3.2. Коэффициенте нефтеотдачи пласта

Являясь одной из важнейших характеристик процесса выработки запасов, коэффициент нефтеотдачи, определяемый отношением объема добытой на поверхность нефти к объему балансовых (геологических) запасов, должен иметь единую и физически обоснованную методологию расчета. К сожалению, сегодня расчет этой характеристики ведется зачастую по малопонятным методикам с использованием еще менее понятных пересчетных коэффициентов.

Рассмотрим методологию расчета коэффициента нефтеотдачи, следуя логике И.И. Дунюшкина.

Коэффициент нефтеотдачи ню в общем виде таков:

где ,V_доб, V_заб — соответственно объем добытой на поверхность нефти и объем балансовых (геологических) запасов, м³

Принципиальным является вопрос: при каких термобарических условиях рассчитываются названные объемы? В процессе выработки запасов начальные пластовые условия (пластовое начальное давление Р_пл.нач и пластовая начальная температура Т_пл.нач) меняются, что соответствующим образом изменяет и объемы нефти, добываемые в различные временные интервалы. Чтобы получать в этом случае сопоставимые между собой величины текущих коэффициентов нефтеотдачи, необходимо приводить объемы добываемой нефти к каким-либо неизменным термобарическим условиям, принимая, что состав нефти в процессе выработки запасов не изменяется. Предлагается при расчетах текущих коэффициентов нефтеотдачи соответствующие объемы добываемой нефти приводить к начальным пластовым условиям Р_пл.нач и Т_пл.нач Балансовые запасы

при этом также должны быть вычислены при начальных термобарических пластовых условиях.

Совершенно очевидно, что объем добытой на поверхность нефти таков:

где - соответственно балансовые запасы нефти в охваченном процессом выработки объеме порового пространства пласта и оставшаяся (неизвлеченная) в этом объеме порового пространства породы нефть, м³.

Охваченный в реальности процессом выработки объем запасов нефти может соотноситься с балансовыми запасами следующим образом

Введем понятие коэффициента охвата балансовых запасов процессом выработки Т1охв, который будем определять так:

где V_пор- объем порового пространства пласта, в котором находятся балансовые запасы нефти, м³;

- объем порового пространства пласта, охваченный процессом выработки и в котором находится часть балансовых запасов, м³

Очевидно, что .

Нефтенасыщенность S_н характеризуется долей нефти в объеме пор, т.е. отношением объема балансовых запасов V_зап к объему порового пространства V_пор

В дальнейшем изложении соответствующие параметры будем рассматривать приведенными к начальным термобарическим условиям пласта.

Балансовые запасы нефти в охваченном процессом выработки объеме пласта таковы:

а остаточные запасы:

где -соответствующие объемы нефти, приведенные к начальным пластовым условиям, м³;

— средний объемный коэффициент нефти при начальных пластовых условиях и таковой для остаточной нефти соответственно.

С другой стороны:

где - средняя начальная и остаточная нефтенасыщенность в охваченном процессом выработки объеме порового пространства пласта.

Приравнивая правые части выражений а также

и , получим:

По аналогии с выражениями (6) и (8) запишем:

откуда:

В общем случае т.к. в неохваченном процессом выработки объеме порового пространства пласта и средний объемный коэффициент нефти , и средняя начальная Нефтенасыщенность могут отличаться от таковых в охваченном процессом выработки объеме порового пространства.

Для дальнейшего рассмотрения примем:

С учетом (15) выражения (10) и (11) перепишем в виде:

Подставляя (16) и (17) в (2), получим:

При подстановке (18), (14) с учетом (15) в выражение (1) имеем:

и л и с учетом выражения (4)

Обозначим «извлеченный» объемный коэффициент нефти через , который равен:

Отношение «извлеченного» объемного коэффициента к начальному назовем коэффициентом, учитывающим объемные свойства нефти, изменяющиеся при изменении начальных пластовых условий

Заменим в выражении (19) сомножитель через объемный коэффициент из (21):

Пределами изменения объемного коэффициента являются:

при этом правый предел исходит из условия, что .

Остаточную Нефтенасыщенность можно рассчитать как разность начальной и «извлеченной» Нефтенасыщенности:

Введем понятие коэффициента замещения как отношение «извлеченной» нефтенасыщенности из охваченного процессом выработки объема порового пространства за счет внедрения в поровое пространство пласта замещающего флюида, например, воды к начальной нефтенасыщенности:

Тогда с учетом (25) выражение (22) перепишем так:

В полученном выражении второй сомножитель можно назвать коэффициентом вытеснения :

с учетом чего выражение (26) окончательно запишется в виде:

Анализ выражения (27) показывает, что на любом временном этапе разработки месторождения второе слагаемое должно удовлетворять следующему условию:

откуда вытекает, что величины начальной и остаточной нефтенасыщенности жестко связаны с величинами начального и «остаточного» объемного коэффициента нефти и не могут задаваться произвольно.

Кроме того, при , и как это следует из (27):

а выражение (28) записывается в этом случае так:

Для случая, когда в объем порового пространства замещающий флюид не внедряется, коэффициент замещения равен нулю:

При этом, в соответствии с условием (29) , а коэффициент вытеснения по (4.27) также становится равным нулю. Коэффициент замещения, как следует из его определения по выражению

(25), измеряется в пределах

Таким образом, количественная оценка текущего коэффициента нефтеотдачи может быть выполнена по зависимости (26).

Выше было отмечено, что свойства нефти, в частности, объемный коэффициент взаимосвязан с характеристиками замещения нефти флюидом, например, водой. Рассмотрим данный вопрос более подробно.