Методы определения КИН

Коэффициент нефтеотдачи — главный показатель полноты из­влечения нефти из пласта. Получение максимального его зна­чения — одна из основных задач рациональной разработки неф­тяных месторождений.

Коэффициентом нефтеотдачи начинается разность между начальной и остаточной (конечной) нефтенасыщенностью, отнесённой к начальной:

1. Статистический основан на полученных с помощью многофакторного анализа статистических зависимостей между конечными КИН и определяющими его различными геолого-физическими и технологическими факторами.

2. Покоэффициентный основан на определении значений ряда влияющих на КИН коэффициентов, учитывающих геолого-физическую характеристику залежи и особенности системы разработки.

КИН = КВЫТ*КОХВ*КЗАВ

3. Способ геолого-математического моделирования процессов фильтрации на 3D моделях основан на технологических расчетах показателей нескольких вариантов систем разработки

Под текущим коэффициентом извлечения нефти понимают отношение накопленной добычи из залежи или объекта разработки на определенную дату к подсчитанным запасам на момент утверждения проектного документа на разработку. Текущуюнефтеотдачу 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.

На рис. 23 показан типичный вид зависимости нефтеотдачи η от времени t. Если tк — момент окончания разработки пласта,то η к — конечная нефтеотдача.

Текущую нефтеотдачу при разработке заводняемых месторождений выражают обычно в виде зависимости η от ΣQв/V_пили η от Σ Q_вз/Vn (Vn — поровый объем пласта;Q^ор — геологические запасы нефти, Q_вз- вода закаченная в пласт). Извлекаемые запасы нефти в пласте или в месторождении в целом N определяют, естественно, следующей формулой:

Зависимость текущей нефтеотдачи от отношения Σ Q_вз/Vn т в том случае, когда заводнение применяют с начала разработки месторождения, имеет вид, показанный на рис. 70.

Текущаяобводненность v продукции, добываемой из пласта или месторождения, составит

На рис. 70 показана типичная для месторождений маловязких нефтей зависимость текущей обводненности от Q_вз/Vn.

Коэффициент текущей нефтеотдачи η равен произведению коэффициента извлечения нефти из недр или, в случае заводнения, коэффициента вытеснения нефти водой η ₁ на коэффициент η ₂ охвата пласта процессом вытеснения.

Коэффициентом вытеснения нефти водой η ₁ при разработке нефтяных месторождений с применением заводнения называется отношение извлеченной из пласта нефти к ее запасам, первоначально находившимся в части пласта, подверженной воздействию заводнением. Соответственно коэффициентом охвата пласта воздействием η ₂ называется отношение запасов нефти, первоначально находившихся в части пласта, подверженной воздействию заводнением, к геологическим запасам нефти в пласте.

Рис. 70. Зависимость текущей нефтеотдачи и обводненности продукции от пласта

1 — текущая нефтеотдача η, 2 — текущая обводненность v

12.Технологии регулирования разработки нефтяных месторождений.

На основе анализа разработки нефтяного месторождения и выявления расхождений проектных и фактических показателей разработки осуществляют мероприятия по приведению в соответствие фактического хода разработки с проектным. Совокупность этих мероприятий и является регулированием разработки нефтяного месторождения, которое можно проводить чисто технологическими методами без изменения или с частичным изменением системы разработки.

К числу технологических методов регулирования разработки нефтяных месторождений относят следующие.

1. Изменение режимов эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин путем уменьшения или увеличения их дебитов и расходов закачиваемых в пласты веществ, вплоть до прекращения эксплуатации (отключения) скважин.

2. Общее и, главным образом, поинтервальное воздействие на призабойную зону скважин с целью увеличения притока нефти из отдельных прослоев пласта или расхода закачиваемых в них веществ.

3. Увеличение давления нагнетания в скважинах вплоть до давления раскрытия трещин в призабойной зоне, поинтервальная закачка рабочих агентов в прослои пласта при дифференцированном давлении нагнетания.

4. Применение пакерного оборудования и проведение работ по капитальному ремонту с целью изоляции отдельных прослоев пласта без изменения принятых по последнему проектному документу объектов разработки.

5. Циклическое воздействие на пласт и направленное изменение фильтрационных потоков.

К методам регулирования, связанным с частичным изменением системы разработки месторождения, относят:

1) очаговое и избирательное воздействие на разрабатываемые объекты путем осуществления закачки в пласт веществ через специально пробуренные отдельные нагнетательные скважины-очаги или группы нагнетательных скважин, через которые осуществляется выборочное воздействие на отдельные участки пластов;

2) проведение работ по капитальному ремонту скважин или установка в скважинах пакерного оборудования с целью частичного укрупнения или разукрупнения, т. е. изменения объектов разработки.

Существуют следующие методы регулирования разработки:

1) технологии, основанные на геологотехнических мероприятиях без изменений числа скважин на месторождениях;

2) технологии, с изменением числа скважин.

Методы регулирования по первой группе:

1) Методы увеличения гидродинамического совершенства скважин - различные технологии воздействия на ПЗП (ГРП, СКО, вибровоздействие и пр.).

2) Изменение режимов работы скважин (смена штуцеров в фонтанирующих скважинах, смена насосов в скважинах мехфонда, ограничение приемистости нагнетательных скважин).

3) Перевод обводнившегося фонда под закачку (создание поперечных нагнетательных рядов в случаях поблочного разрезания, очаговое заводнение, избирательное заводнение).

4) Приобщение пластов (дострел интервалов).

5) Переход от трехрядных систем разработки на площадные системы заводнения при сохранении фонда скважин.

6) Перевод скважин на вышележащий объект (или добуривание их на нижележащий) без изменения числа скважин на многопластовом месторождении.

Методы регулирования по второй группе:

1) Уплотнение сеток скважин по объектам разработки.

2) Разупружнение эксплуатационных объектов.

3) Заложение (бурение) дополнительных нагнетательных скважин для создания блочно-замкнутых систем заводнения.

4) Перевод скважины на вышележащий объект разработки (возврат на верхний объект).

5) Добуривание скважин на нижний объект разработки (уменьшение фонда скважин по основному объекту и увеличение фонда по нижележащему объекту разработки).

6) Вывод скважин из эксплуатации при достижении предельной обводненности продукции.

7) Заложение дополнительных нагнетательных скважин (на краевых зонах блоков разрезания).