29. Понятие о коэффициенте извлечения нефти и газа. Коэффициент нефтеизвлечения текущий и конечный. Факторы, влияющие на конечный коэффициент нефтеизвлечения.

Нефтеотдача (коэффициент извлечения нефти - КИН) - отношение величины извлекаемых запасов к величине геологических запасов. Достигаемые КИН варьируются от 0,09 до 0,75 (9—75 %); средний КИН в мире составляет около 0,3 — 0,35. При применении искусственных методов воздействия КИН может быть увеличен. При проектных КИН более 40-50 % нефтяные запасы относят к активным (маловязкие нефти в высокопроницаемых коллекторах). Если КИН при использовании традиционных методов вытеснения не превышает 20-30 %, запасы называют трудноизвлекаемыми (высокая вязкость нефти, либо слабопроницаемые коллекторы, нетрадиционные коллекторы).

Начальный КИН определяется как отношение извлекаемых запасов (Qизв) к геологическим (Qгеол): КИН = Qизв / Qгеол

Под текущим коэффициентом нефтеизвлечения понимают отношение количества извлеченной из пласта нефти на данный момент разработки пласта к начальным ее запасам.

Проектный КИН (конечный КИН) учитывает, какая доля геологических запасов может быть извлечена в соответствии с технологическими ограничениями (технологический КИН), либо до момента потери рентабельности (экономический КИН). Конечный коэффициент нефтеизвлечения – отношение количества предполагаемой добычи нефти к начальным ее запасам.

В процессе добычи ведется учет текущего КИН, который равен доле добытой на определенный момент нефти относительно геологических запасов. Текущий КИН постепенно увеличивается вплоть до проектного КИН. В целом, КИН зависит от используемых методов нефтедобычи. Первичные методы, использующие только естественную энергию пласта, достигают КИН не более 20-30%. Вторичные методы, связанные с поддержанием внутрипластовой энергии путем закачки в пласт воды и газа, обычно достигают КИН не более 30-50%. Третичные методы доводят КИН до 40-70%.

Нефтеотдача зависит от множества факторов. Обычно выделяют факторы, связанные с технологией извлечения нефти из пластов в целом. Поэтому нефтеотдачу можно представить в следующем виде:

,

где Квыт. – коэффициент вытеснения нефти из пласта, Кохв. – коэффициент охвата пласта разработкой, Кзав. – коэффициент заводнения месторождения.

Коэффициентом вытеснения (Квыт.) нефти водой называют отношение объема нефти, вытесненной водой из образца породы или модели пласта до полного обводнения получаемой продукции, к начальному объему нефти, содержащейся в образце породы или модели пласта

Коэффициент охвата пласта воздействием (Кохв.) определяется как отношение объема продуктивного пласта, охваченного вытеснением, к начальному нефтенасыщенному объему пласта.

Конечный коэффициент извлечения нефти, в зависимости от условий его расчета, может быть проектным и фактическим.

30. Разработка нефтяных месторождений системой горизонтальных скважин

Наряду с хорошо апробированными гидродинамическими методами увеличения нефтеотдачи - циклическое воздействие и изменение направления фильтрационных потоков, среди других современных методов повышения нефтеотдачи широкое применение должна найти, так называемая, горизонтальная технология (ГТ) разработки месторождений углеводородов - бурение и эксплуатация разветвленно-горизонтальных скважин (РГС и др.), реанимация неэффективного фонда скважин путем бурения дополнительных боковых стволов (БС, БГС) с горизонтальным окончанием.

Горизонтальное бурение нефтяных и газовых скважин, это один из особых способов наклонного бурения. Горизонтальное бурение позволяет делать горизонтальные скважины с отклонением от вертикальной оси. Слои содержащие нефть, как правило, располагаются именно в горизонтальном направлении.

С помощью горизонтального бурения появляется возможность пробурить скважину, которая обладает гораздо более высокой эффективностью, производительностью, чем традиционная вертикальная скважина. Появляется реальная возможность достичь тех нефтеносных слоев, которые находятся очень глубоко от исходных точек бурения, особенно существенно применение горизонтального метода там, где обычное бурение осложняется условиями рельефа или же может нанести объективный вред окружающей природе, флоре или фауне.

Скважины с горизонтальным окончанием (ГС и РГС) имеют большую зону дренирования пластов, что способствует повышению дебитов скважин и увеличению нефтеотдачи залежи. При применении систем скважин с горизонтальным окончанием (СГО) вследствие увеличения степени охвата дренированием в разработку могут быть вовлечены месторождения с высокой геологической неоднородностью, расчлененностью, с наличием многочисленных зон замещения продуктивных пластов и зон выклинивания.