Показатели нефтеотдачи пластов

Режимы работы нефтяных залежей отличаются не только источниками энергии, но и механизмами извлечения нефти из пористой среды. При водо- и упруговодонапорном режимах, несмотря на различие причин, вызывающих напор краевых или подошвенных вод, извлечение нефти происходит за счет ее вытеснения из пористой среды водой. При режиме растворенного газа нефть из пористой среды вытесняется расширяющимися пузырьками газа, которые сравнительно равномерно распределены по всему объему пористой среды. При газонапорном режиме нефть также вытесняется расширяющимся газом, но замещение нефти газом в пористой среде происходит только в зоне газонефтяного контакта. При упругом и гравитационном режимах нефть из пористой среды извлекается силами, равномерно действующими во всем объеме нефти.

От механизма вытеснения нефти во многом зависит важнейший показатель эффективности режима работы залежей и в целом процесса ее разработки - нефтеотдача (степень полноты извлечения нефти). Нефтеотдача характеризуется коэффициентом нефтеотдачи (нефтеизвлечения) - долей извлеченной из пласта нефти от ее первоначальных запасов.

η = Vизвл / Vзап = (Vзап – Vост) / Vзап (4.1)

где η - коэффициент нефтеотдачи; У_зап - начальные запасы нефти; Vизвл - извлеченное количество нефти; Vост - остаточные запасы нефти. При расчете коэффициента нефтеотдачи начальные запасы, извлеченное количество нефти и остаточные запасы должны быть приведены к одинаковым условиям, обычно к поверхностным.

Различают конечный, текущий и проектный коэффициенты нефтеотдачи. Под текущим коэффициентом нефтеотдачи понимается отношение добытого из пласта количества нефти на определенную дату к геологическим (балансовым) ее запасам. Текущая нефтеотдача возрастает во времени по мере извлечения из пласта нефти. Конечный коэффициент нефтеотдачи - это отношение извлеченных запасов нефти (добытого количества нефти за весь срок разработки) к геологическим запасам. Он зависит от коллекторских свойств пласта, физических свойств нефти, строения залежи, системы разработки месторождения, и, главным образом, от режима работы залежи. Проектный коэффициент нефтеотдачи отличается от конечного тем, что он обосновывается и планируется при подсчете запасов нефти и проектировании разработки.

Полнота вытеснения нефти в объеме пласта, охваченном заводнением, характеризуется коэффициентом вытеснения г)_в. Он определяется как доля объема извлеченной нефти по отношению к ее запасам, первоначально находившимся в части пласта, подверженной воздействию вытеснения. Коэффициент вытеснения зависит в основном от кратности промывки (отношения объема прокачанного рабочего агента к объему пор), отношения вязкости нефти к вязкости рабочего агента, коэффициента проницаемости, распределения размера пор и характера смачиваемости пород пласта. В гидрофильных высокопроницаемых пористых средах при малой вязкости нефти коэффициент вытеснения нефти водой может достигать 0,8-0,9. В слабопроницаемых частично гидрофобных средах при повышенной вязкости нефти он составляет 0,5-0,65, а в гидрофобных пластах - не более 0,25-0,4. Вместе с тем, при смешивающемся вытеснении нефти газом высокого давления, углекислым газом и мицеллярным раствором, т. е. при устранении существенного влияния капиллярных сил, коэффициент вытеснения достигает 0,95-0,98.

Для характеристики объема пласта, в котором происходит вытеснение нефти, введено понятие коэффициента охвата пласта воздействием Т_охв, под которым понимают отношение запасов нефти У_охв, первоначально находившихся в части пласта, подверженной воздействию заводнением, к начальным запасам нефти во всем пласте. Он характеризует потери нефти по толщине и площади пласта в зонах стягивающих рядов добывающих скважин, в неохваченных дренированием и заводнением зонах в слабопроницаемых включениях, слоях-линзах, пропластках и застойных зонах, которые контактируют непосредственно с обводненными слоями и зонами или отделены от них непроницаемыми линзами и слоями. В сильно расчлененных пластах остаточная нефтенасыщенность, которая может достигать 20-80 %, существенно зависит от размещения скважин, условий вскрытия пластов в них, воздействия на обособленные линзы и пропластки, соотношения вязкостей нефти и воды и др.

Так как при режимах вытеснения нефти водой она извлекается только из зон охваченных воздействием, то коэффициент нефтеотдачи при напорных режимах может быть определен как произведение коэффициента вытеснения на коэффициент охвата воздействием.

η = ηв * ηохв (4.2)