Нефтепромысловая геология

Для определения объема нефти, содержащейся в залежи в пластовых условиях, необходимо объем порового пространства F *h н *k п о умножить на коэффициент нефтенасыщенности k н .

Для определения количества нефти, содержащейся в залежи, полученный объем F *h н *k п о *k н умножаем на плотность нефти r н.

В пустотном пространстве пород-коллекторов, насыщенных нефтью, в пластовых условиях нефть содержит растворенный газ. Для  приведения объема пластовой нефти  к объему нефти, дегазированной при  стандартных условиях, используется среднее значение пересчетного коэффициента  
q (3), учитывающего усадку нефти. [4]

В результате перемножения рассмотренных  параметров и коэффициентов получают балансовые запасы нефти.

Для получения извлекаемых запасов  нефти необходимо балансовые запасы умножить на коэффициент нефтеотдачи h, равный отношению извлекаемых  запасов к балансовым.

Формула для подсчета начальных геологических запасов свободного газа залежи объемным методом имеет следующий вид: 
Q г. геол. = F * h г* k п * k г * q * РТ;      (4)

где, Q г. геол. - геологические запасы газа, тыс. м³;

F – площадь газоносности, тыс.  м²;

h г - средневзвешенная газонасыщенная  толщина, м;

k п  – коэффициент открытой  пористости, доли ед.;

k г - коэффициент газонасыщенности, доли ед.;

q - пересчетный коэффициент, доли  ед.;

РТ - произведение барического и  термического коэффициентов.

РТ = [(р_оа_o–p_остa_ост)/p_ст][(T_о+t_ст)/(T_о+t_пл)];        (5)

где, р_о – среднее начальное пластовое давление в залежи, МПа;

а_o – поправка (а_o=1/Z_о), обратно пропорциональная коэффициенту сжимаемости реальных газов Z_o при давлении р_о;

p_ост – среднее остаточное давление, устанавливающееся в залежи, когда давление на устье добывающих скважин равно стандартному, МПа;

a_ост – соответствующая p_ост поправка на сжимаемость реальных газов, равная l/Z_ocт;

p_ст – давление при стандартных, условиях, равное 0,1 МПа;

T_о = 273К;

t_ст =20°С;

t_пл – средняя температура в залежи в пластовых условиях, °С.

Объемный метод можно считать  универсальным для подсчета запасов  любой залежи или ее части при любой степени изученности. Основные проблемы подсчета запасов в конечном итоге сводятся к своевременному выявлению особенностей геологического строения залежи и к достоверной оценке параметров, характеризующих объем пустотного пространства, насыщенного нефтью или свободным газом.[4]

Любая залежь представляет собой сложный  объект. Его сложность обусловлена видом природного резервуара, характеристиками продуктивной структуры, типом пустотного пространства пород-коллекторов и условиями залегания их в ловушке, типом самой ловушки, характером насыщения пустотного пространства и его изменчивостью по площади и разрезу, взаимосвязанностью параметров, условиями залегания флюидов в недрах. Процесс изучения залежи идет непрерывно с момента ее открытия и до завершения разработки. Тем самым первоначально созданные представления о строении залежей в виде статических моделей постоянно совершенствуются, в ряде случаев приходится строить принципиально новые модели.[3]

Запасы нефти, содержащиеся в залежи, определяются на основе изучения изменений  основных показателей разработки, а  также физических свойств нефти, воды и породы в зависимости от снижения давления в процессе разработки залежи. Отборы нефти, растворенного  газа и воды, закачка воды и газа в залежь вызывают непрерывное перераспределение  флюидов вследствие изменения пластового давления. При этом, баланс между  количеством углеводородов, содержавшихся в залежи до начала разработки, и количеством углеводородов добытых и ещё оставшихся в недрах, не нарушается.

Следовательно, подсчет запасов  нефти методом материального  баланса базируется на принципе сохранения материи применительно к залежам  углеводородов. Метод материального баланса - основан на изучении изменения физических параметров жидкости и газа, содержащихся в пласте,  
в зависимости от изменения давления при разработке. Изменения физических параметров залежи измеряются в процессе разработки и используются при подсчете запасов нефти по уравнениям материального баланса. [3]

Для применения метода необходимо иметь  детальную информацию  
о пластовых давлениях в разных частях залежи на дату подсчета (карту изобар). Уравнения материального баланса строятся на одном из двух положений:

1) о сохранении объема (массы)  флюида - сумма объемов (или масс) добытых и оставшихся в залежи  углеводородов постоянна;

2) о постоянстве объема пор,  первоначально занятых углеводородов,  
- все изменения, происходящие в залежи при добыче, рассматриваются  
в пределах того объема пор, который был занят углеводород до начала эксплуатации.

Для первого случая:

    (6)

Для второго случая:

   (7)

где Q₀ - балансовый (начальный) запас нефти (об. ед.) при стандартных условиях;

Q_н - накопленная добыча нефти (об. ед.) на дату составления уравнения баланса;

r_p, r₀ - число объемов газа, растворенного в одном объеме нефти соответственно при ср. пластовом давлении р (на дату составления уравнения баланса) и при ср. начальном пластовом давлении р₀;

b₀ - объемный коэффициент пластовой нефти (однофазной) на начало разработки;

b₁ - объемный коэффициент двухфазной пластовой смеси нефти и газа;

V_P, V₀- объемный коэффициент пластового газа соответственно при давлении р на дату расчета и при давлении р₀;

r_р -средний газовый фактор за период добычи Q_Н объемов нефти;

δ - отношение объема пласта, содержащего газ в газовой  шапке  
(в пластовых условиях), к объему пласта, содержащего нефть  
с растворенным в ней газом (в пластовых условиях);

W - количество вошедшей  в пласт воды (об. ед.) за период  падения давления от р_о до р;

g₁ - количество воды, добытой (об. ед.) за период падения давления  
от p_о до р;

ω - объем закачанного  в пласт газа (в пластовых условиях), м³;

W₁ - объем закачанной в пласт воды, м³.

 

Нефтеотдача (коэффициент извлечения нефти КИН) - отношение величины извлекаемых  запасов к величине геологических  запасов.  
В зависимости от многочисленных факторов варьируется от 0,09 до 0,75  
(9-75 %).

Величина КИН зависит от геолого-физических и технологических факторов. Она  определяется литологическим составом коллектора, неоднородностью продуктивного  горизонта (пласта), проницаемостью пород, эффективной нефтенасыщенной толщиной. К физическим факторам, от которых  зависит величина КИН, следует отнести  отношение вязкости нефти к вязкости воды .На величину КИН оказывают  влияние применяемые методы искусственного воздействия на пласты, а при разработке без воздействия -природный режим  залежи, плотность сетки добывающих скважин, новые методы разработки и  способы интенсификации добычи нефти  и другие факторы. [6]

Коэффициенты извлечения нефти  на средних, крупных и уникальных залежах рассчитываются гидродинамическими методами с учетом одномерных моделей  фильтрации-на стадии завершения разведки и двумерных моделей, идентифицируемых с реальными пластовыми условиями,-на стадиях разработки. По мелким залежам  коэффициенты извлечения нефти определяются с использованием коэффициентов  вытеснения, охвата вытеснением и  заводнения. Для нефтяных и газонефтяных залежей, разрабатываемых с применением  заводнения и других методов воздействия  на пласт, а также разрабатываемых  на природных режимах, предусматривается  единый подход к обоснованию конечного  коэффициента извлечения нефти. При  этом коэффициенты извлечения нефти  определяются отдельно для нефтяных, водонефтяных, газонефтяных и водогазонефтяных зон. [6]

Начальные извлекаемые запасы нефти  залежи Q_изв равны произведению величин начальных геологических запасов Q_геол. и конечного коэффициента извлечения КИН: Q_изв = Q_геол* КИН. Отсюда коэффициент извлечения нефти есть отношение величин извлекаемых запасов к геологическим: 
КИН = Q_изв / Q_геол.          (8)

Проектный (конечный) коэффициент  извлечения нефти показывает, какая  часть от начальных геологических  запасов технологически может быть извлечена при разработке залежи (технологический КИН) или до предела  экономической рентабельности (экономический  КИН). 
В общем виде проектный коэффициент извлечения можно представить как: 
КИН = К_выт К_охв ,            (9)

где, К_выт – коэффициент вытеснения нефти водой; 

К_охв – коэффициент охвата пласта процессом вытеснения.

Под коэффициентом вытеснения К_выт понимается отношение количества нефти, вытесненного при промывке коллектора рабочим агентом (водой) к начальному количеству нефти в этом коллекторе. Оценку К_выт производят в лабораторных условиях по керну. Предварительно в каждом образце создается остаточная водонасыщенность методом капилляриметрии, после чего производится насыщение модели пласта нефтью. Под коэффициентом охвата вытеснением К_охв понимается отношение объема коллекторов, охваченных процессом вытеснения нефти, к общему объему коллекторов, содержащих нефть. На величину К_охв, помимо геологических факторов, в большей мере влияют технологические факторы, характеризующие систему разработки залежи (плотность сетки скважин, фонд добывающих и нагнетательных скважин, система разработки залежи, объемы отборов и закачки и др.). В настоящее время нет надежных методов прямой оценки К_охв, в связи с этим при проектировании его величину обычно оценивают обратным счетом: К_охв = КИН / К_выт При использовании данного метода К_выт оценивается либо по лабораторным данным, либо по зависимости К_выт=f(mk/_о). Величина проектного КИН может быть оценена на основе расчетов гидродинамического моделирования. Система разработки считается приемлемой, если расчетное значение К_охв>0,8. При подсчете начальных извлекаемых запасов нефти залежей, вводимых в разработку, также как и при пересчете запасов разрабатываемых залежей начальные геологические запасы умножаются на проектный коэффициент извлечения нефти, обоснованный технико-экономическими расчетами. Этот КИН используется при проектировании разработки залежей, планировании развития нефтедобывающей промышленности. Наряду с проектным КИН различают текущий коэффициент извлечения нефти, равный отношению накопленной добычи из залежи или объекта разработки на определенную дату к их начальным геологическим запасам. По мере выработки запасов величина текущего коэффициента извлечения нефти планомерно приближается к проектному КИН.[5]

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

3. Особенности геологического строения  нефтяных месторождений  
в Удмуртской Республике.

 

Удмуртская Республика размещается  в северо-восточной части  
Волго-Уральской нефтеносной провинции и занимает площадь 42 тыс.км². Волго-Уральская нефтегазоносная провинция (НГП) является второй по значимости в России после Западной Сибири, поскольку дает 24% нефтедобычи в стране. Помимо территории Удмуртии, в состав провинции входят такие регионы, как Татарстан, Башкирия, Ульяновская, Самарская, Оренбургская области и Пермский край.

Региональные особенности. Удмуртская Республика по объему нефтедобычи  занимает в настоящее время 14-е  место среди регионов России. К  региональным особенностям относятся:

- высокая степень геологической  изученности;

- преобладание трудноизвлекаемых  запасов тяжелых, высоковязких  нефтей, содержащихся в небольших  месторождениях сложного строения;

- резко повышенное содержание  в составе попутного нефтяного  газа азота (от 33 до 87%), что сильно  затрудняет его утилизацию;

- близость к экономическим  центрам страны и относительно  хорошая обеспеченность объектами  инфраструктуры.

С указанными особенностями  связаны более поздние в сравнении  
с соседними регионами сроки, невысокие темпы освоения ресурсов нефти,  
и относительно низкий для Европейской части страны коэффициент выработанности – 0,41. Сложные условия добычи при относительно благоприятных экономических условиях стимулировали ускоренное  
по сравнению с другими регионами внедрение прогрессивных способов добычи, в т.ч. бурение горизонтальных скважин, технологии теплового и паротеплового воздействия на залежи, закачку полимерных растворов и др..[7]

Поиск и разведка нефтяных месторождений, путь к первой промышленной нефти в Удмуртии был долгим и  трудным. В 1935 году на территории республики начали проводиться геофизические  исследования, а с 1939 года – структурное  бурение. Первый фонтан долгожданной удмуртской нефти был получен на Вятской  площади в 1955 году. В 1962 году открыты  Архангельское и Киенгопское, затем Гремихинское (1964 год), Областновское (1965 год), Красногорское, Чутырское и Мишкинское (1966 год) месторождения, запасы которых позволили создать новый нефтедобывающий район в Удмуртии. В 1967 году в связи с открытием нефтяных месторождений и с целью их своевременной подготовки к промысловой разработке вышел приказ Министерства нефтянойпромышленности СССР о создании нефтепромыслового управления «Удмуртнефть». История добычи нефти началась в 1969 году с уникального для Удмуртии Архангельского месторождения, содержащего высококачественную девонскую нефть. [7]