным месторождениям различны. Поэтому выделяют периоды безводной и водной эксплуатации залежей. Вместе с тем известны месторождения нефти в Западной Сибири, когда безводный период практически отсутствует. К ним можно отнести такие месторождения, как Ем-Еговское, Суторминское, Нивагальское, Холмогорское и др. Это связано с тем, что по своему характеру они относятся к недонасыщенным залежам, что предопределяет получение смешанных притоков с начала их разработки.
При современных методах извлечения нефти коэффициент нефтеотдачи составляет доли единицы. Даже при благоприятных условиях он может достигать величины 0,7-0,8.
По этому вопросу имеются различные мнения. Так, С.Н. Закиров предлагает следующее понимание коэффициента нефтеотдачи (2002 г.). Коэффициент извлечения нефти (КИН) представляет собой отношение накопленной добычи нефти за рентабельный срок разработки Qu к начальным геологическим балансовым запасам нефти Qзап, который определяется по формуле
КИН = Qu / Qзап. (4.7)
Коэффициенты извлечения нефти (нефтеотдачи) за безводный и водный периоды разработки залежи равны коэффициенту извлечения нефти:
КИН = КИНб + КИНвод. (4.8)
По А.П. Крылову, коэффициент извлечения нефти представляет собой произведение двух коэффициентов:
КИН = Кв + Кохв., (4.9)
где Кв - коэффициент вытеснения , характеризующий полноту вытеснения нефти, то есть эффективность вытеснения нефти на микроуровне; определяется экспериментальным путём по изменению коэффициентов насыщения; здесь необходимо отметить, что в настоящее время под коэффициентом вытеснения понимается коэффициент вытеснения водой, хотя нефть может меняться другими агентами, (газом в низкопроницаемых коллекторах);
Кохв. - характеризует степень охвата залежи заводнением; представляет собой отношение охваченного заводнением нефтенасыщенного объёма залежи Ωох к её начальному нефтенасыщенному объёму Ωн. и определяется по формуле
Кохв. = Ωох / Ωн (4.10)
В промысловой практике применяется термин "технологический" КИН, который достигается на залежи при отсутствии каких-либо ограничений.
В настоящее время проектный коэффициент нефтеотдачи определяют в основном по результатам гидродинамических расчётов оптимального варианта разработки. Решается задача путём моделирования процессов разработки залежи. При недостаточности исходных данных используют параметры залежей с аналогичным геологическим строением.
Неполная отдача пластов объясняется следующими формами существования остаточной нефти (Ш.К. Гиматудинов, А.И. Ширковский, 1982 г.):
капиллярно удерживаемая нефть;
нефть в плёночном состоянии;
нефть в малопроницаемых участках;
нефть в линзах пласта, ограниченных непроницаемыми перемычками и не вскрытых скважинами;
нефть, «защемленная»у непроницаемых экранов.