32. Коэффициенты: нефтеотдачи, вытеснения, охвата, вскрытия пласта. Дать определение коэффициентов, привести зависимости для их расчета.

Коэффициент нефтеотдачи η можно определить по следующей формуле:

где s_н – начальная нефтенасыщенность;

s_к – среднее значение конечной (остаточной) нефтенасыщенности.

Зависимость нефтеотдачи η от свойств пластовых систем и условий вытеснения нефти в общем виде можно представить следующим образом:

ŋ = ŋ_вск ^. ŋ_охв ^. ŋ_выт

где η_вскр – коэффициент, учитывающий долю объема продуктивных пластов, вскрытых скважинами;

η_охв – коэффициент, учитывающий полноту охвата пластов воздействием рабочим агентом в зоне его продвижения;

η_выт – коэффициент вытеснения, определяемый экспериментальным путем по результатам вытеснения нефти из образцов породы (кернов) или модельных пори-стых сред в лаборатории теми же рабочими агентами, которые действуют в залежи, и представляет собой отношение вытесненной нефти к ее содержанию в образце.

Коэффициент вскрытия:

η _ВСКР. = V _ВСКР/V _ЗАЛ

где V – фактический объем участков залежи, подвергшихся воздействию рабочим агентом;

Vвозд. – полный объем нефтенасыщенных участков залежи, подвергнутых воздействию рабочими агентами.

Коэффициент вытеснения определяется в лабораторных условиях и представляет собой отношение вытесненной нефти к ее содержанию в образце.

ŋ_выт = (V_н-V_ост)/V_н

где V_ост. – объем остаточной пленочной и капиллярно-удерживаемой нефти в образце пористой среды (после полного удаления рабочим агентом извлекаемой части нефти);

Vн – начальный объем нефти в образце породы.

Из-за малой вязкости газ извлекается из пористой среды легче, чем нефть, поэтому газоотдача некоторых залежей может достигать 95-98 %. Однако, по разным причинам в пласте может оставаться неизвлеченным до 50 % природного газа.

Газоотдача в основном зависит от неоднородности коллекторских свойств пород, строения пласта и воздействия капиллярных сил. Для пород с низкой проницаемостью дебиты газовых скважин будут рентабельными лишь при повышенных пластовых давлениях. Установлено, что скорость вытеснения газа водой (в практически возможных пределах ее изменения) незначительно влияет на газоотдачу. В отличие от нефтеотдачи газоотдача мало зависит от соотношения вязкостей воды и газа, от давления и температуры. С увеличением пористости и начальной газонасыщенности газоотдача возрастает, при водона- порном режиме она достигает 80—85 %. Значительно ниже коэффициенты конденсатоотдачи — 20 – 80%. С понижением пластового давления конденсат (тяжелые фракции) выпадает из газовой фазы, смачивает поверхность поровых каналов и при незначительной насыщенности пор оказывается неподвижным.

В значительной степени газоотдача зависит от режима залежи.

При газовом режиме в процессе разработки поровый объем пластов остается постоянным, и в этом случае коэффициент газоотдачи зависит от конечного давления в залежи и дебита скважин. Содержание конденсата в газе, выпадающего в пласте со снижением давления, способствует сокращению газоотдачи залежи вследствие увеличения фильтрационных сопротивлений.

При водонапорном режиме газоотдача снижается за счет защемления значительных объемов газа в зоне вытеснения им воды. Даже со снижением пластового давления в конце разработки залежи не весь защемленный газ удается извлечь из пласта.

Коэффициент газоотдачи β можно рассчитать по уравнению материального баланса:

где РГ и РВ – средневзвешенные текущие давления в газовой и водоносной областях соответственно, МПа;

РН – начальное давление в залежи, МПа;

ZН, Z – коэффициент сжимаемости газа соответственно для начальных и текущих условий;

VН – начальный газонасыщенный объем залежи, м3;

αН и αО – соответственно начальный в залежи и остаточный в водонасыщенной зоне коэффициенты газонасыщенности;

QВ – количество внедрившейся в залежь воды, м3.

При газовом режиме QВ = 0 и формула (11.8) упрощается:

Количество выпадающего конденсата при снижении пластового давления определяется экспериментально и по формулам, учитывающим воздействие различных факторов на процесс конденсации в пласте. Для учета влияния пористой среды на коэффициент конденсатоотдачи βк А. И. Ширковским рекомендуется формула:

где — коэффициент конденсатоотдачи, полученный экспериментально на PVT-установке; PVT 

syд — удельная поверхность пористой среды, см2/см3:

Здесь m — пористость; k — проницаемость.

Выход конденсата значительно увеличивается при разработке газоконденсатных месторождений с поддержанием пластового давления (сайклинг-процесс, заводнение и другие методы).