8.8 Визначення нафтовіддачі

Промислові методи. Показником ступеня використання запасів є коефіцієнт наф­товіддачі (нафтовилучення). У процесі розробки нафтового покладу він може визначатись різними методами. Наведемо деякі з них.

Процес витиснення нафти водою в умовах неоднорідних пластів описується характери­стиками витиснення, які відображають 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 з 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 водо-нафтового контакту. За цими даними будують карти залишкової

279

нафтонасиченості, за до­помогою яких виявляють розподіл залишкових запасів нафти.

Для розрахунку поточного коефіцієнта нафтовіддачі заводненої частини пласта, що розробляється при пружно-водонапірному режимі, слід врахувати видобуток нафти з неза-водненої його частини внаслідок дії пружних сил покладу.

Визначення нафтовіддачі за початковою і залишковою нафтонасиченостями полягає в установленні зниження нафтонасиченості порід у 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 в 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 за мінімальною інформацією, що включає середній газовий фактор за період розробки, розчинність газу в нафті, а також об'ємні коефіцієнти пластової нафти і газу.

Лабораторні дослідження. Відомо, що коефіцієнт нафтовіддачі визначається, як добу­ток коефіцієнтів витиснення 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 значення приймаються за ре­зультатами розробки сусідніх родовищ з подібними геолого-фізичними умовами. У той же час коефіцієнти витиснення, головним чином, визначаються в лабораторних умовах шля­хом постановки на моделях пласта експериментів щодо витиснення нафти.

Використання результатів лабораторних дослідів у промисловій практиці можливо тільки в тому випадку, якщо процеси, що вивчаються в дослідах, подібні до натурних.

Ця подібність забезпечується рівністю комплексів, що складені для моделі й натури та визначають процес. На основі умов подібності і повинні бути вибрані параметри моделей і дослідів для постановки експериментів. Звичайно тут користуються методами наближеного моделювання. Під час проведення експериментів з фільтрації флюїдів намагаються дотри­муватись швидкостей витиснення, що при можливих у нафтовому покладі перепадах тисків близькі до натурних.

На нафтовіддачу впливає не менше 18 різних параметрів; комплексним параметром вважається капілярний тиск.

Для гідрофільних порід ідеальним вважається агент, який при витисненні нафти ство­рює з нею міжфазний натяг, значення якого прямує до нуля, а кут змочування — до 90°.

При моделюванні процесів витиснення нафти слід добиватися геометричної подібності норового простору моделі і натури, тотожності характеру їх поверхні. В експериментах слід дотримуватись гірничого і пластового тиску, пластової температури.

Зразки породи, які використовуються для побудови моделей пласта, повинні відповідно готуватись. Для моделей також придатні зразки породи, що піднята при бурінні свердловин на вуглеводневих розчинах.

Апаратура, на якій виконуються експерименти, має дозволяти максимально наблизити умови проведення дослідів до пластових умов тих покладів, для яких проводяться дослідження. Вона повиннна надавати можливість проведення дослідів з різними тисками і температурами (що відповідають пластовим), створення моделей пласта різної довжини, здійснення контролю за насиченістю моделі різними флюїдами, одержання необхідної точ­ності при вивченні характеристик витиснення, як і одержання іншої необхідної інформації.

Результати лабораторного визначення коефіцієнта витиснення нафти заносять у спеціальний журнал, де фіксуються порядковий номер експерименту, геометричні розміри

280

моделі пласта, її пористість, проникність, об'єми нафти, води чи газу в моделі на початок та кінець експерименту, а також в процесі його проведення. За наведеними в журналі даними згодом обчислюють коефіцієнти витиснення нафти на різних стадіях процесу.

Однією з найбільш важливих характеристик процесу плину пластових флюїдів у поро-дах-колекторах поряд із коефіцієнтом витиснення є фазова проникність. Даю про неї не­обхідні для обгрунтування кондиційних меж петрофізичних властивостей порід, для про­мислової оцінки перехідних нафтогазових зон пластів, у газогідродинамічних розрахунках технологічних показників розробки, для вибору методів дії на пласти з метою збільшення нафтовіддачі тощо.