8.2 Визначення нафтовилучення промисловими методами
Показник ступеня використання запасів - коефіцієнт нафтовилучення. У процесі розробки нафтового покладу він може визначатись різними методами. Наведемо деякі з них.
Процес витіснення нафти водою в умовах неоднорідних пластів описується характеристиками витіснення, які показують залежність нафтовіддачі від об'єму води, що прокачується через поклад.
Для визначення поточної нафтовіддачі в заводненій частині пласта необхідно знати геологічні запаси і об'єм видобутку нафти із виробленої частини покладу. Основні труднощі при цьому пов'язані з встановленням об'єму заводненої частини пласта. Звичайно, він визначається як об'єм продуктивного пласта між початковою і поточною поверхнями водонафтового контакту (ВНК). За цими даними будують карти залишкової нафтонасиченості, з допомогою яких встановлюють розподіл залишкових запасів нафти.
Під час розрахунку поточного коефіцієнта нафтовіддачі заводненої частини пласта, що розробляється при пружно-водонапірному режимі, необхідно враховувати видобуток нафти з незаводненої його частини за рахунок пружних сил покладу.
Визначення нафтовіддачі за початковою і залишковою нафтонасиченостями полягає у встановленні зниження нафтонасиченості порід в заводненій частині пласта. Звичайно, він оцінюється в окремих свердловинах. Початкова нафтонасиченість визначається до заводнення пласта за даними промислово-геофізичних досліджень або за кількістю зв'язаної води в кернах, а залишкова - за даними промислово-геофізичних досліджень у спеціальних свердловинах, які пробурені між початковим і поточним контурами нафтоносності для контролю за нафтовіддачею.
В умовах режиму розчиненого газу, використовуючи метод матеріального балансу для визначення геологічних запасів нафти, можна розрахувати поточний і кінцевий коефіцієнти нафтовіддачі при мінімальній інформації, що включає середній газовий фактор за період розробки, розчинність газу в нафті, а також об'ємні коефіцієнти пластової нафти і газу.
8.3 Визначення нафтовилучення за допомогою лабораторних досліджень
Відомо, що коефіцієнт нафтовилучення переважно визначається як добуток коефіцієнтів витіснення і охоплення (за об'ємом) пласта.
Коефіцієнти охоплення пласта процесом важко піддаються вивченню в лабораторних умовах, хоча деякі досягнення тут є: в більшості випадків їх величина приймається за результатами розробки сусідніх родовищ з подібними геолого-фізичними умовами. В той же час коефіцієнти витіснення, головним чином, визначаються в лабораторних умовах шляхом постановки експериментів з витіснення нафти на моделях пласта.
Використання результатів лабораторних дослідів у промисловій практиці можливе лише в тому випадку, якщо процеси, що вивчаються в дослідах, подібні до натурних.
Ця подібність забезпечується рівністю комплексів, що складені для моделі та натури і визначають процес. На основі умов подібності повинні бути вибрані параметри моделей і дослідів під час постановки експериментів. Звичайно, тут користуються методами наближеного моделювання. Під час виконання експериментів з фільтрації флюїдів намагаються додержуватись швидкостей витіснення, що за можливих в нафтовому покладі перепадах тисків, близькі до натурних.
Підраховано, що на нафтовіддачу впливає не менше 18 різних параметрів. Комплексним параметром вважається капілярний тиск, що визначається за формулою:
-
(8.4)
де Рк - капілярний тиск. Па;
σ - міжфазний натяг, Н/м;
cos θ - косинус кута змочування,
r – радіус порового каналу, м.
Для гідрофільних порід ідеальним вважається агент, який під час витіснення нафти створює з нею міжфазний натяг, величина якого прямує до нуля, а величина кута змочування - до 90о.
Під час моделювання процесів витіснення нафти необхідно добиватись геометричної подібності порового простору моделі і натури, тотожності характеру їх поверхні. В експериментах необхідно створювати гірничий та пластовий тиски та пластову температуру.
Зразки породи, які використовують для побудови моделей пласта, повинні піддаватися відповідній підготовці. В інших випадках витіснення нафти проводиться на зразках породи, яка піднята із свердловини, вуглеводневими розчинами.
Апаратура, на якій проводяться експерименти, повинна дозволити максимально наблизити умови здійснення дослідів до пластових умов тих покладів, для яких виконуються дослідження. Вона повинна давати можливість здійснення дослідів за різних тисків і температур, створювати моделі пласта різної довжини, здійснювати контроль за насиченістю моделі різними флюїдами, необхідну точність під час вивчення характеристик витіснення і одержання іншої необхідної інформації. Стандартна апаратура, що випускається промисловістю, не здатна забезпечити цих вимог. Тому в більшості наукових і науково-дослідних організацій намагаються виготовляти свою апаратуру для проведення досліджень з питань витіснення нафти різними агентами.
Результати лабораторного визначення коефіцієнта витіснення нафти заносять у спеціальний журнал, де фіксуються порядковий номер експерименту, геометричні розміри моделі пласта, її пористість, проникність, об’єм нафти, води та газу в моделі на початок та кінець експерименту, а також в процесі його проведення. За наведеними в журналі даними згодом вираховують коефіцієнти витіснення нафти на різних стадіях процесу.
Однією з найбільш важливих характеристик процесу руху пластових флюїдів в породах-колекторах, поряд з коефіцієнтом витіснення, є фазові проникності. Дані про них необхідні для промислової оцінки перехідних нафтогазових зон пластів, у гідрогазодинамічних розрахунках технологіч-них показників розробки, для вибору методів дії на пласти з метою збільшення нафтовіддачі.