Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 [ 52 ] 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121 122 123 124 125 126 127 128 129 130 131 132 133 134 135 136 137 138 139 140 141 142 143 144 145 146 147 148 149 150 151 152 153 154 155 156 157 158 159 160 161 162 163 164 165 166 167 168 169 170 171 172 173 174 175 176 177 178 179 180 181 182 183 184 185 186 187 188 189 190 191 192 193 194 195 196 197 198 199 200 201 202 203 204 205 206 207 208 209 210 211 212 213 214 215 216 217 218 219 220 221 222 223 224 225 226 227 228 229 230 231 232 233 234 235 236 237 238 239 240 241 242 243 244 245 246 247 248 249 250 251 252 253 254 255 256 257 258 259 260 261 262 263 264 265 266 267 268 269 270

лежь различных растворителей, углеводородных и неуглеводородных газов, например СО, и др.).

Несмотря на то, что принципиально возможно управлять проницаемостью области дренирования, стоимость таких работ сегодня является запредельной и всерьез говорить о таком управлении не приходится. Управление же проницаемостью призабойной зоны скважин с коллекторами самых различных типов сегодня широко распространено и реализуется различными, достаточно многочисленными способами.

На искусственном управлении забойным давлением базируются многочисленные способы, в том числе и широко известный форсированный отбор жидкости.

На основе выполненного анализа управляемых параметров возможно построение классификации методов и способов управления процессом выработки запасов, одной из основных задач которого является достижение максимально возможного коэффициента нефтеотдачи.

4.2. О КОЭФФИЦИЕНТЕ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТА

Являясь одной из важнейших характеристик процесса выработки запасов, коэффициент нефтеотдачи, определяемый отношением объема добытой на поверхность нефти к объему балансовых (геологических) запасов, должен иметь единую и физически обоснованную методологию расчета. К сожалению, сегодня расчет этой характеристики ведется зачастую по малопонятным методикам с использованием еще менее понятных пересчетных коэффициентов.

Рассмотрим методологию расчета коэффициента нефтеотдачи, следуя логике И.И. Дунюшкина.

Коэффициент нефтеотдачи т) в общем виде таков:

зам

где F, F - соответственно объем добытой на поверхность нефти и объем балансовых (геологических) запасов, м\

Принципиальным является вопрос: при каких термобарических условиях рассчитываются названные объемы? В процессе выработки запасов начальные пластовые условия (пластовое начальное дав-

ление Р,, ,,и пластовая начальная температура меняются,

что соответствующим образом изменяет и объемы нефти, добываемые в различные временные интервалы. Чтобы получать в этом случае сопоставимые между собой величины текущих коэффициентов нефтеотдачи, необходимо приводить объемы добываемой нефти к каким-либо неизменным термобарическим условиям, принимая, что состав нефти в процессе выработки запасов не изменяется. Предлагается при расчетах текущих коэффициентов нефтеотдачи соответствующие объемы добываемой нефти приводить к начальным пластовым условиям P,,,,,, и Р„,,„,,. Балансовые запасы при этом также должны быть вычислены при начальных термобарических пластовых условиях.

Совершенно очевидно, что объем добытой на поверхность нефти таков:

"лог,=к::"-кг, (4.2)

где F™, Р™ - соответственно балансовые запасы нефти в охваченном процессом выработки объеме порового пространства пласта и оставшаяся (неизвлеченная) в этом объеме порового пространства породы нефть, м\

Охваченный в реальности процессом выработки объем запасов

нефти I/™" может соотноситься с балансовыми запасами следующим образом

V"" < V . (4.3)

Введем понятие коэффициента охвата балансовых запасов процессом выработки х], который будем определять так:

г/..ХГ1

™,=тг, (4.4)

irnp

где F - объем порового пространства пласта, в котором находятся балансовые запасы нефти, м\

V - объем поропого пространства пласта, охваченный процессом выработки и в котором находится часть балансовых запасов, м.

Очевидно, что О < т),,,, < 1.

Нефтенасыщенность S характеризуется долей нефти в объеме

пор, т.е. отношением объема балансовых запасов V к объему норового пространства F,,

5..- - . (4.5)

В дальнейшем изложении соответствующие параметры будем рассматривать приведенными к начальным термобарическим условиям пласта.

Балансовые запасы нефти в охваченном процессом выработки объеме пласта таковы:

{yzi,=vz-n.., (4.6)

а остаточные запасы:

(КГ),„=КГ-«.к., (4.7)

где (F™) , (К™") -соответствующие объемы нефти, приведен-

V ШТ V 11Л

ные к начальным пластовым условиям, м;

мач OLT - средний объемный коэффициент нефти при начальных пластовых условиях и таковой для остаточной нефти соответственно.

С другой стороны:

(У""") =]/""-S (4 8

=F""-S (4 9)

\ Aui Tiop ii<x.T , y-J

• -ir ггач, -rr ocr - срсдняя начальная и остаточная нефтенасыщен-ность в охваченном процессом выработки объеме норового пространства пласта.

Приравнивая правые части выражений (4.6) и (4.8), а также (4.7) и (4.9), получим:

уть уох, и.пач 1 1 ПЛ

•зап "iiop - , (4.iU)

wr * мор -

(4.11)