скин фактор что это
Скин фактор что это
УДК 622.244.441. Статья из научно-технического журнала «Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений», № 5, 2004 год, стр.42-45. ОАО «ВНИИОЭНГ».
Как определить скин-фактор
(ОАО “ЦГЭ”, ООО “ГИС-ГДИ-эффект”)
Построение линии нормальной продуктивности и определение линии текущей продуктивности
Коэффициент продуктивности (в дальнейшем продуктивность η ) может быть определен по результатам гидродинамических исследований скважин (ГДИС), и в том числе по кривым восстановления давления (КВД), индикаторным линиям или (что одно и то же) индикаторным кривым (ИК), кривым восстановления уровня (КВУ). Исходными для обработки (за исключением ИК) являются данные об изменении давления во времени. Как видно из рисунка, продуктивность терригенных (вероятно, и карбонатных также) пород для одного и того же объекта одной и той же скважины существенно зависит от депрессии ( Δ P ).
* Заметим, что при проведении плавной линии мы отказались от фактической линии КВУ 5 на участке Δ P от 2,5 до 5,5 МПа. Здесь мы использовали гипотезу о том, что для исследуемого коллектора зависимость продуктивности от депрессии должна быть монотонной. Отклонение от этой закономерности связано с недостаточной очисткой приствольной части пласта. Детальное обсуждение закономерности изменения продуктивности от депрессии на начальном этапе ввода скважины в эксплуатацию и на последующих этапах выходит за рамки настоящей статьи и является предметом отдельных наших публикаций.
Данные КВД, ИК и КВУ, представленные в виде зависимости продуктивности от депрессии
Для дальнейших рассуждений нам понадобится понятие продуктивность эксплуатации ( η эксп ). Она определяется по линии текущей продуктивности при депрессии равной депрессии эксплуатации ( Δ P эксп ) данного пласта.
Продуктивность открытой (без обсадки) скважины с неизмененной прискважинной зоной пласта (ПЗП) можно рассчитать по значению гидропроводности ( ε ), определенной по данным КВД в этой необсаженной скважине. Такую продуктивность, которую обычно называют потенциальной, чтобы отличить ее от аналогичной продуктивности η пот2 в обсаженной скважине, будем называть потенциальной продуктивностью открытого ствола ( η пот1 ).
Здесь – гидропроводность пласта; R k – радиус контура питания скважины, то есть расстояние от оси скважины до точки с постоянным давлением, равным пластовому P пл ; r c – радиус скважины по долоту (давление в этой точке равно забойному P заб ); h пот1 – потенциальный коэффициент продуктивности с учетом пластовых условий.
Реальная добывающая (т.е. обсаженная и перфорированная) скважина является несовершенной по характеру и степени вскрытия пласта, а ПЗП может иметь фильтрационные характеристики, отличные от характеристик дальней зоны пласта. В результате поток флюида испытывает в ПЗП дополнительные фильтрационные сопротивления. Для добывающей скважины (по аналогии с необсаженной) можно по значению гидропроводности ε в этой обсаженной скважине рассчитать её фактическую продуктивность ( η * )
Натуральный логарифм отношения радиуса скважины по долоту ( r c ) к приведенному радиусу ( r * c ) называется скин-фактором
Подставляя выражение (3) в выражение (2) получаем уравнение, которое связывает любую продуктивность ( η * ) с соответствующим скин-фактором ( S * ), т.е.
Качественная характеристика скин-фактора
Если ПЗП загрязнена, то приведенный радиус скважины будет меньше радиуса по долоту, скин-фактор положителен, фактическая продуктивность меньше потенциальной. Если ПЗП имеет лучшие фильтрационные характеристики по сравнению с дальней зоной, то приведённый радиус будет больше радиуса по долоту, скин-фактор станет отрицательным, фактическая продуктивность окажется больше потенциальной. Отметим, что погрешность определения скин-фактора на практике достигает нескольких единиц.
Интерпретация скин-фактора по кривой восстановления давления (КВД)
Повышенная проницаемость ПЗП, что на практике встречается редко (например, после гидроразрыва). Обычно сильно отрицательные значения скин-фактора, определенные по КВД, свидетельствуют о недовосстановленности КВД и, следовательно, о недостоверности результатов расчетов. Возможно, для интерпретации выбран слишком ранний участок КВД
Проницаемость прискваженной зоны пласта не изменена или изменена незначительно (в пределах погрешности определения скин-фактора)
Проницаемость ПЗП заметно понижена, что может служить основанием для геолого-технических мероприятий по увеличению проницаемости (например, гидроразрыв, кислотная обработка). Однако возможно, что для интерпретации выбран слишком поздний участок КВД (когда давление практически постоянно)
Вывод формулы для расчета скин-фактора по двум продуктивностям и скин-фактору эталона
Из этих двух уравнений можно получить расчетную общую формулу для определения скин-фактора ( S» ) по значениям текущей ( η » ) и эталонной ( η’ ) продуктивностей с использованием эталонного скин-фактора ( S’ ), т. е.
Частные, но практически важные случаи расчета скин-фактора
Для расчета текущего скин-фактора S»=S 0 (см. рисунок ) c текущей продуктивностью η » = η пот2 нам понадобятся эталонные значения скин-фактора ( S’= 0 ) и продуктивности ( η’= η пот1 ), т. е.
Для первого варианта расчета скин-фактора S»=S 1-1 при эксплуатации (см. на рисунке скин-фактор S 1 ) c продуктивностью η » = η эксп нам понадобятся значения скин-фактора ( S’= 0 ) и продуктивности ( η’= η пот1 ), т. е.
Расчет скин-фактора S 0 по палеткам Щурова
Здесь L – длина пулевых каналов в см;
n – число пулевых каналов на 1 м;
d – диаметр пуль в см;
– относительное вскрытие пласта скважиной ( h 1 – перфорированная толщина, h – эффективная толщина пласта);
– относительный радиус скважины.
Скин-фактор S 1-2 можно рекомендовать для практического использования при моделировании разработки залежи. Точность расчета этого скин-фактора больше (по сравнению с S 1-1 ) по двум причинам.
1. Показано, что используемые в настоящее время скин-факторы S 0 и S 1-1 не соответствуют депрессии, при которой осуществляется эксплуатация месторождения.
2. Поскольку скин-фактор зависит от депрессии, то его значение необходимо сопровождать значением депрессии, при которой произведен расчёт.
ОПРЕДЕЛЕНИЕ СКИН-ЭФФЕКТА
В предыдущей главе при рассмотрении радиального течения в пористой среде предполагалась однородная проницаемость по нефти по всей зоне дренирования: от внешних границ до вскрытой поверхности забоя скважины. Также подразумевалось, что радиус скважины точно измерен и постоянен по всей эффективной толщине пласта. Снижение проницаемости ПЗП представлено на рис. 2.1.1 Б.
· проникновение бурового раствора и блокировка поровых каналов;
· набухание глин при контакте с фильтратом бурового раствора;
· продвижение песчаных частиц к стволу скважины;
· повреждение породы при перфорации;
· отклонение от ламинарного течения (в основном в газовых скважинах).
· закупорка пласта из-за наличия твердых частиц в закачиваемой жидкости;
· изменение глин при контакте с закачиваемой жидкостью;
· несовместимость закачиваемой жидкости с пластовым флюидом.
Конечно, существует ряд методов интенсификации притока, увеличивающих проницаемость ПЗП (рис. 2.1.1 Б):
Типовые значения скин-фактора:
S 0 загрязнение ПЗП,
-3 предел для кислотной обработки, S
1-2 умеренные загрязнение ПЗП
5 серьезные загрязнение ПЗП,
Безразмерный перепад давлений, характеризующий скин-эффект, называется скин-фактором (Van Everdingen и Hurst) и определяется выражением:
(2.1.1)
Отрицательные значения скин-фактора соответствуют случаям, когда проницаемость ПЗП по каким-либо причинам (интенсификация скважины) стала выше общей проницаемости пласта, и количественно характеризуют интенсификацию притока к скважине.
Скин фактор что это
Построение линии нормальной продуктивности и определение линии текущей продуктивности
Коэффициент продуктивности (в дальнейшем продуктивность η ) может быть определен по результатам гидродинамических исследований скважин (ГДИС), и в том числе по кривым восстановления давления (КВД), индикаторным линиям или (что одно и то же) индикаторным кривым (ИК), кривым восстановления уровня (КВУ). Исходными для обработки (за исключением ИК) являются данные об изменении давления во времени. Как видно из рисунка, продуктивность терригенных (вероятно, и карбонатных также) пород для одного и того же объекта одной и той же скважины существенно зависит от депрессии ( Δ P ).
* Заметим, что при проведении плавной линии мы отказались от фактической линии КВУ 5 на участке Δ P от 2,5 до 5,5 МПа. Здесь мы использовали гипотезу о том, что для исследуемого коллектора зависимость продуктивности от депрессии должна быть монотонной. Отклонение от этой закономерности связано с недостаточной очисткой приствольной части пласта. Детальное обсуждение закономерности изменения продуктивности от депрессии на начальном этапе ввода скважины в эксплуатацию и на последующих этапах выходит за рамки настоящей статьи и является предметом отдельных наших публикаций.
Данные КВД, ИК и КВУ, представленные в виде зависимости продуктивности от депрессии
Для дальнейших рассуждений нам понадобится понятие продуктивность эксплуатации ( η эксп ). Она определяется по линии текущей продуктивности при депрессии равной депрессии эксплуатации ( Δ P эксп ) данного пласта.
Продуктивность открытой (без обсадки) скважины с неизмененной прискважинной зоной пласта (ПЗП) можно рассчитать по значению гидропроводности ( ε ), определенной по данным КВД в этой необсаженной скважине. Такую продуктивность, которую обычно называют потенциальной, чтобы отличить ее от аналогичной продуктивности η пот2 в обсаженной скважине, будем называть потенциальной продуктивностью открытого ствола ( η пот1 ).
Здесь – гидропроводность пласта; R k – радиус контура питания скважины, то есть расстояние от оси скважины до точки с постоянным давлением, равным пластовому P пл ; r c – радиус скважины по долоту (давление в этой точке равно забойному P заб ); h пот1 – потенциальный коэффициент продуктивности с учетом пластовых условий.
Реальная добывающая (т.е. обсаженная и перфорированная) скважина является несовершенной по характеру и степени вскрытия пласта, а ПЗП может иметь фильтрационные характеристики, отличные от характеристик дальней зоны пласта. В результате поток флюида испытывает в ПЗП дополнительные фильтрационные сопротивления. Для добывающей скважины (по аналогии с необсаженной) можно по значению гидропроводности ε в этой обсаженной скважине рассчитать её фактическую продуктивность ( η * )
Натуральный логарифм отношения радиуса скважины по долоту ( r c ) к приведенному радиусу ( r * c ) называется скин-фактором
Подставляя выражение (3) в выражение (2) получаем уравнение, которое связывает любую продуктивность ( η * ) с соответствующим скин-фактором ( S * ), т.е.
Качественная характеристика скин-фактора
Если ПЗП загрязнена, то приведенный радиус скважины будет меньше радиуса по долоту, скин-фактор положителен, фактическая продуктивность меньше потенциальной. Если ПЗП имеет лучшие фильтрационные характеристики по сравнению с дальней зоной, то приведённый радиус будет больше радиуса по долоту, скин-фактор станет отрицательным, фактическая продуктивность окажется больше потенциальной. Отметим, что погрешность определения скин-фактора на практике достигает нескольких единиц.
Интерпретация скин-фактора по кривой восстановления давления (КВД)
Повышенная проницаемость ПЗП, что на практике встречается редко (например, после гидроразрыва). Обычно сильно отрицательные значения скин-фактора, определенные по КВД, свидетельствуют о недовосстановленности КВД и, следовательно, о недостоверности результатов расчетов. Возможно, для интерпретации выбран слишком ранний участок КВД
Проницаемость прискваженной зоны пласта не изменена или изменена незначительно (в пределах погрешности определения скин-фактора)
Проницаемость ПЗП заметно понижена, что может служить основанием для геолого-технических мероприятий по увеличению проницаемости (например, гидроразрыв, кислотная обработка). Однако возможно, что для интерпретации выбран слишком поздний участок КВД (когда давление практически постоянно)
Вывод формулы для расчета скин-фактора по двум продуктивностям и скин-фактору эталона
Из этих двух уравнений можно получить расчетную общую формулу для определения скин-фактора ( S» ) по значениям текущей ( η » ) и эталонной ( η’ ) продуктивностей с использованием эталонного скин-фактора ( S’ ), т. е.
Частные, но практически важные случаи расчета скин-фактора
Для расчета текущего скин-фактора S»=S 0 (см. рисунок ) c текущей продуктивностью η » = η пот2 нам понадобятся эталонные значения скин-фактора ( S’= 0 ) и продуктивности ( η’= η пот1 ), т. е.
Для первого варианта расчета скин-фактора S»=S 1-1 при эксплуатации (см. на рисунке скин-фактор S 1 ) c продуктивностью η » = η эксп нам понадобятся значения скин-фактора ( S’= 0 ) и продуктивности ( η’= η пот1 ), т. е.
Расчет скин-фактора S 0 по палеткам Щурова
Здесь L – длина пулевых каналов в см;
n – число пулевых каналов на 1 м;
d – диаметр пуль в см;
– относительное вскрытие пласта скважиной ( h 1 – перфорированная толщина, h – эффективная толщина пласта);
– относительный радиус скважины.
Скин-фактор S 1-2 можно рекомендовать для практического использования при моделировании разработки залежи. Точность расчета этого скин-фактора больше (по сравнению с S 1-1 ) по двум причинам.
1. Показано, что используемые в настоящее время скин-факторы S 0 и S 1-1 не соответствуют депрессии, при которой осуществляется эксплуатация месторождения.
2. Поскольку скин-фактор зависит от депрессии, то его значение необходимо сопровождать значением депрессии, при которой произведен расчёт.
Тестовые вопросы
1. Что такое коэффициент продуктивности нефтяных скважин?
это ее дебит нефти, поделенный на разность пластового и забойного давлений, то есть на величину депрессии, производимой по разрабатываемым нефтяным пластам
2. Что такое скин-фактор?
гидродинамический параметр, характеризующий дополнительное фильтрационное сопротивление течению флюидов в околоскважинной зоне пласта, приводящее к снижению добычи (дебита) по сравнению с совершенной (идеальной) скважиной. Причинами скин-фактора являются гидродинамическоенесовершенство вскрытия пласта, загрязнение околоскважинной зоны, прочие нелинейные эффекты (турбулентное течение, разгазирование, сжатие скелета горной породы и т. д.).
3. Что такое абсолютная проницаемость?
4. Что такое фазовая проницаемость?
проницаемость породы для отдельно взятого флюида при наличии в ней многофазных систем
5. Что такое относительная фазовая проницаемость?
отношение эффективной проницаемостик некоторой базовой проницаемости (чаще всего к абсолютной)
6. В каких породах проводятся кислотные обработки для интенсификации дебитов?
Кислотные обработки (КО) скважин применяют для интенсификации дебитов скважин в карбонатных коллекторах, а так же в песчаных породах с содержанием карбонатов более 20% или с цементирующим материалом, состоящим из карбонатов кальция или магния
7. Для чего применяют кислотные ванны?
Кислотные ванны предпочтительно применять для очистки необсаженных фильтров скважин
8. В чем заключается технология ГРП?
Технология ГРП включает следующие операции: промыву скважины; спуск в скважину высокопрочных НКТ с пакером и якорем на нижнем конце; обвязку и опрессовку на определение приемистости скважины закачкой жидкости; закачку по НКТ в пласт жидкости-разрыва, жидкости-песконосителя и продавочной жидкости; демонтаж оборудования и пуск скважины в работу
9. Какими свойствами должна обладать жидкость разрыва используемая при ГРП?
Жидкость разрыва должна быть слабофильтрующейся и обладать высокой удерживающей способностью в отношении взвешенного в ней песка, что предупреждает возможность оседания его в цилиндрах насоса, элементах обвязки, трубах и на забое скважины
10. Что понимается под термином расклинивающие агенты?
Проппант предназначен для предотвращения смыкания трещины после окончания закачивания. Проппант добавляется к жидкости глушения и закачивается вместе с ней.
11. Какими свойствами должны обладать расклинивающие агенты используемые при ГРП?
Главный фактор, влияющий на конечный результат операции по разрыву, — это сохранение хорошо раскрытой трещины. Для того, чтобы поддержать проницаемость, созданную путем расклинивания, применяется расклинивающий агент. Расклинивающий агент должен обеспечивать и поддерживать проход с высокой проницаемостью для потока жидкости по направлению к стволу скважины.
12. Что понимается под технологией многократного гидроразрыва пласта?
13. Положительный скин-фактор означает …
Если ПЗП загрязнена, то приведенный радиус скважины будет меньше радиуса по долоту, скин—фактор положителен, фактическая продуктивность меньше потенциальной
14. Нулевой скин-фактор означает …
Проницаемость прискваженной зоны пласта не изменена или изменена незначительно (в пределах погрешности определения скин-фактора)
15. Отрицательный скин-фактор означает …
Повышенная проницаемость ПЗП, что на практике встречается редко (например, после гидроразрыва). Обычно сильно отрицательные значения скин-фактора, определенные по КВД, свидетельствуют о недовосстановленности КВД и, следовательно, о недостоверности результатов расчетов. Возможно, для интерпретации выбран слишком ранний участок КВД
16. Какие исследования позволяют оценить величину скин-фактора?
В зависимости от величины притока применялись разные виды исследований. При устойчивом фонтанировании использовался метод «установившихся» отборов, регистрировалась индикаторная диаграмма (ИД). После последнего максимального режима работы скважины снималась кривая восстановления давления (КВД).
Если приток из пласта не позволял получить устойчивого фонтанирования, то регистрировалась кривая восстановления уровня (КВУ). Изменение давления на забое регистрировалось глубинными автономными манометрами. Манометр обычно устанавливался выше кровли испытываемого объекта.
17. Что такое проппант?
гранулообразный материал для расклинивания, который используется в нефтедобывающей промышленности для повышения эффективности отдачи скважин с применением технологии гидроразрыва пласта (ГРП)
18. В каком направлении будет происходить развитие направления трещины ГРП?
По мере заполнения скважины жидкостью и создания на поверхности давления, давление жидкости в порах породы возрастает и действует равномерно во всех направлениях. При повышении давления жидкости до момента, когда разрывающая сила жидкости, действующая на породу, превысит силы сцепления этой породы, скала расколется и произойдет разрыв. Трещины могут быть горизонтальными, вертикальными и наклонными. Пространственная ориентация трещины определяется напряженным состоянием горных пород в зоне скважины и изменениями обусловленными распределением напряжений. Напряжения формируются главным образом под действием гравитационных сил.
Принято считать, что на глубине свыше 300 м вертикальное напряжение гораздо выше двух других составляющих. Поэтому трещина всегда должна быть вертикальной, в силу того, что образование трещины происходит в направлении перпендикулярном наименьшей из нагрузок.
19. Виды проектных документов на разработку нефтяных и газовых месторождений.
Схема расположения месторождения на местности с указанием основных водных артерий, населенных пунктов, транспортных и нефтегазопроводных коммуникаций.
2. Структурные карты по кровле проницаемой части продуктивных пластов М 1:2500
3. Сводный геолого-геофизический разрез.
4. Схематические геологические профили продуктивных отложений по линиям пробуренных скважин.
5. Корреляционные схемы по линиям геологических профилей.
6. Карта нефтенасыщенных толщин продуктивных пластов с нанесением пробуренных скважин М 1:25000.
7. Карты распространения продуктивных пластов с размещенными на них проектными и пробуренными нефтяными и нагнетательными скважинами и сводные схемы размещения скважин по месторождению с контурами нефтегазоносности продуктивных пластов.
8. Графики добычи нефти, жидкости, закачки агентов, темпов выработки запасов нефти, характеристики вытеснения.
9. Таблицы параметров продуктивных пластов, запасов нефти и газа, технико-экономических показателей вариантов разработки.
20. Задачи проекта пробной эксплуатации (ППЭ).
Опытная эксплуатация разведочных и опережающих добывающих скважин — одно из мероприятий по детальной разведке месторождения, проводимых с целью получения исходных геолого-промысловых данных для подсчета запасов и проектирования разработки. К ним относятся:
дебиты нефти и газа, газовые и конденсатные факторы, содержание пластовой воды и др.;
физические свойства коллекторов и характер неоднородности продуктивного разреза;
величина и характер изменения пластового давления во времени; режим залежи;
физико-химические свойства флюидов и товарные свойства нефти, газа и конденсата;
условия работы скважин (разрушение призабойной зоны, пробко- и гидратообразование, выпадение конденсата, парафина и т.д.);
возможности перетоков нефти, газа и воды в другие пласты, а также межколонные пропуски; коррозионная агрессивность нефти, газа и конденсата, скорости и характер коррозии.
21. Цель составления проекта опытно-промышленных работ.
На месторождениях, разведка которых незавершена, а также на сложно построенных залежах (независимо от утверждения запасов в ГКЗ), в случае необходимости получения дополнительной информации для подсчета и экономической оценки запасов нефти, газа, конденсата и содержащихся в них ценных компонентов, определения возможности и целесообразности подержания пластового давления, других исходных данных, требуемых для составления технологической схемы разработки, может проводиться пробная эксплуатация залежей или представительных их участков. Под пробной эксплуатацией залежей или их отдельных участков следует понимать временную (сроком не более 3 лет) эксплуатацию разведочных, а при необходимости, и специально пробуренных опережающих добывающих и нагнетательных скважин.
22. Что включает технологическая схема разработки.
Включает основные элементы системы разработки и материалы, на основе которых эта система запроектирована:
— краткое описание геологического строения месторождения и детальное – нефтяного пласта, для которого составляется технологическая схема разработки
— физические свойства коллекторов, а также нефти, газа и воды в пластовых условиях
— варианты расстановки эксплуатационных скважин с выбором оптимального варианта
— обоснование метода поддержания пластового давления и расстановки эксплуатационных скважин
— расчеты добычи нефти и закачки воды
— основные экономические показатели разработки.
Составление технологической схемы осуществляется на основе всесторонних комплексных исследований нефтяного пласта и научнообоснованных расчетов с учетом природных условий данного пласта и в особенности его режима. Особое внимание уделяется вопросам повышения извлечения нефти из недр, продления фонтанного периода эксплуатации, сокращения сроков эксплуатации и повышения эффективности капиталовложений при экономии затраты труда.
23. Основные цели и задачи проекта разработки
Основная цель разработки проекта состоит в восстановлении транспортно-эксплуатационного состояния участка дороги для обеспечения защиты жизни и здоровья граждан, государственного или муниципального имущества, охраны окружающей среды.
24. Причины выполнения новых проектных документов.
Необходимость выполнения настоящего проекта обусловлена потребностью в повышении эффективности операционной деятельности компании и создании информационно-технологического фундамента для дальнейшего развития бизнеса.
Потребность во внедрении ERP-системы связана со следующими причинами:
1. отсутствие интегрированной системы, которая предоставляет данные для принятия решения всем уровням управления;
2. большие операционные и временные издержи ввиду отсутствия общего электронного документооборота и создания отчетности;
3. существующая система обмена информацией не соответствует структуре предприятия;
4. наличие недостатков в основных бизнес-процессах предприятия.
25. Понятия запасы и ресурсы.
Весь последовательный ход изучения нефтегазоносных объектов направлен в первую очередь на их локализацию и выявление залежей нефти и газа в горизонтах и пластах в подготовленных к поисковому бурению ловушках. До того момента, пока первая скважина не вскрыла пласт или горизонт, можно лишь предполагать возможность обнаружения в нем залежи на основе аналогии с соседними залежами той же структурно-фациальной зоны.
Когда скважины прошли этот пласт или горизонт, наличие в нем залежи устанавливается опробованием или с помощью комплекса промыслово-геофизических и других исследований. Факт установления продуктивности горизонтов и пластов, т. е. факт выявления залежей, служит границей, разделяющей запасы и ресурсы.
Масса нефти и конденсата и объем газа на дату подсчета в выявленных, разведанных и разрабатываемых залежах, приведенные к стандартным условиям, называются запасами.
На подсчитанную величину запасов влияют объем и качество информации, полученной при поисковых и разведочных работах и разработке, а также применяемые методы подсчета.
Подсчитываемые запасы одной и той же залежи по мере накопления фактических данных на разных стадиях геологоразведочных работ или с учетом данныхэксплуатационного разбуривания и разработки могут претерпевать существенные изменения. Естественно, чем выше степень изученности, чем больше фактических данных и выше их качество, тем достовернее подсчитанные запасы. Если объем и качество информации получаемой по выявленным залежам в процессе поисков, разведки и разработки, увязать с определенными стадиями изученности залежей, то станет понятной сущность разделения запасов на категории.
Наряду с выявленными залежами в нефтегазоносных горизонтах и пластах, а также в литолого-стратиграфических комплексах объектов, не изученных поисковым бурением, могут содержаться скопления УВ, наличие которых предполагается на основании геолого-геофизических исследований и сложившихся представлений о геологическом строении. Это предполагаемые залежи в продуктивных, но не вскрытых бурением пластах на установленных месторождениях или на подготовленных к бурению площадях, а также в литолого-стратиграфических комплексах с доказанной и предполагаемой нефтегазоносностью в пределах крупных геоструктурных элементов (1 порядка).
Масса нефти и конденсата и объем газа на дату оценки, приведенные к стандартным условиям, в указанных выше объектах, называются ресурсами.
Оцененные ресурсы отличаются от запасов, а также друг от друга не только различной степенью изученности, но и разной степенью обоснованности. Например, обоснованность запасов в продуктивных пластах, пройденных бурением и характеризующихся благоприятной в отношении нефтегазоносности геолого-геофизической характеристикой, значительно выше обоснованности ресурсов в продуктивных пластах, еще не вскрытых бурением.
Запасы полезных компонентов, содержащихся в нефти и газе в промышленных количествах, а также их перспективные и прогнозные ресурсы соответственно подсчитываются или оцениваются по тем же категориям и в тех же границах, что и содержащие их полезные ископаемые.
26. Коэффициент извлечения нефти, газа, конденсата.
Исходя из физических условий содержания УВ в пустотном пространстве коллекторов (их физико-химических свойств, определяющих поверхностные взаимодействия флюидов и породы, молекулярных, капиллярных и др.), из технологических и технических возможностей (достигаемой степени полноты охвата объема пласта процессом вытеснения при реализуемой системе разработки) и из экономических ограничений плотности сетки скважин, предельного дебита и обводненности продукции и других параметров, ясно, что на поверхность из продуктивных пластов можно извлечь только какую-то часть содержащихся в них запасов углеводородов.
Количественно доля запасов (нефти, газа, конденсата),которая может быть извлечена (при применении наиболее эффективных в данных геолого-физических условиях технологий и технических средств, при выполнении оптимальных экономических показателей и соблюдении требований охраны недр и окружающей среды) определяется: для нефти коэффициентом извлечения нефти (КИН). для газа и конденсата (КИК) соответственно коэффициентами извлечения газа и конденсата.
Исходя из физических особенностей этих УВ, наиболее сложным является определение коэффициента извлечения нефти (КИН). По каждому нефтяному эксплуатационному объекту, вводящемуся в разработку, расчет выполняется специализированной научной организацией и после согласования с заинтересованными сторонами утверждается ГКЗ Российской Федерации (ГКЗ РФ). Коэффициент извлечения газа по отдельным газовым объектам не рассчитывают, а принимают, исходя из имеющегося опыта в целом по газовой отрасли, равным 0,8. Методы ОЦЕНКИ КИН: метод аналогии, многофакторного статистического моделирования, эмпирического (покоэффициентного) моделирования, экстраполяционные методы (характеристики вытеснения), гидродинамические методы.
Остановимся подробнее на физической сущностикоэффициента извлечения нефти (КИН) и методах его расчета.
27. Что такое эксплуатационный объект.
это пласт или группа продуктивных пластов, которые объединяются в силу геологических и экономических условий для разбуривания и эксплуатации единой сеткой скважин
28. Что понимается под объектом разработки.
это искусственно выделенное в пределах разрабатываемого месторождения геологическое образование (пласт, массив, структура, совокупность пластов), содержащее промышленные запасы углеводородов, извлечение которых из недр осуществляется при помощи определенной группы скважин