3.2. Нефтеотдача пластов и коэффициенты извлечения нефти.

Показателем эффективности режима разработки является нефтеотдача – степень полноты извлечения нефти. Нефтеотдача характеризуется коэффициентами извлечения нефти (КИН).

Проектный (прогнозируемый, конечный) КИН η_к обосновывается и планируется при подсчете запасов и проектировании разработки месторождения. После его обоснования планируются и утверждаются извлекаемые запасы нефти N.

Где G – геологические (балансовые) запасы.

При разработке месторождения на естественных режимах конечный КИН η_к может принимать следующие значения:

водонапорный режим _к =0,5÷0,8

газонапорный режим _к =0,1÷0,4

режим растворенного газа _к =0,05÷0,3

гравитационный режим _к =0,1÷0,2

Текущий КИН определяется следующим отношением

,

где Q_тек(t) – текущая добыча нефти, например добыча нефти за год, Q_нак(t) – накопленная добыча - количество нефти, добытое с начала разработки , t – время разработки месторождения. Текущая добыча нефти в зависимости от времени разработки залежи и примененных методов повышения нефтеотдачи может возрастать и убывать во времени. Накопленная добыча только возрастает, следовательно, текущий КИН с течением времени возрастает (рис.3.1).

Рис. 3.1. Изменение текущего КИН во времени.

3.3. Системы размещения скважин – системы разработки эксплуатационного объекта на естественных режимах.

На первой стадии разработки или при разработке эксплуатационного объекта на естественных режимах. При слабой активности пластовых законтурных вод применяется равномерное расположение скважин по трех - или четырехточечной сетке:

а ) б)

Рис.3.2. а) Трехточечная и б) Четыретырехточечная системы размещения скважин. 1 – контур нефтеносности; 2 – добывающие скважины.

При опережающей разработке нефтяной части пласта (подгазовой зоны) нефтегазовой залежи добывающие скважины размещаются между внешним контуром газоносности и внутренним контуром нефтеносности, то-есть в чисто нефтяной зоне (ЧНЗ).

Рис.3.3. 1 – внешний контур нефтеносности; 2 – внутренний контур нефтеносности; 3 – добывающие скважины; 4 и 5 - внешний и внутренний контуры газоносности.

3.4. Системы разработки с воздействием на пласт

3.4.1. Коэффициенты вытеснения нефти и охвата пласта заводнением.

Системы разработки нефтяных месторождений с воздействием на пласт закачкой воды относятся к первичным методам увеличения нефтеотдачи (МУН) [6]. Применяются в конце первой стадии разработки месторождений. К этому времени по запроектированной и утвержденной системе разработке (размещения добывающих и нагнетательных скважин, выборов режимов их эксплуатации и т.д.) начинают вводить в эксплуатацию нагнетательные скважины. Закачиваемая в пласт вода выполняет две функции. 1-я - при разработке на естественных режимах происходит падение пластового давления, дебиты скважин падают. Нагнетаемая в пласт вода восполняет потери пластового давления, восстанавливает, поддерживает пластовое давление ( ППД), увеличивается энергия пласта, необходимая для вытеснения нефти, и, следовательно, для увеличения нефтеотдачи. 2-я – в результате нагнетания воды в пласт происходит вытеснение нефти. При продолжительной закачки вода вымывает оставшиеся частицы нефти, отрывает их от поверхности первоначально промытых поровых каналов.

При вытеснении нефти из пласта водой по предложению А.П.Крылова вводят коэффициенты вытеснения _в и коэффициента охвата пласта заводнением _о.

Коэффициент вытеснения нефти _в – это отношение объема нефти, вытесненной из области пласта( накопленной) Q(t), занятой рабочим агентом (водой, газом) к начальному содержанию нефти в этой области G₁:

Коэффициент охвата пласта заводнением определяется как _о - отношение нефтенасыщенного объема породы, охваченного вытеснением, ко всему объему нефти в пласте:

Коэффициент извлечения нефти будет равен произведению коэффициентов вытеснения и охвата.

 = _в_о 

Коэффициент вытеснения _в зависит от отношения вязкости нефти к вязкости вытесняющего агента, от однородности пласта, диаметров пористых каналов, т.е. от проницаемости, смачиваемости породы.

Для высокопроницаемых коллекторов с малой вязкостью нефти _в =0,8÷0,9, для слабопроницаемых _в =0,25÷0,4. При смешанном вытеснении нефти водой и газом _в =0,9÷0,98 (0,7÷0,8), [3,5].

Коэффициент охвата характеризует потери нефти по толщине и площади пласта в зонах стягивающих рядов добывающих скважин, разрезающих рядов нагнетательных скважин и неохваченных дренированием и заводнением зон, зависит от неоднородности пласта в целом и выбранной системы разработки

_о = 0,7 ÷ 0,9 для воды,

_о = 0,2 ÷ 0,3 для газа.

Дальнейшее развитие теория разработки нефтяных месторождений с воздействием на пласт получила в трудах советских и российских ученых. Коэффициент извлечения нефти принимается равным произведению трех, четырех, пяти коэффициентов [7].