Графический материал к разделу:

• таблица подсчета геологических запасов нефти по картам удельных запасов (табл.13);

• карта удельных запасов (Приложение 14).

Коэффициент извлечения нефти

Коэффициент извлечения нефти КИН зависит от режима залежи, типа коллектора, его неоднородности, свойств нефти и газа в пластовых условиях, применяемой системы разработки. Его расчет по залежам, переданным из разведки в разработку, может осуществляться в соответствии с палетками «Временного методического руководства по определению коэффициентов нефтеотдачи залежей при подсчете запасов нефти и газа по данным геологоразведочных работ» [1]. При этом используются данные о средней проницаемости пласта.

По залежам или отдельным объектам, находящимся в разработке, для оценки коэффициента извлечения нефти (нефтеотдачи) обычно используют следующие пути [5]:

а) определение нефтеотдачи в заводненном объеме залежи;

б) определение нефтеотдачи по залежи в целом с применением статистических методов, основанных на связях между показателями разработки.

Коэффициент извлечения нефти в заводненном объеме определяют отношением суммарной (накопленной) добычи нефти из залежи к начальным балансовым запасам нефти в этом объеме. При этом учитывается, что часть добычи получена за счет других видов энергии (упругие силы, растворенный газ и т.п.). Для подсчета запасов в заводненном объеме определяют положение водонефтяного контакта и все параметры залежи в этом объеме. Запасы подсчитывают объемным методом.

Надо иметь в виду, что полученная указанным путем нефтеотдача может несколько отличаться от таковой для залежи в целом (быть ниже ее при повышенной вязкости нефти и выше - при значительной неоднородности пласта), если это учесть, то нефтеотдача заводненного объема позволяет с достаточной определенностью оценивать конечный коэффициент извлечения по залежи в целом.

Для оценки конечной нефтеотдачи путем определения остаточных запасов залежи или объекта применяют различные варианты статистического метода, основанные на зависимости между различными изменяющимися во времени показателями разработки залежи: предыдущие - последующие дебиты; дебит нефти - накопленная добыча нефти; обводненность продукции - накопленная добыча нефти (или текущая нефтеотдача); последняя зависимость более полно учитывает закономерности нефти при наличии в залежи водонапорных режимов.

9.2. Обоснование параметров подсчета запасов свободного газа объемным методом

Геологические запасы свободного газа, млн.м³ в газовых залежах и в газовых шапках объемным методом подсчитываются по формуле

Q_го= F*h*Kоп*Кг*К_t*К_р (17)

F, h, Kоп – то же, что и в формуле (8);

Кг - коэффициент газонасыщенности;

К_t - коэффициент, учитывающий отношение температур в стандартных и пластовых условиях

К_t=(Т₀+t_ст)/(Т₀+t_пл) (18)

где Т₀=293К и t_ст=20⁰C;

К_р - коэффициент, учитывающий превышение давления в пластовых условиях над давлением при стандартных условиях:

(19)

где Р_о - среднее начальное пластовое давление на уровне центра тяжести залежи МПа;

₀ - поправка, обратно пропорциональная коэффициенту сжимаемости реальных газов Z_o при давлении Р₀: ₀= , Р_ост - среднее остаточное давление, устанавливающееся в залежи, когда давление на устье добывающих скважин равно стандартному, МПа;

_ост - соответствующая Р_ост поправка на сжимаемость реальных газов, равная _ост= ,;

Р_ст - давление при стандартных условиях, равное 0,1 МПа;

t_пл – средняя температура в залежи в пластовых условиях,⁰С.

З начения Р₀ определяют путем приведения значений Р_скв.0 к уровню центра тяжести залежи. Значения Р_скв.0 получают по данным замеров глубинным манометром или манометрического давления на устьях скважин, приведенных к середине опробованного интервала

где Р_скв.м – манометрическое давление на устье закрытой скважины, МПа;

е – основание натуральных логарифмов;

ρ_г – относительная плотность газа по воздуху;

Н_оп – глубина середины опробованного интервала в скважине, м.

Среднее остаточное пластовое давление в залежи получают для условий глубины Н_ц.т. на уровне центра тяжести залежи и стандартного давления на устье всех скважин, м

Глубина залегания центра тяжести пластовой залежи с определенной долей условности принимается на уровне половины высоты залежи, а массивной – на уровне одной трети высоты залежи от газожидкостного контакта. При подсчете начальных запасов свободного газа в процессе поисково-разведочных работ и разработки залежи используются данные о начальных пластовых давлениях, полученные лишь в поисковых и разведочных скважинах до начала разработки. Этим определяется внимание, которое должно уделяться замерам пластового давления при геологоразведочных работах.

Средние значения пластовой температуры t_пл вычисляются по данным о замерах в скважинах и также приводятся к уровню центра тяжести залежей.

Чаще всего величину коэффициента сжимаемости газа определяют по экспериментальным кривым зависимости его от приведенных псевдокритических давлений и температур. Под приведенными псевдокритическими давлением Р_R и температурой Т_R понимают отношение пластовых давления и температуры к псевдокритическим: Р_R = Р_пл/Р_г и Т_R=Т_пл/Т_г. Псевдокритическими давлением Р_г и температурой Т_г называют суммы средних взвешенных критических значений давления и температуры для каждого компонента природного газа: Р_г=ΣР_кр*х_i и Т_г=ΣТ_кр*х_i. Критическим давлением называется давление, которое соответствует точке перехода газа в жидкость, критической температурой называется температура, выше которой газ не может превратиться в жидкость.

Зависимость коэффициента сверхсжимаемости газа Z от приведенного псевдокритического давления Р_R. При разных приведенных превдокритических температурах Т_R. Шифр кривых – значения Т_R.

Пример расчета псевдокритических давления и температуры:

Компонент	Доля компонента, хi	Критические абсолютные		Псевдокритические
		Давление, Ркр, МПа	Температура, Ткр, 0С, Ткр= 273+tкр	Давление, Рг, МПа, Рг=Ркр*хi	Температура, Тг, 0С, Тг=Ткр*хi
Метан	0,926	4,58	190,5	4,24	176,4
Этан	0,016	4,82	305	0,077	4,88
Пропан	0,004	4,20	369,78	0,017	1,48
Н-бутан	0,022	3,75	425	0,082	9,35
Н-пентан	0,032	3,30	470	0,105	15,04
Сумма				4,521	207,15

Расчет приведенных псевдокритических давления и температуры: пусть Рпл.=17,2МПа Тпл =63+273⁰=336⁰, тогда Р_R=Р_пл/Р_г=17,2:4,52=3,8 Т_R=Т_пл/Т_г=336:207,15=1,62. По оси абсцисс находим Р_R, по шифру кривой Т_R,, а затем по оси ординат – Z ≈ 0,85.

При подсчете геологических запасов свободного газа объемным методом для определения газонасыщенных объемов порового пространства, сбора фактического материала и выполнения графических построений следует руководствоваться указаниями, приведенными для расчета нефтенасыщенных объемов порового пространства по нефтяным залежам.

Дополнительные графические построения к этой части курсового проекта:

• карты приведенных изобар (на различные даты);

• график изменения приведенного давления в зависимости от суммарных отборов;

• карты произведений давлений на эффективную толщину пласта.

Сводная таблица подсчетных параметров и запасов свободного газа