Головна

Тільки для нафти: Завершальний етап розробки

  1. B) Тільки 3
  2. B) Тільки в досвіді з тонкою ниткою.
  3. Half-Duplex - Пристрій або канал, здатний в кожен момент тільки передавати або приймати інформацію. Прийом і передача, таким чином, повинні виконуватися по черзі.
  4. II. Порядок розробки індивідуальної програми реабілітації інваліда (дитини-інваліда)
  5. Web-сайт як форма рекламних комунікацій: етапи розробки, умови ефективності, технології рекламної підтримки
  6. Акція як форма реклами: технологія розробки, умови ефективності
  7. Аналіз даних можна розглядати тільки як обробку інформації після її збору аналіз даних - це перш за все засіб перевірки гіпотез і вирішення завдань дослідника.

Все видобувні скв переведіни на механізований спосіб, продукція відрізняється високою обводненість. Завдяки високому пластовому тиску створюються умови для форсованого відбору рідини, що дозволяє значно збільшити відбори рідини (в 2-3 рази), а отже і видобуток нафти. У зв'язку з триваючим обводненням дебіти нафти до кінця етапу значно зменшуються.

4. Формули підрахунку запасів нафти. Подсчетних параметри, їх обгрунтування. (З шпор)

Для підрахунку запасів нафти використовують такі методи: Об'ємний, статистичний і матеріального балансу. Вибір того чи іншого методу обумовлений якістю і кількістю вихідних даних, ступенем вивченості родовища і режимом роботи поклади нафти.

У геологопромисловой практиці найбільш широко застосовується об'ємний метод. Його можна використовувати при підрахунку запасів нафти на різних стадіях разведанности і при будь-якому режимі роботи поклади. Об'ємний метод підрахунку запасів нафти заснований на даних про геолого-фізичної характеристиці об'єктів підрахунку і умовах залягання нафти в них.

При підрахунку запасів нафти об'ємним методом використовують формулу

Qизв=F h kп kн rн q h,

де Qизв -ізвлекаемие запаси нафти, т;

F-площа нафтоносності, м2;

h- ефективна нефтенасищенная потужність пласта, м;

kп -коефіцієнт відкритої пористості;

kн -коефіцієнт нефтенасищенності;

hкоефіцієнт нафтовіддачі;

rнщільність нафти в поверхневих умовах, кг / м2

q- перерахункових коефіцієнт, що враховує усадку нафти; q = 1 /b (b -об'ємних коефіцієнт пластової нафти).

У цій формулі твір Fh являє собою обсяг поклади;

Fhkп-порові обсяг поклади (сумарний обсяг відкритих пір, складають поклад);

Fhkпkн-нефтенасищенной обсяг пласта (обсяг нафти в порах пласта); Fhkпkнh-обсяг нафти, яка може бути піднята на поверхню при існуючих способах розробки поклади;

Fhkпkнqh-обсяг нафти, яка може бути залучена на поверхню з урахуванням переведення нафти з пластових в поверхневі умови;

Fhkпkнrнqh є запаси нафти в тоннах, які можуть бути вилучені з надр на поверхню в результаті експлуатації поклади (т. е. промислові або запаси нафти).

Площа нафтоносності F визначають на підставі даних про стан контурів нафтоносності. Площі нефтеносности заміряють планіметром на подсчетних планах продуктивного об'єкта (пласта) окремо по полях різних категорій запасів.

Ефективну нефтенасищенних потужність h визначають переважно за даними промислово-геофізичних методів з урахуванням випробування і аналізу кернів. Середню величину нефтенасищенной потужності можна розрахувати або як середню арифметичну, або як середню зважену по площі.

Середню арифметичну величину використовують в разі, коли кількість даних про досліджуваний параметрі невелика, або коли значення цього параметра відносно мало різняться. Розраховують її за формулою

h = (h1+ h2+ h3+ ... + Hn) / N,

де h1, h2, h3, ..., Hn -значення нефтенасищенной потужності по окремих свердловинах; n -число свердловин.

При розрахунку середньої зваженої нефтенасищенной потужності на одиницю площі поклади використовують співвідношення h = (h1f1 + h2f2 + ...) / f1 + f2 + ...

де f1, f2, f3, ..., Fn -площа окремих ділянок пласта, обмежені сусідніми ізопахіти, м2, h1, h2, h3, ..., Hn -середні значення ізопахіт, що відповідають зазначеним ділянкам і визначаються як середні величини між двома сусідніми ізопахіти, м.

Коефіцієнт відкритої пористості kп визначається на підставі аналізу кернів, відібраних з продуктивного розрізу при бурінні свердловин.

коефіцієнт нефтенасищенності kн визначають лабораторним шляхом при дослідженні кернів, відібраних в спеціальних свердловинах, де продуктивні відкладення пройдені із застосуванням безводних (переважно вапняно-бітумних) промивних розчинів. Різними лабораторними методами (центрифуги, напівпроникних мембран і ін.) Відтворюється (моделюється) кількість зв'язаної води в порах колектора. І за умови, що весьгазрастворен в нафти, коефіцієнт нефтенасищенності знаходять із співвідношення kн= 1-kв, де kв-коефіцієнт водонасиченому.

Коефіцієнт нафтовіддачі ?це відношення запасів нафти до початкових геологічним. Точно визначити цю величину для кожного конкретного об'єкта можна лише в кінці його розробки.

Щільність нафти ? визначають в стандартних умовах (в лабораторії). Для розрахунку беруть середню величину по пласту на підставі даних аналізу проб нафти, взятих по ряду свердловин.

Перерахункових коефіцієнт q, Або величину, зворотну об'ємному коефіцієнту пластової нафти b, вводять для приведення підрахованих запасів нафти в надрах до стандартних умов на поверхні. Об'ємний коефіцієнт пластової нафти визначають за результатами лабораторного аналізу глибинної проби пластової нафти або непрямим шляхом.

Крім об'ємного при підрахунку запасів нафти використовують методи матеріального балансу і статистичний.

Метод матеріального балансує практичним застосуванням закону сталостіматерії. Застосовуючи його, виходять з рівності початкової кількості нафти (газу) в надрах кількості видобутої і залишилася в надрах нафти.

Підрахунок запасів нафти заснований на даних про зміну пластового тиску і кількісних співвідношень між нафтою і газом (вільним, розчиненим) в процесі розробки (відбору рідини, газу). Тому до початку розробки і в ранні її періоди метод матеріального балансу непридатний. Крім того, навіть при досить тривалій розробці застосування його обмежується труднощами точного визначення досить великого числа параметрів, що характеризують пластові умови (пластовий тиск, газосодержание, температура і ін.). Є й інші обставини (наприклад, вплив на пласт), що обмежують застосування методу матеріального балансу.

Статистичний метод заснований на статистичних зв'язках між різними показниками розробки. Серед них найбільш відомі зв'язку між попередніми та наступними дебітом нафти, поточним і накопиченим відборами нафти, часткою води (нафти) в продукції поклади і накопиченим відбором нафти і т. П.

Застосування статистичного методу, так само як і методу матеріального балансу, можливо, отже, після досить тривалої розробки. Однак статистичний метод дає набагато більш достовірні результати при підрахунку запасів нафти, оскільки необхідні для розрахунку показники розробки досить легко, точно і регулярно визначаються в процесі експлуатації. Крім того, застосування статистичного методу не обмежується режимом роботи поклади. Він застосуємо при будь-якому впливі на пласт.




квиток 6 | квиток 7

квиток 4 | Груповий або компонентний склад нафт. | властивості | Типи сіток експл.скв | Методи кореляції розрізів свердловин | Загальна кореляція | Детальна (зональна) кореляція | квиток 5 | дистанційні | контактні |

© um.co.ua - учбові матеріали та реферати