8.12. Н/г/конденсатоотдача пластов, влияние и учет геологических факторов на полноту исп-ия недр.

Коэф. н (г)-отдачи – отнош-е кол-ва отобранной Н или Г к нач. запасам.

Выделяют: проектный коэф. н-извлечения (КИН)– опред-ся статистич. и гидродинамич. методами. На основании этих данных опр. конечный КИН – отношение суммарного проектного отбора к нач. балансовым запасам. Текущий КИН – коэф. извлечения н. на какую-то определенную дату; фактический КИН отношение фактически добытой Н к баланс. запасам.

КИН = коэф. вытеснения*коэф. заводнения*коэф. охвата

Коэф. вытеснения – отнош-е кол-ва Н промытой при MAX кол-ве воды из образца к нач. кол-ву Н в этом образце. Определяется в лабор-х условиях.

Коэф. заводнения – показ-ет какая часть объема залежи заводнена в н.в. к общему объему этой залежи, показ. какая часть залежи м.б. промыта при данном виде ППД, зависит от геолог. неоднор-ти, прерывистости пласта.

Коэф. охвата – отнош-е объема залежи, охваченной процессом разработки к общему нефтенасыщ-му объему этой залежи.

КИН зависит от:

1. Природного режима залежи.

2. Фильтрационных харак-к пласта (прониц-ть, гидропроводность, пьезопр-ть, подвижность).

3. Геол. неоднор-ти, прерывистости пласта.

4. Вязкости Н.

5. Соотношения вязкости Н к вязкости В.

6. Коэф. н-насыщенности.

7. Активности пласт.вод, находящихся за контуром н-носности.

8. Обоснованости депрессии при обосновании разработки.

9. Равномерности дренирования по площади и толщине.

Эти факторы влияют на величину нач. и ост. нефтенас-ти. Остаточная нефтенас-ть опр-ся в оцен. скв-ах путем отбора керна на РНО (раствор на нефтяной основе) (бурится м/у текущ. и нач. положением ВНК).

h = (bн нач. -bн ост.)/bн нач.;

Коэф. газоотдачи при всех расчетах принимается = 1. При газовом режиме и расширяющегося газа  0,93 –0,97. При газо-водо-напорном режиме 0,91 – 0,95. При газо-упруго-водонапорном 0,83-0,91.

Коэф. конденсатоотдачи – это объем извлеченного на поверхность газоконденсата к нач. содержанию содержащегося в залеже газоконденсата. Максимально достигает 0,8 .

Методы увеличения КИН: – бурение пологих, горизон-ых скв-н, ГРП, термокислотные обработки скв-н, добавка в за­качиваемую воду загустителей — жидкого стекла, полимеров. Наибольшее применение получили полиакриламиды (ПАА). На­гнетание в пласт водо­воздушных (водогазовых) смесей и пен (пенообразующих агентов) Весьма эффективной явл-ся закачка В с растворенным в ней СО2 (карбонизированной воды). Нагнетание сухого Г под высоким давл-ем (выше 26 МПа) повышает н-отдачу почти на 10—15%, исп-ние при закачке В оторочки из сжиженных газов (обычно пропана), применения различных термических методов: закачки в пласт перегретого пара, горячей воды, прогрева призабойной зоны с помощью электронагревателей, осуществле­ние подземных термоядерных взрывов.

Метод повыш-ия коэф. конденсатоотдачи – обратная закачка добываемого газа в пласт для поддержания пласт-го давл-я на уровне, обеспечивающем макс-ое извлеч-е конденсата.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

5.11. Размещение поисковых скв-н.  Стратегия поиска.  Опр-ие кол-ва поисковых скв-н.  Поисковое бурение, требования к поисковым скв-ам.

Существует несколько способов размещения поисковых скважин:

1. Размещение по профилю. На длинной оси структуры бурят от одной до трех скважин, вначале в своде, если она «пустая», то вторая скв на периклинали. После отриц.рез-тов третья скв закладывается на противоположной периклинали

1а)   1б) 2)

3) 4)

На ассиметричных складках скважины закладываются по профилю, расположенному на пологом крыле складки.

2. Реже исп-ся размещение типа «крест» (2 на переклинали, 2 на крыльях, 1 в своде)

3. Если стр-ра линейная, но имеет нечеткие периклинальные окончания, то эффективно бурение скв по диагональному профилю

4. На тектонически нарушенных стр-рах. По геофиз-им методам опр-ется тип нарушения (взброс, сброс, надвиг). Скважины закладываются в каждом блоке. Число зависит от площади ловушки, кол-вом нарушений и литол-ой неоднор-тью пласта.

5. По радиальным профилям. В случае наличия соляного или глиняного купола. Скважины размещаются на склонах относительно друга под углом 120о.

5)7)

6. На многокупольных поднятиях скв закладываются на куполах и в седловинах м/у ними, если отметки ВНК близкие на куполах.

7. Заложение в критич-ом направ-ии прим-ся при поиске залежей в стр-рах осложняющих моноклинали и часто выполаживающихся вверх по разрезу. Первая скважина закладывается в своде, вторая в направлении регион-ого подьема, третья в направ-ии регион-ого погружения.

8. На неантиклинальных ловушках. Заложение скв проводится в крест простирания пород-колл-ов, методом «равносторонних треугольников» либо «зигзаг-профильного» бурения.

Количество поисковых скважин определяется площадью и типом ловушки. Затраты на поисковое и разведочное бурение должны окупаться в процессе разработки.

Эта кривая аппроксимируется функцией Qp=Qn(N/NoK)m

Имеются две стратегия поиска – “ползущая” и “сгущающая”.

Сущность ползущей заключается в крайней неравномерности размещения и в постепенном перемещении поисковых работ как по площади, так и по разрезу. Такая стратегия диктуется ограниченными экон-ими и производственными возможностями.

Сгущающая стратегия поиска – это равномерное размещение объемов геолого-поисковых работ на тер-рии региона с целью выявления всех основных зон нефтегазонакопления на начальном этапе изучения региона. Такую стратегию используют в Зап. Сибири.

При использовании сгущающей стратегии выигрыш в получении большей информации о строении региона и его перспективности, а при использовании ползущей меньше затраты, больше вероятность что они окупятся и как следствие меньше риска.

Поисковые скв-ы бурятся до фундамента, полный отбор керна в продуктивных интервалах, весь комплекс ГИС, испытания всех объектов.

В итоге составляется отчет по поисковому бур-ю. Дана оценка кат.С1, С2 и где осталась С3.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

7.11. Остаточная водонасыщенность коллекторов и лабораторные способы ее определения

Остаточная водонасыщ-ть равна отношению объема воды к объему пор образца породы.

Существуют прямые и косвенные методы опр-ния коэф-тов водонасыщ-ти.

Прямые методы.

1. Экстракционно-дистилляционный метод опр-ния в аппаратах Закса.

Содержание воды в образце опр-ся по кол-ву отогнанной воды, а Н – по потере массы образца с учетом отогнанной массы воды. Если m1 и m2 – массы водонефтенасыщ.образца до и после извлечения из него воды и нефти, то, зная плотность нефти δн и измерив объем выделившейся воды (Vв), можно найти объемное содержание нефти в образце:

Vн=[(m1-m2)-kVв]/δн

k-коэф-т, учитывающий минерализацию остаточной воды.

После дополн.экстракции в аппаратах Сокслета опр-ют объем пор Vпор образца (в %) и рассчитывают коэф-ты остаточной водо- и нефтенасыщенности:

                                

Если в порах нах-ся также газ, что легко опр-ся по соотношению kв+kн<1, то коэф-т газонасыщенности:

kг=1-kн-kв

Оценка Ков выполняется на образцах керна с сохранением пластового насыщения.

Косвенные:

1. Капилляриметрический метод закл-ся в моделировании остаточной воды в образце при вытеснении ее азотом через полупрониц.перегородку: подается давл-ие до тех пор, пока не прорвется мембрана, и прослеживается вытеснение воды из образца. Затем сравнивается кол-во вытесненной воды и оставшейся в образце.

2. Центрифугирование: вода удаляется из образца за счет центробежных сил. Для опр-ния kов рекомендуются следующий режим: ω=600об/сек, t=30-40мин, Rвращ=11.3см.