28. Способы расчёта коэффициента нефтеотдачи.

Коэффициент нефтеотдачи () – это отношение извлекаемых запасов к начальным геологическим (балансовым).

Все способы расчета нефтеотдачи можно сгруппировать в три группы:

1. Методы, основанные на принципах материального баланса. Здесь экстраполируются условия работы залежи до конечного давления. При этом сначала на основании фактических данных и соответствующего уравнения определяются начальные балансовые запасы нефти, а затем извлекаемые запасы нефти - по параметрам, определяемым для Р_К.

2. Методы, основанные на аналогии с исполь-зованием статистических завистимостей по истощенным залежам. Основаны на том, что изучаемая залежь, похожая по своим парамет-рам на другую, практически истощенную, при соответствии условий разработки будет характеризоваться аналогичной нефтеотдачей.

3. Методы, основанные на изучении геологи-ческих параметров залежи. При высокой степени изученности месторождения оценка прогнозной величины коэф-та нефтеотдачи может быть получена с учетом коэффициентов вытеснения и охвата с использованием соотношения:

где: k_ВЫТ - коэф-т вытеснения, определяется по образцам пород, отобранным из продуктивного пласта;

- коэффициенты охвата пласта сеткой эксплуатационных скважин и воздействием на пласт. Они определяются также расчетным путем, исходя из плотности сетки скважин, геолого-физической неоднородности объекта (наличие линз, недренируемых участков), предельной обводненности и соотношении вязкости пластовой воды и нефти и др. Точность оценки k_ОХВ уменьшается с уменьшением числа пробуренных скважин. При малом числе скважин для ориентировочных оценок коэф-та нефтеотдачи k_ОХВ могут быть приняты по аналогии с выработанными или находящимися в длительной разработке залежами нефти.

На поздних стадиях разработки (при высокой обводненности) можно уверенно судить о величине конечной нефтеотдачи () с помощью зависимостей м/у показателями разработки за прошедший срок. Наиболее простые зависимости которыми легко пользоваться в промысловых условиях след-е:

Кривая зависимости «текущий отбор нефти – суммарный отбор нефти» (кривая накопления) применима при любом режиме залежи. Для определения неф-чи необходимо провести экстраполяцию этой кривой до оси «накопленный отбор» (а точнее до уровня текущих отборов нефти, соответствующего минимальному рентабельному дебиту). Таким образом, будет определен общий суммарный отбор нефти до конца разработки. Отношение его величины к начальным геологическим запасам дает величину конечной нефтеотдачи.

Метод Пермякова при подсчете нефтеотдачи

В основу метода положено совпадение математического описания зависимости коэффициента относительной проницаемости от водонасыщенности ς

K’_п/K’_в = а×e^-bς

С математическим описанием зависимости коэффициента относительной проводимости пласта

K’_п/K’_в×μ_н/μ_в = q_н/q_в

от накопленной добычи нефти с начала разработки Σq^*₀

q_н/q_в×μ_н/μ_в = а×e^-bΣq*0,

где а, а₁, b и b₁ – постоянные параметры

Исходя из положения, что объем добытой нефти из пласта равен объему внедрившейся в залежь воды, можно считать, что накопленная добыча нефти Σq^*₀, выраженная в долях от объема балансовых запасов нефти в залежи, практически равна отношению объема внедрившейся воды в залежь к объему порового пространства, занимаемого первоначальными запасами нефти в залежи, что и выражает собой текущую водонасыщенность залежи.

Логарифмируя предыдущие выражения:

lg (K’_п/K’_в) = lg a – ς×lg e

lg (q_н/q_в×μ_н/μ_в) = lg a₁ – b₁× Σq^*₀×lg e

Эти уравнения являются уравнениями прямых, составляющих с осью абсцисс углы, тангенсы которых равны (кривая Ботсета). Практически для подсчета η_к в полулогарифмических осях наносятся значения q_н/q_в×μ₀ и соответствующие им значения текущей нефтеотдачи. Далее кривая экстраполируется до обводненности 90 %, рассчитывая относительную проводимость q_н/q_в пласта по формуле.

f_в = 1/(1+ q_н/q_в×μ₀);

q_н/q_в =(1/f_в-1)×μ₀,

где q_н и q_в – годовая добыча нефти и воды в пластовых условиях, м³;

f_в – обводненность продукции скважин, доли единиц;

μ₀ – относительная вязкость нефти, доли единиц;

С точки пересечения фактической кривой проводимости с уровня 90 % обводненности дальнейшая экстраполяция ведется параллельно кривой Ботсета до пересечения уровня 98 % обводненности.