Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений



Pdf көрінісі
бет12/107
Дата30.11.2023
өлшемі2,71 Mb.
#194349
1   ...   8   9   10   11   12   13   14   15   ...   107
Байланысты:
razrabotka i ekspluataciya neftyanyh i gazovyh mestorozhdeniy dlya bngs

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. 


Достарыңызбен бөлісу:
1   ...   8   9   10   11   12   13   14   15   ...   107




©engime.org 2024
әкімшілігінің қараңыз

    Басты бет