4. Нефтеотдача пластов

4.1 Основные положения

Полноту извлечения нефти из пласта принято оценивать коэффици­ентом нефтеотдачи (КНО) [3,4,5,26,27,29,31,32,33,35]. В отраслевых документах часто используют текущий показатель - коэффициент извлечения нефти (КИН). В том и другом случае сравнивается количество добытой нефти с геологическими запа­сами любой залежи. КНО в целом определяется как отношение извлеченной из недр нефти Q_н^изв к величине геологических запасов Q_гз по формуле

EMBED Equation.3 . (4.1)

Возможно применение другого способа расчета КНО по величинам насыщенности:

EMBED Equation.3 (4.2)

где S_ин - начальная нефтенасыщенность;

S_нк - конечная (остаточная) нефтенасыщенность.

Оба метода оценки КНО можно отнести как к модели пласта (керну), так и к части пласта (блоку разработки, участку или залежи в целом). Принципиальная разница состоит в том, что при моделировании процесса дренированию (вытеснения нефти, промывки, доотмывки) в первом случае подвергается весь нефтенасыщенный объем, а во втором случае часть нефтенасыщенного объема остается не­охваченной процессом разработки залежи (пласта) за счет его литологической неоднородности. Отсюда логично понятие коэффициента охвата воздействием:

EMBED Equation.3 , (4.3)

где EMBED Equation.3 - объем пласта, вовлеченный в разработку (в процесс дренирования);

EMBED Equation.3 - полный нефтенасыщенный объем.

В оценке КНО используется еще один коэффициент - коэффициент вытеснения нефти водой, который может быть рассчитан (определен по лабораторным данным) при условии полной промывки пласта, т.е. на мо­мент отсутствия нефти в получаемой из керна жидкости. Его можно оценить также по соотношениям объемов и насыщенностей:

EMBED Equation.3 (4.4)

где ΣQ_н - суммарное количество нефти, полученное из образца (кер­на) на момент полной промывки;

Q_нн - начальное количество нефти в образце;

EMBED Equation.3 (4.5)

где S_нн и S_нк - соответственно начальная и конечная нефтенасыщенности, (S_нк соответствует полной промывке).

Тогда КНО определяется как произведение двух основных коэффици­ентов:

EMBED Equation.3 (4.6)

При моделировании процесса вытеснения нефти водой сначала по­лучают чистую (безводную) нефть, определяется безводная нефте­отдача и оценивается * нефтеотдача за водный период. В промысловых условиях это по­нятие может быть отнесено к отдельным частям (участкам, блокам разра­ботки), так как обычно залежь или месторождение вводится в разработку по частям. Для сравнительного анализа выработки запасов используют дополнительно показатель КНО на момент прорыва воды.

Объемы добываемой нефти в безводный и водный периоды в раз­личных залежах, при использовании различных сеток скважин и различных систем заводнения неодинаковы. Кроме того, сравнивать КНО для различ­ных залежей и различных технологий следует с учетом водонефтяного фактора – среднего количества попутно добываемой воды, приходящейся на 1 т. добываемой нефти. Обычно это сравнение целеобразно на момент, когда дальнейшая эксплуатация скважин на месторождении становится экономически нецелесообразной

( например, при предельной обводненности продук­ции скважин в 9697 %).

Коэффициенты охвата воздействием определяются в результате комплексного анализа геофизического материала и анализа состаяния разработки ме­сторождения. При прогнозировании же этого показателя в процессе проек­тирования системы разработки часто используют методы геолого-математического моделирования.

КНО подлежит обоснованию при подсчете запасов нефти, при составлении технологических схем и проектов разработки месторожде­ний.