Понятия о коэффициенте нефтеотдачи пластов

От механизма вытеснения нефти во многом зависит важнейший показатель разработки нефтяных месторождений — коэффициент нефтеотдачи, характеризующий полного извлечения нефти из недр. Коэффициент нефтеотдачи — это доля извлеченной из пласта нефти из ее первоначальных запасов.

(1).

При расчете коэффициента нефтеотдачи начальные запасы, извлеченное количество нефти и остаточные запасы должны быть приведены к одинаковым условиям, обычно к поверхностным.

Различают два коэффициента нефтеотдачи — текущий, определяемый на данный момент разработки месторождения, и конечный, характеризующий полноту извлечения нефти на момент окончания разработки месторождения. Конечный коэффициент нефтеотдачи зависит от коллекторских свойств пласта, физических свойств нефти, строения залежи, системы разработки месторождения, и, главным образом, от режима работы залежи.

Нефтеотдача при вытеснении нефти водой определяется взаимодействием гидродинамических и капиллярных сил. Отбор жидкости из добывающих скважин приводит к тому, что давление в нефтенасыщенной части пласта становится ниже, чем в водоносной. Под действием разницы давлений контурная или подошвенная вода внедряется в нефтенасыщенные поры пласта и вытесняет из них нефть в сторону добывающих скважин. По мере дальнейшего отбора нефти вода продвигается к центру залежи, охватывая все большие и большие объемы пласта, происходит стягивание контура нефтеносности. Вследствие действия капиллярных сил и неоднородности коллектора вытеснение нефти водой не носит поршневого характера. Полнота вытеснения нефти в объеме пласта, охваченном заводнением, характеризуется коэффициентом вытеснения. Он определяется как доля объема извлеченной нефти по отношению к ее запасам, первоначально находившимся в части пласта, подверженной воздействию заводнением.

Для характеристики объема пласта, в котором происходит вытеснение нефти, введено понятие коэффициента охвата пласта, под которым понимают отношение запасов нефти, первоначально находившихся в части пласта, подверженной воздействию заводнением, к начальным запасам нефти во всем пласте. Так как при режимах вытеснения нефти водой (или газом) она извлекается только из зон охваченных воздействием, то коэффициент нефтеотдачи при напорных режимах может быть определен как произведение коэффициента вытеснения на коэффициент охвата воздействием:

(2).

Механизм вытеснения нефти газом, находящимся в газовой шапке, во многом сходен с вытеснением нефти водой. Но из-за большого различия в вязкости газа и нефти нефтенасыщенность на фронте вытеснения снижается менее чем на 15%. При газонасыщенности около 35% в пласте движется только газ. Поэтому при газонапорном режиме коэффициент нефтеотдачи обычно невысок. Однако при высокой проницаемости пласта, при большом его наклоне, малых темпах отбора нефти, когда благоприятны условия для гравитационного разделения нефти и газа, конечная нефтеотдача может достигать высоких значений, примерно 50−60%.

При режиме растворенного газа механизм вытеснения нефти из пласта представляется следующим образом. После снижения пластового давления ниже давления насыщения нефти газом в пористой среде появляются отдельные пузырьки свободного газа. По мере дальнейшего снижения давления объём, занимаемый в пористой среде газом, увеличивается за счёт расширения пузырьков и продолжающегося выделения газа из нефти. Свободный газ вытесняет из пористой среды нефть в том объёме, который занимает сам. Такой процесс продолжается до тех пор, пока некоторые поровые каналы не окажутся полностью газонасыщенными. С этого момента эффективность вытеснения нефти газом быстро снижается. Газ, обладающий малой вязкостью и, соответственно, большой подвижностью в пористой среде, опережая нефть движется к скважинам в сторону пониженного давления не совершая работы по вытеснению нефти. Неэффективное расходование энергии растворенного газа и объясняет низкие значения коэффициента нефтеотдачи при режиме растворенного газа.