Методы расчета нефтеотдачи пластов

Особое значение для познания природных фак­торов, влияющих на величину нефтеотдачи пластов, имеют исследования по выработан­ным или находящимся в длительной разра­ботке залежам.Существующая в настоящее время методика определения коэффициентов нефтеотдачи по геолого-промысловым данным для выработанных залежей или заводненных участков требует значительного совершенст­вования и единого подхода к определению наиболее важных параметров, влияющих на нефтеотдачу пласта.

Современные методы исследования пластов позволяют в значительной степени уточнить величину нефтеотдачи, определяемую по гео­лого-промысловым данным, и познать некото­рые особенности процесса вытеснения благо­даря учету следующих факторов:

1) упругих сил пласта при определении нефте­отдачи пласта по заводненным участкам;

2) степени охвата залежи в процессе заводне­ния, обусловленной неоднородностью пласта и коллектора;

3) степени вытеснения нефти водой, обуслов­ленной особенностями структуры норового пространства и капиллярными силами;

4) точности определения положения водо-неф­тяного контакта как первоначального, так и текущего;

5) истинной величины нефтенасыщенности пород и т.п.

Коэффициент нефтеотдачи в заводненных уча­стках (в условиях водонапорного режима) оп­ределяется отношением добытого объема нефти из залежи к первоначальному объему нефти в пределах данного участка.

В условиях водонапорного режима добыча нефти из заводненного участка обычно прини­мается равной суммарной добыче по залежи в целом, что справедливо только в том случае, если текущее давление в залежи равно началь­ному пластовому давлению. Если же текущее давление в залежи меньше начального пласто­вого давления, то некоторое количество нефти будет добыто за счет упругих сил всей залежи, а не только за счет вытеснения нефти из завод­ненного участка.

При вычислении коэффициента нефтеотдачи заводненного участка необходимо эту допол­нительную добычу исключать из общей до­бычи нефти за счет упругих сил пласта. Влия­ние упругих сил пласта на нефтеотдачу завод­ненного участка тем больше, чем меньше от­носительный объем заводненного участка (по отношению ко всему объему залежи).Точность определения коэффициента нефтеотдачи пла­стов, разрабатываемых в условиях водонапор­ного режима, зависит от точности определения заводненного объема залежи. Вследствие не­однородности пласта по проницаемости в за­лежи могут оставаться при данной системе размещения скважин не заводненные участки пласта. Отношение объема нефтесодержащей породы, охваченного заводнением (т.е. где прошла вода), ко всему объему нефтесодержа­щей породы в пределах всей залежи (в случае выработанной залежи) пли в пределах завод­ненного участка представляет собой коэффи­циент охвата залежи (в данном случае участка) заводнением. Поскольку коэффициент нефте­отдачи пласта можно представить в виде про­изведения коэффициентов вытеснения (т.е. нефтеотдачи однородного пласта по лабора­торным данным) и охвата, то для выработан­ной залежи (или участка) можно вычислить достигнутый коэффициент охвата. Однако оп­ределенная таким образом величина коэффи­циента охвата не позволяет выявить невырабо­танные зоны пласта. Поэтому для более эффек­тивного обнаружения не вырабатываемых уча­стков пласта необходимо шире использовать не только давно применяемые геологические методы, но и методы гидроразведки, разрабо­танные Н.П. Яковлевым во ВНИИ.

Точность определения коэффициента нефтеот­дачи пласта зависит в значительной степени от точности определения нижней границы за­лежи.

При подсчете запасов нефти на ряде крупней­ших месторождений Татарии и Башкирии до недавнего времени выделялась так называемая переходная зона. При опробовании переходной зоны на Ромашкинском месторождении во многих скважинах получены притоки чистой нефти или нефти с водой. Существуют совер­шенно различные представления о так назы­ваемой переходной зоне. Одни исследователи к переходной зоне относят значительную часть нефтяной залежи только на том основании, что содержание воды в залежи несколько увеличи­вается по сравнению с номинальным содержа­нием связанной воды.

Так, Н.Н. Сохранов отмечает, что переходная зона может иметь мощность 8-10 м, а водо-нефтяной контакт залегает на расстоянии 1,5 м от зеркала воды. Если учесть, что многие крупные платформенные залежи имеют в среднем мощность пласта всего 7-8 м, то в та­ком представлении почти всю залежь надо относить к переходной зоне.В.П. Савченко предлагает выделять две переходные зоны: за верхнюю границу первой переходной зоны он предлагает принимать 75% -нуюнефтенасы­щенность, а кровлю второй переходной зоны проводить по 25% -ной нефтенасыщенности. Следовательно, если в залежи связанной воды будет 30%, то всю залежь надо относить к пе­реходной зоне. Однако если нефтенасыщен­ность пласта составляет 15-25%, то при опро­бовании этой части залежи можно получить только чистую воду. Поскольку эти предложе­ния не дают точного представления о нижней границе и объеме самой залежи и, следова­тельно, не обеспечивают точности подсчета запасов нефти, они не могут быть приняты.

Имеющийся керновый материал дает ясное представление о нижней границе залежи и по­зволяет однозначно решить вопрос о так назы­ваемой переходной зоне.

Различные результаты испытания скважин в переходной зоне свидетельствуют о том, что интерпретация физической сущности переход­ной зоны, основанная только на данных про­мысловой геофизики, субъективна и несовер­шенна; поэтому в одних случаях к переходной зоне относят часть нефтяной залежи, а в дру­гих к той же зоне относят водоносную часть пласта. В действительности же под понятием ВНК следует подразумевать поверхность раз­дела между нефтеносными и водоносными породами, ограничивающую нефтяную залежь снизу. Выше этой поверхности при опробова­нии можно получить чистую нефть или нефть с водой, ниже - только воду.Для анализа разра­ботки крупных нефтяных залежей большое значение имеет определение текущего положе­ния водо-нефтяного контакта. Для этого необ­ходимо в пределах водоплавающей части крупных залежей иметь специальные неперфо­рированные скважины, в которых должны вес­тись радиометрические исследования за подъ­емом водонефтяного контакта в процессе раз­работки залежей.

Точность определения коэффициента нефтеот­дачи пласта по геолого-промысловым данным в значительной степени зависит от знания объ­ема пор, насыщенных нефтью. Между тем до последнего времени даже по крупнейшим неф­тяным залежам страны нет ни одного досто­верного определения коэффициента нефтена­сыщенности по кернам, отобранным на без­водных растворах. Такое положение в значи­тельной степени отражается на точности под­счета первоначальных запасов нефти и на ве­личинах коэффициентов нефтеотдачи пластов, определяемых по геолого-промысловым дан­ным.Отсутствие каких бы то ни было данных о величине истинного коэффициента нефтена­сыщенности пород обусловило широкое вне­дрение в промысловую практику геофизиче­ских методов определения нефтенасыщенности коллекторов. Так, в Башкирии, Для совершен­ствования методики определения нефтенасы­щенности пластов и их практического внедре­ния в практику нефтепромыслового дела во ВНИИ при подсчете запасов нефти по Шка­повскому месторождению, Миннибаевской., Абдрахмановскойи Павловской площадям были составлены карты нефтенасыщенности по отдельным пластам и горизонту Д в целом, которые доказывают возможность широкого использования данных Геофизических мето­дов.

По картам нефтенасыщенности пластов были выявлены зоны с различной нефтенасыщенно­стью. Так, например, по Миннибаевской пло­щади минимальный предел нефтенасыщенно­сти пород составляет 58%, максимальный - 94%, средний по всему пласту - 87%; по Абд­рахмановской площади минимальная величина нефтенасыщенности достигает 62%, макси­мальная - 94%, средняя-85%; по Павловской площади минимальная величина нефтенасы­щенности равна 66%, максимальная - 93%, средняя - 82%; по Шкаповскому месторожде­нию получены следующие данные: по пласту Д (верхняя пачка) минимальный коэффициент нефтенасыщенности (в долях единицы) равен 0,60, максимальный - 0,92. средний - 0,84; по пласту Д минимальный коэффициент нефтена­сыщенности достигает 0,61, максимальный - 0,92, средний - 0,81. Эти данные показывают, что в целом величины нефтенасыщенности пластов, определенные по промыслово-геофи­зическим исследованиям скважин, вполне со­гласуются с геологическими представлениями о степени нефтенасыщенности пород.