![]() Главная страница Случайная страница КАТЕГОРИИ: АвтомобилиАстрономияБиологияГеографияДом и садДругие языкиДругоеИнформатикаИсторияКультураЛитератураЛогикаМатематикаМедицинаМеталлургияМеханикаОбразованиеОхрана трудаПедагогикаПолитикаПравоПсихологияРелигияРиторикаСоциологияСпортСтроительствоТехнологияТуризмФизикаФилософияФинансыХимияЧерчениеЭкологияЭкономикаЭлектроника |
Анализ расчетных коэффициентов извлечения нефти из недр
Для залежей нефти пластов Павловского месторождения потенциально достижимые коэффициенты извлечения нефти определены на основе слоистой модели (программный пакет «ДИНАМИКА») и представлены по вариантам разработки в таблице П.4.9. Для контроля результатов расчета КИН по статистическим зависимостям в соответствии с РД 39-0147035-214-86 определены коэффициенты нефтеизвлечения. РД рекомендует расчет коэффициентов нефтеизвлечения производить по эмпирическим и статистическим зависимостям, полученным методами многомерного регрессивного анализа на основе обобщения опыта длительно разрабатываемых месторождений. Запасы нефти Павловского месторождения приурочены к карбонатным пластам Т, Бш, В3В4 и терригенным пластам, Мл, Бб2, Бб1, Тл2б, Тл2а. Расчет КИН проводился по статистическим зависимостям для 1: водонапорного режима терригенных коллекторов Пермской области; 2: водонапорного режима разработки карбонатного коллектора, пласт Бш и В3В4; 3: водонапорного режима разработки карбонатного коллектора, пласт Т. В основу статистического метода определения величины коэффициента нефтеизвлечения положена зависимость КИН от различных геолого-физических параметров: вязкость пластовой нефти, температура пласта, толщина, проницаемость коллектора и др.
Для 1 режима разработки рекомендовано использовать формулу: KIN =0.411-0.056*ln M 0+0.044*lnK+0.069*lnH+0.094*Kп+0.012*lnQВНЗ, где М0= Мн/Мв - отношение вязкостей нефти и воды; К - проницаемость, дарси; Kп - коэффициент песчанистости, д.ед.; H - средняя нефтенасыщенная толщина, м; QВНЗ - размер водонефтяной зоны, д.ед.; KIN - коэффициент извлечения нефти.
Для 2 режима разработки рекомендовано использовать формулу: КИН = 0.306-0.0041× mн+0.079× lg k+0.14× kп+0.03/kр-0.0018× S, где k – проницаемость, мД; Kр – коэффициент расчлененности, д.ед.; Kп - коэффициент песчанистости, д.ед.; S – плотность сетки скважин, га/скв.; mн – вязкость нефти в пластовых условиях, сП.
Для 3 режима разработки рекомендовано использовать формулу: КИН = 0.448-0.0031× mн+0.014× lg k+0.14/kп-0.23/kр-0.001× S, где k – проницаемость, дарси; Kр – коэффициент расчлененности, д.ед.; Kп - коэффициент песчанистости, д.ед.; S – плотность сетки скважин, га/скв.; mн – вязкость нефти в пластовых условиях, сП.
Расчет по этим формулам заложен в алгоритм программы «КИНГ», составленной в КИВЦ ООО «Лукойл-Пермь» и используемой на ПК в ООО «ПермНИПИнефть». Результаты расчетов, проведенных для условий Павловского месторождения, и предлагаемые КИН приведены в таблице П.4.9. Турнейская залежь
По данной залежи рассчитано два варианта разработки. Первый вариант предусматривает разработку залежи существующим фондом скважин: 109 добывающих и 37 нагнетательных. Коэффициент охвата низкий (0, 321). Рассчитанные по статистическим зависимостям и по методике, разработанной в институте «Гипровостокнефть», значения КИН сопоставимы (0, 238 и 0, 197 соответственно), но ниже утвержденного значения – 0, 3. По второму варианту предлагается уплотнить сетку скважин добуриванием проектного фонда: 66 добывающих скважин и 7 нагнетательных, а также ввести из консервации 24 скважины и пробурить 10 боковых стволов из простаивающих скважин залежи нефти пластов Мл+Бб+Тл с углублением до турнейской залежи. Кроме этого, предусмотрен комплекс МУН. Коэффициент охвата увеличивается до 0, 493. КИН, рассчитанный по методике «Гипровостокнефть», за счет уплотнения сетки скважин увеличивается и достигает утвержденного 0, 3 за 61 год, а КИН, рассчитанный по статистическим зависимостям, составляет 0, 323. Все значения сопоставимы (таблица П.4.9).
|