4.7. Показатели нефтеотдачи пластов.

Режимы работы нефтяных залежей отличаются не только источниками энергии, но и механизмами извле­чения нефти из пористой среды. При водо- и упруговодонапорном режимах, несмотря на различие причин, вызы­вающих напор краевых или подошвенных вод, извлечение нефти происходит за счет ее вытеснения из пористой среды водой. При режиме растворенного газа нефть из пористой среды вытесняется расширяющимися пузырьками газа, которые сравнительно равномерно распределены по всему объему пористой среды. При газонапорном режи­ме нефть также вытесняется расширяющимся газом, но замещение нефти газом в пористой среде происходит толь­ко в зоне газонефтяного контакта. При упругом и гравитационном режимах нефть из пористой среды извлекается силами, равномерно действующими во всем объеме нефти.

От механизма вытеснения нефти во многом зависит важнейший показатель эффективности режима работы залежей и в целом процесса ее разработки - нефтеотдача (степень полноты извлечения нефти). Нефтеотдача ха­рактеризуется коэффициентом нефтеотдачи (нефтеизвлечения) - долей извлеченной из пласта нефти от ее пер­воначальных запасов.

Л = Уизвл/Уз,п = (Уз„, - Vo„)/V3„„ (4.1)

где г) - коэффициент нефтеотдачи; Узап - начальные запасы нефти; Уизвл - извлеченное количество нефти;

Уест - остаточные запасы нефти. При расчете коэффициента нефтеотдачи начальные запасы, извлеченное количе­ство нефти и остаточные запасы должны быть приведены к одинаковым условиям, обычно к поверхностным.

Различают конечный, текущий и проектный коэффициенты нефтеотдачи. Под текущим коэффициентом нефтеотдачи понимается отношение добытого из пласта количества нефти на определенную дату к геологическим (балансовым) ее запасам. Текущая нефтеотдача возрастает во времени по мере извлечения из пласта нефти. Конеч­ный коэффициент нефтеотдачи - это отношение извлеченных запасов нефти (добытого количества нефти за весь срок разработки) к геологическим запасам. Он зависит от коллекторских свойств пласта, физических свойств неф­ти, строения залежи, системы разработки месторождения, и, главным образом, от режима работы залежи. Проект-30

ный коэффициент нефтеотдачи отличается от конечного тем, что он обосновывается и планируется при подсчете запасов нефти и проектировании разработки.

Полнота вытеснения нефти в объеме пласта, охваченном заводнением, характеризуется коэффициентом вытеснения Пв- Он определяется как доля объема извлеченной нефти по отношению к ее запасам, первоначально находившимся в части пласта, подверженной воздействию вытеснения. Коэффициент вытеснения зависит в основ­ном от кратности промывки (отношения объема прокачанного рабочего агента к объему пор), отношения вязкости нефти к вязкости рабочего агента, коэффициента проницаемости, распределения размера пор и характера смачи-ваемости пород пласта. В гидрофильных высокопроницаемых пористых средах при малой вязкости нефти коэф­фициент вытеснения нефти водой может достигать 0,8-0,9. В слабопроницаемых частично гидрофобных средах при повышенной вязкости нефти он составляет 0,5-0,65, а в гидрофобных пластах - не более 0,25-0,4. Вместе с тем, при смешивающимся вытеснении нефти газом высокого давления, углекислым газом и мицеллярным раство­ром, т. е. при устранении существенного влияния капиллярных сил, коэффициент вытеснения достигает 0,95-0,98.

Для характеристики объема пласта, в котором происходит вытеснение нефти, введено понятие коэффици­ента охвата пласта воздействием г|охв, под которым понимают отношение запасов нефти Voxs, первоначально на­ходившихся в части пласта, подверженной воздействию заводнением, к начальным запасам нефти во всем пласте. Он характеризует потери нефти по толщине и площади пласта в зонах стягивающих рядов добывающих скважин, в неохваченных дренированием и заводнением зонах в слабопроницаемых включениях, слоях линзах, пропластках и застойных зонах, которые контактируют непосредственно с обводненными слоями и зонами или отделены от них непроницаемыми линзами и слоями. В сильно расчлененных пластах остаточная нефтенасыщенность, которая мо­жет достигать 20-80 %, существенно зависит от размещения скважин, условий вскрытия пластов в них, воздейст­вия на обособленные линзы и пропластки, соотношения вязкостей нефти и воды и др.

Так как при режимах вытеснения нефти водой она извлекается только из зон охваченных воздействием, то коэффициент нефтеотдачи при напорных режимах может быть определен как произведение коэффициента вытес­нения на коэффициент охвата воздействием.

Л = Лв-Лохв (4.2)