реферат минеке. Основы разработки нефтяных и газовых месторождений
 Скачать 2.03 Mb.
|
27. Принцип электрогидродинамической аналогии (ЭГДА). Расчет показателей разработки с использованием метода эквивалентных фильтрационных сопротивлений (для полосовой залежи).28. Принцип электрогидродинамической аналогии (ЭГДА). Расчет показателей разработки с использованием метода эквивалентных фильтрационных сопротивлений (для круговой залежи).29. Разработка нефтяных месторождений при жестководонапорном режиме. Гидродинамические расчеты отборов жидкости по методу электроаналогии (метод Борисова) для полосовой залежи.30. Разработка нефтяных месторождений при жестководонапорном режиме. Гидродинамические расчеты отборов жидкости по методу электроаналогии (метод Борисова) для круговой залежи.31. Нефтеотдача и газоотдача продуктивных пластов. Факторы, влияющие на нефтеотдачу и газоотдачу.Один из показателей эффективности режима работы залежей и в целом процесса ее разработки – нефтеотдача или газоотдача (т. е. степень полноты извлечения нефти или газа). Его характеризуют коэффициентом нефте- или газоотдачи (также используется термин – коэффициент извлечения нефти или газа). Коэффициентом нефте- или газоотдачи называется отношение количества добытых нефти или газа к первоначальным их запасам в залежи:  Различают конечный, текущий и проектный коэффициенты нефтеотдачи. Под текущим коэффициентом нефтеотдачи (текущей нефтеотдачей) понимается отношение добытого из пласта количества нефти на определенную дату к балансовым (геологическим) ее запасам. Текущая нефтеотдача возрастает во времени по мере извлечения из пласта нефти. Конечный коэффициент нефтеотдачи – это отношение извлеченных запасов нефти (добытого количества нефти за весь срок разработки) к балансовым запасам. Проектный коэффициент нефтеотдачи отличается от конечного (фактического) тем, что он обосновывается и планируется при подсчете запасов нефти и проектировании разработки. Опыт внедрения МУН показывает, что их эффективность в значительной степени зависит от правильного выбора метода для конкретных условий месторождения. Коэффициент нефте- или газоотдачи зависит от многих факторов (природных и технологических). Выделяют три основные группы факторов: 1) геолого-физические (геологическое строение и режим работы залежи; проницаемость и глубина залегания пласта, его толщина, степень неоднородности, текущая нефтенасыщенность, пластовое давление, величина водонефтяной зоны; свойства пластовых жидкостей и газов, такие как вязкость нефти и минерализация пластовой воды, в особенности соотношение вязкости вытесняемой и вытесняющей жидкостей и межфазное натяжение и т.д.); 2) технологические (закачиваемый агент, его концентрация, величина оторочки, количество добывающих и нагнетательных скважин, их взаимное расположение, расстояние между скважинами, плотность сетки скважин, система разработки, минимально допустимый дебит нефти или газа, интенсивности отбора продукции из пласта и т.п.); 3) технические (обеспечение техникой, оборудованием, их качество, наличие и расположение источников сырья (агента), состояние фонда скважин, климатические условия и т.д.). Значения коэффициента нефтеотдачи (нефтеизвлечения) при различных режимах различны: - водонапорный – 0,5 – 0,8; - газонапорный (газовый) – 0,4 – 0,6; - режим растворенного газа – 0,15 – 0,3. При режимах вытеснения коэффициент нефтеотдачи значительно выше, чем при режиме растворенного газа. В случае действия режима растворенного газа значительная часть энергии расширяющегося газа расходуется на проскальзыва-ние его к забоям скважин без совершения полезной работы по вытеснению нефти. При водонапорном режиме коэффициент нефтеотдачи больше, чем при газонапор-ном, так как вязкость воды больше вязкости газа. Чем меньше отношение вязкости нефти к вязкости вытесняющего агента, тем больше нефтеотдача. Даже в очень благоприятных условиях коэффициент нефтеотдачи не приближается к 1 (единице). Это объясняется тем, что граница раздела фаз при вытеснении нефти перемещается из одной точки пористой среды в другую по нескольким каналам разного диаметра. Скорость перемещения этой границы в разных каналах различна вследствие неодинаковых потерь на трение и действия капиллярных сил. Поэтому, когда граница раздела проходит свой путь по одному из каналов, в других каналах часть нефти оказывается защемленной. Обычно с уменьшением межфазного натяжения нефтеотдача увеличивается, так как нефть «защемляется» в порах малого размера. Конечная газоотдача изменяется от 0,45 до 0,92, чаще всего составляя 0,60 – 0,85. При водонапорном режиме конечная газоотдача ниже, чем при газовом режиме, из-за защемления газа продвигающейся водой. Чем неоднороднее пласт, тем меньше коэффициенты нефте- и газоизвлече-ния при напорных режимах. Продвигаясь по высокопроницаемым пропласткам и зонам, вытесняющий агент отсекает отдельные нефте- или газонасыщенные участки, затрудняя движение продукции к скважинам. |