47. Коэффициент нефтеотдачи. Факторы, влияющие на его величину.

Коэф. нефтеотдачи-отношение кол-ва извлечённой из пласта н. к первоначальным её запасам в пласте.

, η_охв-коэф. охвата пласта раз-кой; η_выт-коэф. вытеснения н. из пласта.

На η_охв влиляют:1) плотность сетки скв. Sc=F/N, F-площадь залежи; N-число доб. и наг.скв. Чем выше плотность сетки, тем ниже η_охв. 2) Темпы нагнетания рабочего агента. Чем выше Рнаг, тем выше η_охв.

На η_выт влияют: 1)μ₀=μв/μн, f(S)=kв/(kв+μ₀kн)=υв/υ=n-обводненность продукции.

Увеличение μ₀ приводит к более равномерному фронту вытеснения. Чем больше μ₀, тем больше η_выт. 2) Абсолютная проницаемость пласта: Чем больше Кабс, тем меньше Sно. 3) смачиваемость коллектора τcosθ, θ-угол смачивания, θ>90⁰-гидрофобный кол-ор, θ<90⁰-гидрофильный кол-ор.

Влияет на кривые относ-ых фазовых проницаемостей.

Эффективность использования геологических запасов нефти за­лежи характеризуется коэффициентом нефтеотдачи, т. е. отношением извлеченного из залежи количества нефти к ее пер­воначальным запасам.

Коэффициент нефтеотдачи зависит от многих факторов: физи­ческих свойств пород и пластовых жидкостей, режима работы за­лежи, показателей разработки месторождения (сетки расположения скважин, темпа и порядка ввода их в эксплуатацию, интенсивности отбора жидкостей из пласта), степени охвата залежи вытесняющим нефть агентом и т. д. Таким образом, значения коэффициента нефте­отдачи для месторождений с одним и тем же режимом работы могут быть различными.

Точно подсчитать этот коэффициент трудно. Приближенное его значение определяют или непосредственно по результатам исследо­вания керна, или теоретическим расчетным путем. Опыт разработки месторождений с водонапорным режимом показывает, что наиболее высокий коэффициент нефтеотдачи (0,8) достигается при водонапор­ном режиме. Иначе говоря, при этом режиме можно извлечь до 80% общего количества нефти, заключенной в ней до начала разработки.

Достигается это благодаря тому, что нефть вытесняется водой, вязкость которой в пластовых условиях может быть больше вяз­кости нефти и во много раз превышает вязкость газа. Установлено, что чем больше вязкость вытесняющего агента по сравнению с вяз­костью нефти, тем больше нефтеотдача.

Коэффициент нефтеотдачи для залежей нефти с газонапорным режимом находится в пределах 0,3—0,6, для режима растворенного газа 0,2—0,4 и при гравитационном режиме колеблется в пре­делах 0,1—0,2 (например, для девонских отложений Ухтинского месторождения).

48. Влияние температуры на физические и теплофизические свойства пород и флюидов

(|л, р,ст, с, \).

Вязкость с увел. t-ры уменьшается, т.е. н. становится более подвижной, т.к. растворяются асфальтены, смолы, парафины.

Плотность н. с увел. t-ры уменьшается, т.к. из н. выделяется газ, испаряются легкие УВ. Поверхностное натяжение σ ↓ с ↑ t-ры, вследствие ослабления сил молекулярного притяжения, обусловленного увеличением ср. расстояния м/у молекулами.

Тепловые св-ва ГП хара-ся теплоемкостью с и коэф. теплопроводности λ.

Уд. теплоемкость с хар-ся кол-вом теплоты, необходимой для нагрева единицы массы породы на 1⁰С. с=ΔQ/MΔT, М-масса породы. λ хар-ся кол-вом теплоты dQ, переносимой в породе ч/з единицу площади S в единицу времени при градиенте t-ры ΔТ/ΔХ. dQ= λ(ΔТ/ΔХ)Sdt.

При разработке месторождений высокопарафинистых нефтей, содержащих до 30% парафиновых фракций, охлаждение продуктивных пластов или отдельных зон на несколько градусов относительно начальной температуры может привести к переводу нефти в вязкопластичную систему с резко пониженной или полной потерей текучести. Закачка в пласт в качестве вытесняющего агента пара или воды с высокой температурой обеспечивает существенный прогрев пласта и перевод высоковязкой нефти в свободно текущую среду, делая возможной промышленную разработку таких месторождений. Существуют различные варианты применения тепловых методов, отличающихся и по цели применения (например, обработка призабойных зон скважин и воздействие на продуктивный пласт) и масштабам применения, и технологиям ввода теплоты в пласт.

Для того, чтобы правильно прогнозировать (в том числе с ис­пользованием математического моделирования) поведение продуктив­ного пласта и изменения в процессе извлечения нефти, а также контролировать осуществление принятой технологии теплового воз­действия, необходимо знать основные параметры пород разреза, характеризующие их термические свойства. Это теплоем­кость, коэффициент теплопроводности и коэффициент температуроп­роводности.

Теплоемкость (С) определяется отношением количества теплоты dQ, сообщаемого элементарному объему породы продуктивного пласта в условиях залегания (т. е. насыщенной водой и углеводо­родами), к соответствующему изменению температуры dT.

Теплоемкость, отнесенная к массе т, называется удельной теплоем­костью с. Если рассматривать не породу в общем, а составляющие ее компоненты, в том числе и жидкости, то можно выделить отношение теплоемкости к количеству вещества-молярную теплоемкость. Теплоемкость изменяется в зависимости от минерального состава породы и характеристик насыщающих ее жидкостей, а также процесса теплопередачи (адиабатический, изохорический, изобарический и изо­термический). В общем случае теплоемкость является функцией температуры. В международной системе единиц (СИ) теплоемкость выражается в Дж/К. Удельная теплоемкость пород-коллекторов колеблется в пределах 0,7-1,1 кДж/(кг-К), воды-около 4кДж/(кг*К), а нефти—порядка 2кДж/(кг*К).

Теплопроводность к характеризует теплопроводящие свойст­ва системы «порода-насыщающие ее флюиды». В газах перенос теплоты (энергии) осуществляется хаотически движущимися молеку­лами, в твердых телах-электронами проводимости, а в диэлект­риках-за счет связанных колебаний частиц, образующих кристал­лическую решетку.

Интенсивность переноса теплоты фононами в кристаллах, в ос­новном, определяется химическим составом и плотностью пород и в меньшей степени кристаллографическим направлением и наличием дефектов в их кристаллической структуре. Коэффициент теплопровод­ности является коэффициентом пропорциональности в законе Фурье. В СИ коэффициент теплопроводности выражается в Вт/(м • К). Коэффициент теплопроводности реальных пород-коллекторов за­висит от состава пород, пористости и насыщенности их флюидами и изменяется от долей единицы до 3-4Вт/(мК). Теплопроводность определяет скорость отвода или подвода те­плоты к телу.

Наиболее надежно для конкретных условий залегания продуктив­ных пластов и им сопутствующих пород коэффициент теплопровод­ности и удельную теплоемкость определяют по данным соответст­вующих экспериментов с применением стационарных, нестационарных и калориметрических методов. В условиях высоких температур используют методы стационарного теплового потока, мгновенного источника тепла, температурных волн и монотонного режима.

Температуропроводность характеризует скорость выравнивания температуры среды при нестационарной теплопередаче и зависит от теплопроводности и теплоемкости рассматриваемой среды.

Тепловое расширение породы при закачке в пласт горячей воды, несмотря на то, что она имеет небольшую вязкость, может привести к снижению проницаемости, особенно при наличии глин. Моделью этого явления может служить обычный водопроводный кран с горячей водой. Когда его приоткрывают, поток воды постепенно уменьшается и может вообще прекратиться. Причина заключается в том, что протекающая горячая вода нагревает металлические части крана и, расширяясь, они перекрывают проходное сечение.