ФИЗИКО-ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ ПАРАМЕТРЫ ПЛАСТА

Основными факторами, влияющими на процесс разработки залежей углеводородов, являются геологические и технологические факторы.

К геологическим факторам, определяющим эффективность разработки, относятся геологическая неоднородность залежей (эффективная толщина продуктивного пласта, песчанистость, расчлененность и их изменчивость), изменчивость физико-химических характеристик пласта (пористость, проницаемость).

Технологические факторы: система разработки (количество добывающих и нагнетательных скважин, система их расположения), темп ввода залежи в разработку, темп отбора нефти, – оказывают значимое влияние на коэффициент извлечения нефти.

Различают текущий и конечный коэффициент нефтеизвлечения.

Под текущим коэффициентом нефтеизвлечения понимают отношение количества извлеченной из пласта нефти на данный момент разработки пласта к начальным ее запасам.

Конечный коэффициент нефтеизвлечения – отношение количества предполагаемой добычи нефти к начальным ее запасам.

Текущую нефтеотдачу обычно представляют зависящей от различных факторов – количества закачанной в пласт воды при заводнении, отношения этого количества к объему пор пласта, отношения количества извлеченной из пласта жидкости к объему пор пласта, обводненности продукции и просто от времени. Можно говорить о нефтеотдаче не только какого-то одного пласта, объекта, месторождения, но и о средней нефтеотдаче по группе месторождений, понимая под текущей нефтеотдачей отношение количества извлеченной из пласта нефти в данный момент времени к ее начальным геологическим запасам.

Нефтеотдача зависит от множества факторов. Обычно выделяют факторы, связанные с технологией извлечения нефти из пластов в целом. Поэтому нефтеотдачу можно представить в следующем виде:

, (2.1)

где К_выт. – коэффициент вытеснения нефти из пласта, К_охв. – коэффициент охвата пласта разработкой, К_зав. – коэффициент заводнения месторождения.

Коэффициентом вытеснения (К_выт.) нефти водой называют отношение объема нефти, вытесненной водой из образца породы или модели пласта до полного обводнения получаемой продукции, к начальному объему нефти, содержащейся в образце породы или модели пласта:

, (2.2)

где Vнн – начальный объем нефти, Vв – объем нефти, вытесненный каким-либо агентом из образца породы или модели пласта.

Поскольку для вытеснения нефти из образца породы или модели пласта можно использовать не только воду, но и любой другой агент (газ, спирты, пены и другие), то следует дать более общее определение коэффициента вытеснения, характеризующего полноту вытеснения нефти в лабораторных условиях из образца породы или модели пласта.

Для характеристики полноты вытеснения нефти водой из модели пласта за определенный промежуток времени, а также за безводный и водный периоды можно пользоваться коэффициентами вытеснения за эти периоды, понимая под ними долю нефти от первоначального ее содержания, полученную из образца породы соответственно за определенный промежуток времени, за безводный и водный периоды вытеснения.

Коэффициент охвата пласта воздействием (К_охв.) определяется как отношение объема продуктивного пласта, охваченного вытеснением, к начальному нефтенасыщенному объему пласта:

, (2.3)

где Vпп – объем залежи, охваченный процессом вытеснения, Vп – начальный нефтесодержащий объем залежи.

Коэффициент заводнения зависит от большого числа факторов. Поэтому удобно представлять его в виде произведения целого ряда коэффициентов, учитывающих влияние того или иного фактора, оказывающего соответствующее воздействие на общий коэффициент охвата:

, (2.4)

где К01 – коэффициент охвата, учитывающий влияние неоднородности пласта по проницаемости, К02 – коэффициент охвата залежи, зависящий от сетки скважин, учитывающий прерывистость продуктивного пласта, то есть зональную неоднородность, К03 – коэффициент охвата, учитывающий потери нефти в зоне стягивающего ряда скважин, К04 – коэффициент охвата, учитывающий потери нефти в зоне разрезающего ряда скважин, К05 – коэффициент охвата, учитывающий потери нефти на невыработанных участках залежи.

Таким образом, КИН – это относительная величина, показывающая, какой объем нефти от начальных балансовых запасов извлекается или может быть извлечен из выработанной или предположительно выработанной залежи до предела экономической рентабельности эксплуатации и является показателем завершенного процесса разработки или такого, который предполагается завершить в определенных условиях. Из определения следует, что он не характеризует физически возможную предельную полноту нефтеизвлечения, показывая только ту долю нефти, которая может быть извлечена из залежи при разработке ее до экономически целесообразного предела. Таким образом, понятие «коэффициент нефтеотдачи» является, по существу, условным: оно определяет только ту часть балансовых запасов, извлечение которых экономически целесообразно.

Конечный коэффициент извлечения нефти, в зависимости от условий его расчета, может быть проектным и фактическим. Фактический КИН определяется по результатам суммарной добычи нефти в конце разработки залежи, а проектный КИН рассчитывается теоретическим путем при составлении технологических схем и проектов разработки.

В общем случае КИН зависит от трех групп факторов:

– от особенностей геолого-физических характеристик залежей, включающих строение залежей и параметры пластов (тип коллектора, проницаемость, толщина, неоднородность пласта, величи-

на водонефтяной зоны, вязкость нефти и др.);

– от технологических факторов – от реализуемой системы разработки конкретной залежи, на которой в процессе разработки могут применяться системы, от естественного проявления процес-

сов при добыче нефти до новейших методов повышения нефтеизвлечения (режима работы пласта, количество добывающих и нагнетательных скважин, их взаимное расположение, расстояние между

скважинами и рядами, плотности сетки скважин, применение методов повышения нефтеотдачи);

– от технико-экономических показателей – реализуемой системы разработки (экономического состояния и развития отрасли и страны в целом, удаленность от экономически развитых районов,

транспортной обеспеченностью, наличием человеческих ресурсов и др.).

2. Условия залегания нефти и газа в земной коре. Породы-коллекторы. Литологические типы пород-покрышек. Ловушки нефти и газа, их классификация.

Породы-коллекторы

Коллектором называется горная порода, способная вмещать флюиды (нефть, газ и воду) и обеспечивать при создании перепада давлений их фильтрацию. Коллекторы обладают геолого-физическими свойствами, обеспечи­вающими в условиях разработки месторождений физическую подвижность флюидов в их пустот­ном пространстве. Абсолютно непроницаемых пород не существует, однако в условиях возможных при разработке месторождений перепадов давлений многие породы практически не проницаемы для флюидов. Такие плотные породы относят к неколлекторам.

Коллекторами называются породы, обладающие способностью к аккумуляции и фильтрации нефти, газа и воды. Эти процессы возможны, если порода имеет пустотное пространство, которое может быть представлено порами, кавернами и трещинами, объединенными в общую систему каналов.

Поры – это пустоты между минеральными зернами и обломками пород. Они имеют размеры менее 1 мм и заключены в жестком каркасе породы, называемом матрицей.

Каверны – это пустоты в горных породах размером более 1 мм.

Трещины – это совокупность разрывов сплошности породы.

Не нашли, что искали? Воспользуйтесь поиском: