Факторы, влияющие на нефтеотдачу. Физико-геологические параметры пласта

МИНИСТЕРСТВО  ОБРАЗОВАНИЯ  И  НАУКИ РЕСПУБЛИКИ   КАЗАХСТАН

 

 

ФАКУЛЬТЕТ  ЭНЕРГЕТИКИ  И  НЕФТЕГАЗОВОЙ  ИНДУСТРИИ

 

КАФЕДРА НЕФТЕГАЗОВОЙ ИНЖЕНЕРИИ

 

 

Специальность: «Нефтегазовое дело»

Дисциплина:  Разработка нефтяных месторождений

 

 

 

РЕФЕРАТ

 

 

Тема: Факторы, влияющие на нефтеотдачу. Физико-геологические параметры пласта

 

      

                               

 

 

           

                                                        

 

Выполнила: Қазмағамбет Б.Е.

                                                                  

                                                         Проверил: Насибуллин Б.М.

 

                                                        

 

 

 

 

 

                                             АЛМАТЫ  -  2013     

Содержание

 

1. Факторы, влияющие на нефтеотдачу. ……………………………….1
2. Нефтеотдача пластов при различных условиях дренирования…..5
3. Коллекторские свойства горных пород……………………………....7
4. Свойства нефти………………………………………………………....11
5. Давление и температура………………………………………………13
6. Техническое состояние скважины…………………………………...14
7. Состояние призабойной зоны пласта………………………………..15
8. Список литературы.................................................................................18

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1. ФАКТОРЫ, ВЛИЯЮЩИЕ НА НЕФТЕОТДАЧУ

 

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:

,

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:

,

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:

,

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:

,

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, коэффициент извлечения нефти (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.

Эффективность извлечения нефти из нефтеносных  пластов современными, промышленно  освоенными методами разработки, с  точки зрения обеспечения полноты выработки запасов во всех нефтедобывающих странах, считается неудовлетворительной. В подтверждение этому достаточно сказать, что средний КИН по данным ряда специалистов по месторождениям мира не превышает 0.34-0.39. Это означает, что если не применять принципиально новые методы улучшения выработки запасов, то около 65 % начальных запасов нефти останутся неизвлеченными.

 

2. НЕФТЕОТДАЧА ПЛАСТОВ ПРИ РАЗЛИЧНЫХ УСЛОВИЯХ ДРЕНИРОВАНИЯ

 

При современном уровне развития технологии и техники нефтедобычи физически возможный КИН меньше или равен единице. Например, при разработке некоторых залежей на Биби-Эйбате (Азербайджанская ССР) за 25 лет эксплуатации КИН едва достигал 0.1.

Низкая нефтеотдача  естественных коллекторов объясняется  микро - и макронеоднородным характером их строения. Если бы пористая среда пласта представляла собой систему трубок или каналов, не сообщающихся между собой, то при вытеснении нефти водой и газом газовой шапки практически можно было бы достигнуть почти полной нефтеотдачи. Микронеоднородный и сложный характер строения перового пространства – причина прорыва воды и газа по отдельным каналам и образования водонефтегазовых смесей в пористой среде. Совместное же движение различных несмешивающихся фаз в пласте представляет собой сложный процесс, в котором капиллярные силы проявляются во много раз больше, чем при «поршневом» вытеснении нефти водой.

Известно, что вытеснение взаимно растворимых жидкостей (т.е. при отсутствии менисков) характеризуется высокими коэффициентами нефтеотдачи, близкими к 95-100 %.

Более высокая вязкость нефти по сравнению с вязкостью  воды способствует уменьшению нефтеотдачи. По результатам исследований, с увеличением  вязкости нефти значительнее проявляются различные местные неоднородности физических свойств пород, способствующие возникновению небольших, но многочисленных участков, обойденных фронтом воды и плохо ею дренируемых.

На нефтеотдачу пластов  в значительной степени влияет удельная поверхность пород. Нефть гидрофобизирует поверхность твердой фазы, и ее часть, находящаяся в пленочном состоянии, может быть удалена из пласта лишь специальными методами воздействия.

Макронеоднородное строение пластов – наиболее существенная причина неполной отдачи нефти пластом. Неоднородностью строения, свойств и состава пород объясняется появление зон, не промываемых водой и слабо дренируемых газом.

Оказалось также, что  нефтеотдача зависит от многочисленных параметров и свойств пористой среды, условий вытеснения нефти водой  и газом (количество и состав связанной  воды, состав и физико-химические свойства нефти и горных пород, скорость вытеснения и т.д.) и др.

Исходя из причин, вызывающих неполную отдачу нефти пластом, можно  отметить следующие формы существования остаточной нефти:

• капиллярно удержанная нефть;
• нефть в пленочном состоянии, покрывающая поверхность твердой фазы породы;
• нефть, оставшаяся в малопроницаемых участках, обойденных и плохо промытых вытесняющим агентов (водой, газом);
• нефть в линзах, отделенных от пласта непроницаемыми перемычками и не вскрытых скважинами;
• нефть, задержавшаяся у местных непроницаемых «экранов» (сбросы и другие непроницаемые перемычки).

Упомянутые виды остаточной нефти, по-видимому, содержатся в том  или ином объеме во всех залежах углеводородов.

Пленочной называется нефть, покрывающая тонкой смачивающей пленкой поверхность твердой фазы коллектора. Количество этой нефти определяется радиусом действия молекулярных сил твердой и жидкой фаз, строением поверхности минерала и размером удельной поверхности пород.

В природных условиях, кроме пленочной и капиллярно удержанной нефти, значительные ее количества могут оставаться в обойденных и плохо промытых водой участках, а также в изолированных линзах, тупиках и в местных непроницаемых экранах и перемычках.

Если бы пласты были макрооднородными, нефтеотдача их была бы весьма значительной (70-80 %). Небольшие значения коэффициентов нефтеотдачи естественных коллекторов свидетельствуют о значительном количестве нефти, остающейся в пласте в виде мелких и больших ее целиков вследствие неоднородности строения пород и пластов.

Изучению влияния на нефтеотдачу скорости вытеснения нефти  водой из пористой среды также посвящено значительное число работ отечественных и зарубежных авторов. Часть исследователей считает, что максимальную нефтеотдачу можно получить при небольших скоростях продвижения водонефтяного контакта. Другая часть авторов полагает, что наибольшая нефтеотдача наблюдается при повышенных скоростях вытеснения нефти водой. Третья часть исследователей пришла к выводу, что она не зависит от скорости вытеснения нефти водой.

Для заводненных пластов  эта проблема приобретает очень  большое значение, в связи с тем, что нефть и вода в пластах как несмешивающиеся жидкости по-разному взаимодействуют с породой, с активными рабочими агентами и между собой в зависимости от насыщенности, компонентного состава нефти, минерального состава воды, вещественного состава пород и структуры пор породы.

Нефтеотдача также зависит  от температуры залежи, качества вскрытия пласта, от начальной нефтегазонасыщенности пор пласта, от степени и характера механических изменений порового пространства коллекторов. Следовательно, проблема кардинального повышения нефтеотдачи пластов – комплексная, она может быть решена с учетом всех факторов, формирующих нефтеотдачу для данной залежи.

 

3. КОЛЛЕКТОРСКИЕ СВОЙСТВА ГОРНЫХ ПОРОД

 

Нефтегазовым коллектором называется горная порода, обладающая физическими (структурными) свойствами, позволяющими аккумулировать в ней жидкие и газообразные углеводороды, а также фильтровать, отдавать их при наличии перепада давления. Порода-коллектор может быть насыщена как нефтью или газом, так и водой. Качество породы-коллектора нефти и газа определяют ее емкостные и фильтрационные характеристики, определяемые литолого-петрографическим (вещественным) составом, а в более общем виде – типом коллектора. Тип коллектора оказывает значительное влияние на характер фильтрации нефти и воды и на выбор способа борьбы с обводнением скважины.