8. Прогноз конечной нефтеотдачи
Нефтеотдача определяется в процентах от начальных балансовых запасов нефти, или безразмерной величиной – коэффициентом нефтеотдачи, представляющим собой отношение извлекаемых запасов нефти к объему первоначальных балансовых запасов.
При изучении нефтеотдачи в промысловых условиях определяют показатели выработки нефти из недр, в том числе конечную нефтеотдачу. Конечная нефтеотдача – отношение количества добытой нефти к балансовым запасам ее при достижении предела возможной выработки пласта на современном уровне развития техники и науки.
Выбор величины коэффициента конечной нефтеотдачи при проектировании системы разработки является сложной задачей, т.к. она определяется влиянием многих факторов.
Нередко величину нефтеотдачи для вновь вводимых в разработку залежей выбирают по аналогии с уже выработанными, сходными в геологическом отношении залежами.
Для прогнозирования возможной конечной нефтеотдачи на стадии проектирования целесообразно использовать различные геолого-физические зависимости, влияющие на ее величину.
Такие статистические зависимости, накопленные по большому числу залежей, приведены во Временном методическом руководстве по определению коэффициентов нефтеотдачи залежей при подсчете запасов нефти данным геологоразведочных работ.
При использовании графиков зависимости коэффициента нефтеотдачи η от проницаемости пород kПР и подвижности нефти μ0 для коллекторов в качестве критериев отнесения пластов к однородным или неоднородным объектам берутся 3 показателя с конкретными значениями – коэффициент расчлененности, коэффициент песчанистости и количество характерных прослоев, выделяемых в продуктивном горизонте. На указанных графиках нет различия для нефтяной и водонефтяной частей залежи. Для водонефтяной части залежи коэффициенты нефтеотдачи будут ниже. Указанные графики не учитывают многие другие геологотехнические факторы, влияющие на конечную величину нефтеотдачи, в том числе геологические особенности строения пласта и плотность сетки расположения скважин, в то-же время ими можно пользоваться для ориентировочной оценки проектируемой конечной нефтеотдачи.
Для залежей нефти с начальными балансовыми запасами более 50 млн. т определение и выбор коэффициента нефтеотдачи η для залежи нефти осуществляется путем составления различных вариантов разработки и нахождения оптимального варианта с учетом геологических, гидродинамических и экономических данных.
Для определения коэффициента нефтеотдачи η в зависимости от плотности сетки скважины и их размещения используют зависимость предложенную В.Н.Щелкачевым:
где КВ – коэффициент вытеснения нефти; S – плотность сетки скважин, км2/скв; а – коэффициент пропорциональности, зависящий от коллекторских свойств пласта и свойств насыщающих его жидкостей; e – основание натуральных логарифмов.
Для использования указанной зависимости предварительно по сходной в геологическом отношении залежи нефти, находящейся в последней стадии эксплуатации и бдизкой к истощению, определяют коэффициент пропорциональности а по известным значениям η, КВ и S. Затем, используя вычисленный коэффициент а, определяют для новой залежи коэффициента нефтеотдачи η для разных значений S при заданной величине КВ.
В случае маловязких нефтей коэффициент нефтеотдачи η будет больше, чем в случае более вязкой нефти.
Коэффициент нефтеотдачи η меньше при разработке залежей с нефтью, обладающей более высоким объемным коэффициентом, по сравнению при разработке залежей с нефтью, имеющей меньший объемный коэффициент. Коэффициент нефтеотдачи η пластов с нефтью, характеризующейся более высоким коэффициентом растворимости газа, будет больше коэффициента нефтеотдачи η пластов, насыщенных нефтью с меньшим коэффициентом растворимости газа.
Для нефтяных оторочек коэффициент нефтеотдачи обычно принимается в пределах от 0,10÷0,12 до 0,20÷0,25 в зависимости от коллекторских свойств продуктивного пласта, вертикальной мощности оторочки и вязкости нефти.
Для более эффективной разработки, особенно неоднородных пластов, и достижения высокой нефтеотдачи целесообразно проектировать двухстадийное разбуривание залежи: на первой стадии – бурение по равномерной редкой сетке эксплуатационных и нагнетательных скважин, на второй – бурение резервных скважин.
Задачей двухстадийного разбуривания пласта является более полноценное изучение залежи, повышение темпа разработки и увеличение конечной нефтеотдачи.
Технико-экономические и гидродинамические расчеты показали, что наиболее высокая нефтеотдача при благоприятных экономических показателях обеспечивается при проектировании наиболее интенсивных однорядных, блоковых и площадных систем заводнения.
Преимущества интенсивных систем заводнения по сравнению с многорядными системами разработки особенно резко проявляются при неблагоприятных геолого-физических свойствах пластов. Интенсивные системы разработки для увеличения коэффициента нефтеотдачи следует предусматривать для залежей с высокой вязкостью нефтью.