Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений
жүктеу/скачать 2,71 Mb. Pdf көрінісі
|
razrabotka i ekspluataciya neftyanyh i gazovyh mestorozhdeniy dlya bngs
гипс мини проект (1)
- Бұл бет үшін навигация:
- Коэффициент вытеснения
| технологических факторов
– от реализуемой системы разработки конкретной залежи, на которой в процессе разработки могут применяться системы, от естественного проявления процес- сов при добыче нефти до новейших методов повышения нефтеиз- влечения (режима работы пласта, количество добывающих и нагне- тательных скважин, их взаимное расположение, расстояние между скважинами и рядами, плотности сетки скважин, применение мето- дов повышения нефтеотдачи); – от технико-экономических показателей – реализуемой си- стемы разработки (экономического состояния и развития отрасли и страны в целом, удаленность от экономически развитых районов, транспортной обеспеченностью, наличием человеческих ресурсов и др.). 22 Коэффициент извлечения нефти КИН равен произведению ко- эффициента вытеснения (η в ) на коэффициент охвата (η охв ). Коэффициент вытеснения равен отношению объема вытес- ненной нефти из образца породы при бесконечной (длительной) промывке к первоначальному ее объему в этом образце, т.е. при об- воднении выходящей продукции практически до 100 %. Он зависит от проницаемости, структуры пустотного пространства, физико- химических свойств нефти и вытесняющего агента, причем между коэффициентом вытеснения и проницаемостью пласта прослежива- ется тесная корреляционная связь. Коэффициент вытеснения нефти водой или какими-либо реа- гентами η в определяется несколькими способами. Наиболее досто- верный, но вместе с тем трудоемкий метод получения результатов – по лабораторным исследованиям процесса вытеснения нефти на моделях, составленных из реальных образцов керна продуктивных пород и с использованием нефти конкретного месторождения. По- скольку продуктивным пластам присуща изменчивость коллектор- ских свойств по площади и разрезу, определение значений η в долж- но производиться на образцах, равномерно освещающих залежь или продуктивный пласт с реальным диапазоном изменения коэффици- ента проницаемости. Для высокопроницаемых пластов коэффици- ент вытеснения может достигать 0,8–0,90, в малопроницаемом кол- лекторе он может быть вдвое меньше. Широко используется метод оценки коэффициента вытеснения по эмпирическим формулам, полученным для объектов разработки Пермского края [12]: – терригенный коллектор: пр в н 0,0366 ln 0,7383, K (2.9) – карбонатный коллектор: пр в н 0, 0280 ln 0, 6742, K (2.10) где K пр – проницаемость, мкм 2 ; μ н – вязкость нефти, мПа∙с. 23 Коэффициент вытеснения при разработке залежи можно также оценить по геофизическим исследованиям путем сопоставления и анализа результатов начальной и текущей нефтенасыщенности по- род, т.е. по степени выработки участков рассматриваемого продук- тивного пласта после его длительной эксплуатации. жүктеу/скачать 2,71 Mb. Достарыңызбен бөлісу:
|