Прогнозування коефіцієнту нафтовилучення

Прогноз коефіцієнта нафто вилучення здійснюється двома основними методам:

• За результатами лабораторних досліджень на моделях пласта

• За аналітичними залежностями отриманими за результатами лабораторних досліджень чи за промисловими даними по закінчених розробкою родовищах.

Коефіцієнт охоплення пласта процесом витіснення важко піддається вивченню влабораторних умовах. В більшості випадків цей параметр приймається за результатами розробки сусідніх родовищ із подібними геолого-фізичними умовами. В той же час коефіцієнт витіснення вивчають шляхом проведення лабораторних досліджень на моделях пласта. Такі дослідження мають значення тільки тоді, коди при моделюванні витримані критерії подібності реального об’єкту із моделю. Перш за все повинні бути витримані певні геометричні параметри (довжина та діаметр моделі), термобаричні умови (Р,Т), швидкість фільтрації флюїдів та ін.. Встановлено, що на нафто вилучення впливає не менше 18 різних параметрів. Комплексним таким параметром вважається капілярний тиск. Також досить важливим є врахування змочуваності порід, а саме чи породи гідрофільні чи гідрофобні. Також важливим є дотримання моделі пласта геометричної подібності порового простору, характеру поверхні, моделюванні гірничого тиску та інших параметрів.

Зразки породи, які використовують для моделі пласта попередньо спеціально готують. Як правило для цих цілей використовують зразки породи, що підняті на поверхні при бурінні свердловини на вуглеводневих розчинах.

Процес екстрагування – очищення керна.

Вакуумування – насичення пластовою водою.

Аналітичні залежності і прогнозування коефіцієнту кінцевого нафто вилучення

В промисловій практиці найбільш поширеними залежностями прогнозування коефіцієнта кінцевого нафто вилучення є залежності з використанням характеристик витіснення С.Н.Назарова і Н.В.Силачова. Дані залежності базуються на тому, що на пізній стадії розробки зв'язок між відношенням накопиченого видобутку рідини до накопиченого видобутку нафти та накопиченого видобутку води має лінійний характер, та відповідно може бути представлений у вигляді наступної регресивної залежності:

Зворотнє значення коефіцієнту представляє собою велечину видобувних запасів нафти при нескінченному видобутку води

V=1/b

Тоді задавшись обводненістю продукції на кінець розробки покладу визначають кінцеві видобувні запаси нафти.

V

1. Обводненість продукції

2. Кратність промивання

Обєм нафтонасичених пор пласта

3. Загальна кількість рідини

Характеристика і розподіл нафти в пласті Класифікація та застосування методів підвищення нафто вилучення

На сьогоднішній день не існує загальноприйнятого уявлення про характер розподілу залишкової нафти у заводнених пластах. Проте залишкові запаси у недренованих пластах і не охоплених розробкою добре вивчені. За промисловими даними розробки нафтових родовищ залишкові запаси нафти у виснажених пластах з розрахунку 100% розподілені наступним чином:

1. Нафт а, що залишилась в слабо проникних пропластках і ділянках не охоплених водою 27%

2. Нафта в застійних зонах однорідних пластів 19%

3. Нафта, що залишилася в лінзах і біля непроникних екранах нерозкритих свердловин 24%

4. Капілярно-утримана та плівкова нафта 30%.

Залишкова нафта, яка не охоплена процесом заводнення внаслідок високої неоднорідності пластів, що розробляються та застійних зон створюваних потоками рідини в пластах складають близько 70% всіх залишкових запасів і представляють собою основні резерви для збільшення нафто вилучення з пластів. Інша частина нафти залишається в обводнених пластах внаслідок їх неоднорідності і може бути вилучена в результаті дії на неї рідини фізико-хім. процесами. Залишкову нафту із не обводнених частин пласта можна вилучити за допомогою так званих гідродинамічних методів збільшення нафто вилучення.