Большая техническая энциклопедия
2 7
A V W
А Б В Г Д Е Ж З И Й К Л М Н О П Р С Т У Ф Х Ц Ч Ш Щ Э Ю Я
А- АБ АВ АГ АД АЗ АК АЛ АМ АН АП АР АС АТ АУ АФ АЦ АЭ

Активный запас - нефть

 
Активные запасы нефти в застойных зонах определяются как геологические запасы нефти, умноженные на коэффициент вытеснения. Активные запасы воды в промытых призабойных зонах определяются как первоначальные геологические запасы нефти, ранее находившиеся в призабойных зонах, умноженные на квадрат коэффициента вытеснения. При этом считается, что коэффициенты вытеснения нефти водой и воды нефтью одинаковы.
Активные запасы нефти первой зоны отбираются всеми тремя рядами скважин пропорционально их дебитам. Активные запасы нефти второй зоны отбираются вторыми и третьими рядами, а третьей зоны - только третьим рядом.
Постепенное истощение активных запасов нефти на большинстве крупнейших месторождений России ( Ромашкинское, Арлан-ское, Мухановское, Мамонтовское, Федоровское, Самотлорское и другие) сформировало новые требования к доразработке залежей на поздней стадии эксплуатации объекта. В этот период одновременно с ростом обводненности продукции отмечается проявление различных техногенных изменений как состава и свойств нефтепромысловых сред, так и природы и структуры перового пространства. Кроме того, на этой стадии обнаруживается множество вторичных негативных явлений, также непосредственно связанных с заводнением. В частности, отмечаются: кольматация призабойной зоны пласта продуктами коррозии водоводов и нефтепромыслового оборудования, а также остаточными нефтепродуктами в сточной воде; снижение приемистости скважин из-за набухания и диспергирования глинистого цемента. Глубина этих изменений настолько существенна, что затраты на борьбу с техногенными осложнениями могут соизмеряться с объемом капвложений, первоначально запроектированным на обустройство месторождений.
На залежах с активными запасами нефти с высокой обводненностью продукции с целью стягивания остаточной нефти к центру залежи в приконтурных зонах организуется тепловое воздействие на пласт методом внутрипластового горения.
Это приводит к снижению активных запасов нефти в пласте. Поэтому были определены коэффициенты охвата пласта фильтрацией по годам разработки. С учетом полученных коэффициентов приведены аналогичные расчеты процесса обводнения.
В целях обеспечения наиболее полной выработки охваченных заводнением активных запасов нефти и ввода в эффективную разработку трудноизвлекаемых запасов нефти эксплуатация месторождений сопровождается применением различных методов интенсификации за счет повышения перепада давления между заводняемыми и разрабатываемыми пластами, применения гаммы методов повышения нефтеотдачи пластов и стимуляции скважины, что связано с естественным ростом техногенных нагрузок на крепь. Поэтому применение более эффективных методов воздействия на пласт и интенсификация добычи нефти обуславливают необходимость резкого повышения качества разобщения пластов. В связи с этим, проблема обеспечения проектной высоты подъема тампонажного раствора и качественного разобщения пластов является в настоящее время наиболее важной проблемой в достижении долговечности и продуктивности скважин.
Одним из наиболее простых и широко применяемых методов оценки активных запасов нефти и определения эффективности проводимых на залежах мероприятий являются методы построения характеристик вытеснения.
Влияние прерывистости пласта на динамику текущих показателей разработки приводит к уменьшению активных запасов нефти, что вызывает более интенсивное обводнение нефтяной залежи.
Влияние прерывистости пласта на динамику текущих показателей разработки приводит к уменьшению активных запасов нефти, что вызывает более интенсивное обводнение нефтяной залежи и снижает текущую нефтеотдачу.
Кривая зависимости доли нефти в потоке от безразмерного времени для месторождений с маловязкими нефтями. Обозначим через Vt, Vz, F3, F4, F5 - активные запасы нефти соответственно между начальным ВНК и первым рядом скважин, между первым и вторым, между вторым и третьим рядами скважин, между третьим и четвертым и между четвертым и пятым рядами; g1, g2, qs, g4, qb - дебиты жидкости соответствующих рядов скважин; t - текущее время разработки.
Вместе с тем Ромашкинское месторождение - высокопродуктивное, поздняя стадия разработки и опережающая выработка активных запасов нефти ( АЗН) которого способствуют падению отборов нефти.
На поздней стадии разработки решаются две основные задачи: обеспечение наиболее полной выработки охваченных заводнением активных запасов нефти и ввод в эффективную разработку трудноизвлекаемых запасов нефти.
Методы регулирования в рамках принятой системы разработки направлены, в основном, на повышение эффективности выработки активных запасов нефти, содержащихся в песчаных пластах 1-ой группы, а с изменением системы разработки - на ввод в активную разработку запасов нефти слабопроницаемых коллекторов 2-ой и 3-ей групп и отдельных песчаных линз вскрытых 1 - 3 скважинами.
Отношение - -, которое фигурирует во многих расчетных формулах, в расчетах удобнее заменить отношением активного запаса нефти в застойных зонах к сумме активного запаса нефти в застойных зонах и запаса воды, внедрившейся в промытые приза-бойные зоны.

Темпы разработки залежей нефти с трудноизвлекаемыми запасами в 2 - 3 раза ниже, чем для пластов с активными запасами нефти, приуроченных к продуктивным пластам с лучшими коллекторскими свойствами.
В связи с ухудшением структуры оставшихся запасов нефти основных ( высокоэффективных) нефтяных месторождений республики Татарстан за - счет опережающей выработки активных запасов нефти ( АЗН) основным резервом нефтедобычи становятся трудноизвлекаемые запасы нефти ( ТИЗН), доля которых в остаточных запасах по мере опережающей выработки АЗН непрерывно растет. К ТИЗН относятся запасы нефти в слабопроницаемых терриген-ных коллекторах, в водонефтяных зонах, в терригенных и карбонатных коллекторах, содержащих нефти повышенной и высокой вязкости.
Отношение - -, которое фигурирует во многих расчетных формулах, в расчетах удобнее заменить отношением активного запаса нефти в застойных зонах к сумме активного запаса нефти в застойных зонах и запаса воды, внедрившейся в промытые приза-бойные зоны.
С помощью электроинтегратора ( или аналитических расчетов) определяют дебиты скважин qt ( qi, q2 и q3); по карте фильтрационных потоков - активные запасы нефти, находящиеся в зоне дренирования каждой скважины 2акт1 фбал 1 ЛЭдр ( где Рбал. Распределение трубок тока для каждой скважины Li ( q) определяют по картам фильтрационных потоков.
Анализ влияния технологических факторов на конечную нефтеотдачу показал, что влияние имеет существенное значение для залежей с трудноизвлекаемыми запасами и слабо выражается для класса месторождений с так называемыми активными запасами нефти.
Величина нижнего предела проницаемости Кт п, как правило, всегда больше J max н.р. ( разница между ними несущественна и стремится к нулю) и является минимальной при определении активных запасов нефти, закона распределения и всех статистических параметров, используемых затем при моделировании процесса разработки. Принимая во внимание незначительную разницу между этими двумя параметрами, в первом приближении ею можно просто пренебречь и поставить знак равенства между ними.
Приближенный учет неодномерного характера течения жидкостей сведением его к действию некоторой послойной неоднородности [74] либо путем введения фиктивного соотношения вязкостей нефти и воды [43, 61], а также коэффициентов, с помощью которых из активных запасов нефти вычитают потери в разрезающих и стягивающих рядах ( см. главу II, § 4, а также работы [47, 89]), не может существенно приблизить расчетную схему к реальному процессу вытеснения нефти водой в систему скважин.
На поздней стадии разработки нефтяного месторождения независимо от типа коллектора, свойств нефти основными объектами разработки, как правило, являются пласты с трудноизвлекаемыми запасами, доля которых в остаточных запасах непрерывно растет в результате опережающей выработки активных запасов нефти.
В соотношениях ( 100) - ( 103) приняты обозначения: Дть Дт2, Дт3, Ат, - приращение т за один год по первому, второму, третьему и t - му ряду соответственно; q, q2, qz, 7t - количество жидкости в пластовых условиях, отобранное из первого, второго, третьего и 1-го ряда соответственно за год; Qai, Qaz, Qas - активные запасы нефти между нагнетательным и первым эксплуатационными рядами, первым и вторым, вторым и третьим эксплуатационными рядами соответственно; 20г РбалгПРдр; Фбалг - балансовые запасы нефти между ( I - 1) и i -ым рядами; Рдр - коэффициент, учитывающий потери нефти из-за прерывистости пласта.
Активные запасы нефти первой зоны отбираются всеми тремя рядами скважин пропорционально их дебитам. Активные запасы нефти второй зоны отбираются вторыми и третьими рядами, а третьей зоны - только третьим рядом.
Применительно к реальным нефтяным месторождениям результаты наших исследований можно интерпретировать следующим образом. Величина активных запасов нефти по площади разрабатываемой залежи при прочих равных условиях зависит от градиента давления. Если теперь допустить, что вытеснение нефти водой эффективно реализуется только из объема песчаников, занятых активными зацасами нефти, то можно в конечном итоге в каждом конкретном случае установить зависимость нефтеотдачи от режима работы скважин.
Результаты по подсчету долей застойных зон были использованы при расчете процесса обводнения залежи с учетом застойных зон. Наличие застойных зон уменьшает активные запасы нефти. Кроме того, уменьшается площадь фильтрации и как следствие-этого увеличиваются градиенты давления.
При выполнении плана по добыче нефти из новых скважин увеличивается размер премии. Такой подход способствует повышению ответственности за вовлечение в разработку активных запасов нефти и ввод в эксплуатацию новых нефтедобывающих мощностей. Производственные и экономические показатели НГДУ и объединения предлагается оценивать с помощью обобщающего показателя - коэффициента использования эксплуатационного фонда скважин. Этот показатель отражает конечный результат улучшения использования действующих, бездействующих и осваиваемых скважин.
Владимир Николаевич уже достаточно подробно останавливался на формировании системы разработки Ромашкинского месторождения. Конечно же, это уникальный опыт, который надо всесторонне изучать и, действительно, от 1 - й Генеральной схемы, которая вовлекала в разработку только 52 % активных запасов нефти горизонтов Д, и Д, в процессе ее реализации осталась только идея внутриконтурного заводнения. Все ее остальные положения были переделаны уже в ходе реализации второго этапа разработки Ромашкинского месторождения ( 1956 - 1968 гг.) и закреплены на уровне составления 2-ой Генеральной схемы развития добычи нефти из горизонтов Д, и До, которая в большей мере, чем 1-я Генсхема, учитывала неоднородность этих пластов и делала еще один шаг вперед в деле развития основной идеи внутриконтурного заводнения. Но по оптимизации сетки был сделан шаг назад, проектные сетки скважин оказались очень редкими. Была сделана попытка ликвидировать все эти недостатки на третьем этапе проектирования разработки горизонтов Д, и До, который завершен составлением третьей Генеральной схемы.
Характеристика вытеснения наиболее полно отражает предысторию процесса разработки залежи и интегрально учитывает геологические особенности строения эксплуатационного объекта. В связи с этим характеристика вытеснения может быть использована для анализа влияния того или иного фактора на полноту вытеснения нефти из пласта. С использованием характеристик вытеснения определены активные запасы нефти и коэффициенты нефтеизвлечения при уплотнении первоначальных редких сеток скважин путем добуривания конкретных эксплуатационных объектов.

Из нефтяных месторождений Татарстана и Башкортостана с начала разработки отобрано около 77 % начальных извлекаемых запасов. Структура запасов нефти в недрах республик в последние годы ухудшается. Из года в год повышается доля трудноизвлекаемых и снижается доля активных запасов нефти.
На нефтяных месторождениях Татарстана с начала разработки отобрано более 77 % от начальных извлекаемых запасов. Структура запасов нефти в недрах республики в последнее время ухудшается. Из года в год повышается доля трудноизвлекаемых и снижается доля активных запасов нефти. В Татарстане, к примеру, отобрано более 93 % активных и 45 % трудноизвлекаемых запасов нефти.
Неоднородность пласта учитывается с помощью функции распределения проницаемости. Принимается поршневой характер вытеснения нефти водой вдоль каждой трубки тока. В связи с этим, для перехода от безразмерных параметров к размерным ( добыча нефти, жидкости) необходимо знать балансовые или активные запасы нефти.
Возможности основного метода разработки данных месторождений - заводнения, к настоящему времени практически исчерпаны. Дальнейшее повышение эффективности метода, особенно в зонах с ухудшенными фильтрационно-емкостными свойствами, темпы выработки которых в 3 - 5 раз ниже, чем активных запасов нефти, сопряжено с использованием специальных мероприятий, определяющих высокие градиенты техногенной нагрузки на окружающую природную среду.
Мы понимаем, что существующая технология строительства скважин на данной стадии разработки Ромашкинского месторождения уже не обеспечивает приемлемый уровень рентабельности. Ведь после бурения скважин на новых месторождениях ( Актанышская, Матросовское, Винокуровская, Елгинская и др.) мы продолжаем получать хорошие притоки нефти - и 25 т / сут, и 100 т / сут в т.ч. фонтаном. Просто надо согласиться, что существует факт исчерпаемости ресурсов нефти, ухудшения горно-геологических условий в продуктивных пластах, уменьшения доли активных запасов нефти, снижения пластового давления ниже критического значения, которое ведет к таким необратимым явлениям в пласте, как отложения тяжелых фракций углеводородов и кристаллизация парафина.
 
Loading
на заглавную 10 самыхСловариО сайтеОбратная связь к началу страницы

© 2008 - 2014
словарь online
словарь
одноклассники
XHTML | CSS
Лицензиар ngpedia.ru
1.8.11