Начальный геологический запас

Cтраница 2

Конечный коэффициент нефтеотдачи ц характеризует завершенный процесс выработки залежи. Эта величина показывает, какая доля начальных геологических запасов извлекается или может быть извлечена при условии эксплуатации залежи до предела экономической рентабельности. [16]

Усовершенствованная методика учитывает не только промысловые показатели, как в методике B.C. Ковалева, но и факторы геологической неоднородности. По результатам вычислений была построена карта удельных начальных геологических запасов с размерностью тыс. т / скв. Необходимо отметить, что наибольшими запасами характеризуются центральная и восточная части южной залежи и северная залежь. [17]

Конечный коэффициент нефтеотдачи л характеризует завершенный процесс выработки залежи. Эта величина показывает, какой объем нефти от начальных геологических запасов извлекается или может быть извлечен при условии эксплуатации залежи до предела экономической рентабельности. [18]

Расчеты показывают, что до 1 / 1 1962 г. фактическая добыча нефти обеспечивалась упругим запасом самой залежи VIII3 пласта. Достигнутая текущая нефтеотдача по залежам VIII4 пласта в целом составляет около 13 % начальных геологических запасов пласта. Определить коэффициент нефтеотдачи в заводненной площади по данному пласту не представляется возможным. [19]

Из графиков рис. 1 видно, что наибольший темп разработки поддерживался по западному участку, максимальный отбор по которому ( около 6 9 %) был достигнут в 1963 году. За основной период разработки темп отбора жидкости поддерживался на уровне примерно 6 % от начальных геологических запасов. Наименьшие отборы характерны для северного участка, максимальный отбор по которому составлял 2 8 %, что в два с лишним раза меньше максимального отбора по западному участку. Южный и центральный участки разрабатывались при промежуточных значениях отбора. [20]

На первом этапе проектирования разработки, когда используется информация, взятая по разведочным скважинам и по аналогии с другими, давно разрабатываемыми, месторождениями, проектные скважины различаются своими номерами и координатами. Они представляются: одинаковыми по эффективной толщине и эксплуатируемой площади нефтяных пластов, одинаковыми по начальным геологическим запасам и подвижным запасам нефти, одинаковыми по неравномерности вытеснения нефти, но различными по величине коэффициента продуктивности и по темпу отбора подвижных запасов нефти. Но это различие конкретных проектных скважин по коэффициенту продуктивности пока не конкретизируется, не задается конкретными значениями, которые еще остаются неизвестными, а задается функцией распределения значений, возможностью ( вероятностью) любого значения из заданного спектра значений. [21]

Пока освоены в основном запасы нефти терригенного девона и нижнего карбона. Освоенность потенциальных ресурсов нефти в карбонатных отложениях низкая и составляет 8 1 - 9 4 %, хотя начальные геологические запасы в этих коллекторах на территории Татарстана достигают 20 4 % всех запасов нефти в республике. [22]

В качестве примера рассмотрим одно из самых крупных месторождений страны - Ромашкинское. Практически в мире нет ни одного крупного месторождения с запасами нефти, равными и даже вдвое меньшими, чем Ромашкинское, по которому добыта половина начальных геологических запасов. [23]

Ориентировочные расчеты показывают, что по этой группе сква-ин потери в добыче нефти за счет превышения указанных оптималь-ых запасов, приходящихся на одну скважину, могут составлять до % от начальных геологических запасов. Если допустить в силу гео-огических условий ( малая нефтенасыщенная толщина продуктивного паста в приконтурной зоне), что только половина этих скважин имела ы удельные запасы меньше 3 5 усл.ед., т.е. разбурена по более плот-ой сетке, то и тогда дополнительная добыча нефти составила бы 4 - 5 % т начальных геологических запасов. [24]

Распределение долей запасов и накопленной добьии нефти по продуктивным толщам. [25]

Суммарные начальные геологические и начальные извлекаемые запасы по вышеуказанным месторождениям по категории A B CI составляют соответственно 360899 и 142085 тыс. т нефти, по категории С2 - 11388 и 2961 тыс. т нефти. На 1.01.97 г. по месторождениям было добыто 108928 тыс. т нефти. Основная доля добычи ( 58 5 %) и начальных геологических запасов ( 45 7 %) приходится на Манчаровское месторождение. Меньше всего запасов приурочено к Кушнаренковскому и Нур-скому месторождениям. Доля Кушнаренковского месторождения из всей группы перечисленных месторождений составляет 0 5 % начальных геологических и 0 2 % начальных извлекаемых запасов. [26]

Для определения величины извлекаемых запасов нефти по длительно разрабатываемым месторождениям с успехом могут применяться эмпирические методы, основанные на экстраполяции линейных участков так называемых характеристик вытеснения нефти водой ( характеристик заводнения), построенных в различных координатах. Этот метод имеет определенные недостатки, поскольку не позволяет учитывать особенности будущих технологических воздействий на залежь, отличающихся от предшествующей технологии и способных изменить закономерность обводнения пласта. Однако он обладает и важным преимуществом, поскольку не требует знания величин начальных геологических запасов и коэффициента нефтеотдачи. На завершающей стадии разработки результаты оценки извлекаемых запасов этим методом, как правило, отличаются высокой надежностью. Например, залежь пласта А4 Покровского месторождения вступила в завершающую стадию разработки в конце 60 - х годов. Поэтому фактическую величину извлекаемых запасов можно достаточно надежно определить экстраполяцией характеристики вытеснения. [27]

Извлекаемые запасы взяты за основу еще и потому, что на завершающем этапе разработки они подтверждаются при эксплуатации. Вместе с тем, имеются залежи, особенно в старых нефтедобывающих районах, по которым величина начальных геологических запасов может быть поставлена под сомнение. На это указывают чрезмерно высокие значения достигнутой нефтеотдачи, не отвечающие современным представлениям о возможности вытеснения нефти водой в подобных геолого-физических условиях. [28]

Современные методы проектирования разработки нефтяных месторождений созданы, в основном, для нефтяных залежей, находящихся в ранней стадии разработки. Опыт показывает, что при проектировании разработки нефтяных залежей, находящихся в поздней стадии, методы проектирования должны быть существенно иными. В этот момент уже имеется система разработки нефтяной залежи, включающая систему заводнения нефтяной залежи, достаточно большой опыт разработки залежей нефти, достаточно полно изучено строение залежей, достоверными являются их начальные геологические запасы. Но если эти задачи к этому времени обычно уже решены, то на поздней стадии возникает ряд новых проблем, которые необходимо решать. Главная из них - определить зоны концентрации остаточных запасов нефти, для чего необходимо построить карту остаточных нефтенасыщенных толщин. В этот период обычно резко снижается эффективность наиболее распространенных в начальной стадии разработки методов интенсификации добычи нефти - бурение дополнительных скважин, усиление системы заводнения, тем более, что к этому времени обычно эти методы уже использовались. [29]

Анализ разработки опытного участка показал увеличение добычи нефти, 3 - 4 - кратный рост газового фактора, снижение водного фактора по скважинам и пласту, стабилизацшо процесса обводнения. Прирост нефтеотдачи составил 11 - 14 % от начальных геологических запасов, дополнительно добыто 94 6 тыс. т нефти. В формировании состава нефти и газов важную роль сыграли процессы биохимического разрушения отдельных компонентов нефти, распада органики биореагента, в качестве дополнительного источника образования газообразных и жидких углеводородов могла быть любая из фракций органического вещества породы - липиды, гумусовые вещества, кероген. Под влиянием биохимических процессов отмечено снижение плотности и вязкости нефти, содержания асфальтово-смолистых веществ. В процессе эксперимента изменяется степень восстановленности ( C H / O S N) асфальтенов и смол, прямо зависящая от геохимической обстановки: в бензольных смолах с 8 0 до 9 - 10, в спирто-бензольных смолах с 11 5 до 17 3 и асфальтенах с 8 - 9 до 11 - 12, что подтверждается и данными инфракрасной спектрометрии. [30]

Страницы: 1 2 3