ПОИСК Статьи Рисунки Таблицы Основные понятия для характеристики выработки запасов нефти из "Повышение нефтеотдачи пластов физико-химическими методами" Таким образом, коэффициент нефтеотдачи — это относительная величина, показывающая, какой объем нефти от начальных балансовых запасов извлекается или может быть извлечен из выработанной или предположительно выработанной залежи до предела экономической рентабельности эксплуатации, и является показателем завершенного процесса разработки или такого, который предполагается завершить в определенных условиях. Такое определение коэффициента нефтеотдачи, связанное со временем и пространством, наиболее полно удовлетворяет требованиям, высказанным в работах различных авторов и отраслевых инструкций [1—8, 9, 10, 11 и др.]. [c.9] Коэффициент нефтеотдачи можно вычислить, пользуясь отношением разности начальной 5 и остаточной нефтена-сыщенности пород залежи к начальной нефтенасыщенности, т. е. [c.9] Как уже указывалось, коэффициент нефтеотдачи служит показателем полноты извлечения нефти после окончания разработки или такого процесса разработки, который предполагается завершить при определенных условиях. Иначе говоря, коэффициент нефтеотдачи всегда характеризует конечный результат разработки залежи. Поэтому, говоря о коэффициенте нефтеотдачи нет необходимости добавлять к этому термину слово конечный . Однако при анализе разработки нефтяных месторождений нередко возникает необходимость в оценке степени использования запасов в частично выработанных зонах залежи или в отдельных залежах. Для такой оценки в общем случае, т. е. независимо от метода воздействия или при отсутствии искусственного воздействия на залежь, можно пользоваться коэффициентом использования запасов, который в отличие от коэффициента нефтеотдачи характеризует незавершенный, продолжающийся процесс разработки залежи. [c.10] В частном случае при вытеснении нефти из пласта водой или другими агентами, т. е. при искусственном воздействии на залежь, для оценки степени использования запасов нефти в частично выработанной залежи или в отдельных ее зонах можно пользоваться коэффициентом выработки, также характеризующим незавершенный процесс разработки залежи. [c.11] Важное значение для контроля за эффективностью вытеснения нефти из пористой среды имеет определение текущего значения коэффициента выработки при заводнении. Как видно из формулы (1.5), для оценки текущего значения коэффициента выработки пласта на дату анализа необходимо знать начальные балансовые запасы в заводненном объеме пласта. Однако это требует знания текущего положения водонефтяного контакта (ВНК). К сожалению, современные геофизические, промысловые и гидродинамические методы не позволяют эффективно решить эту задачу. Поэтому при анализе разработки нефтяных месторождений коэффициент выработки пласта оценивается весьма приближенно. [c.11] Для характеристики процесса разработки важно оценить количество нефти, отобранной из пласта (залежи) за безводный период и за период после начала его обводнения. Это можно выразить с помощью коэффициента использования балансовых запасов соответственно за безводный и водный периоды, понимая под этими коэффициентами долю нефти от первоначальных балансовых запасов, полученную за определенный период. [c.12] Многие исследователи применяют понятия, обозначенные следующими терминами коэффициенты текущей , безводной , водной , конечной нефтеотдачи. Под коэффициентом текущей нефтеотдачи понимают коэффициент нефтеотдачи, достигнутый на исследуемый момент, под коэффициентом безводной нефтеотдачи — коэффициент нефтеотдачи, полученный за безводный период разработки залежи (пласта), под коэффициентом полной нефтеотдачи — суммарный коэффициент нефтеотдачи за безводный и водный периоды и под коэффициентом конечной нефтеотдачи — собственно коэффициент нефтеотдачи. [c.12] Как уже указывалось, коэффициент нефтеотдачи нельзя отождествлять с коэффициентом вытеснения нефти водой, как это делают некоторые исследователи. [c.12] Коэффициентом вытеснения нефти водой называют отношение объема нефти, вытесненной водой из образца породы или модели пласта до полного обводнения получаемой продукции, к начальному объему нефти, содержащейся в образце породы или модели пласта. [c.12] Поскольку для вытеснения нефти из образца породы или модели пласта можно использовать не только воду, но и любой другой агент (газ, взаимно смешивающиеся жидкости, спирты, пены и др.), то следует дать более общее определение коэффициента вытеснения, характеризующего полноту вытеснения нефти в лабораторных условиях из образца породы или модели пласта. [c.12] Для характеристики полноты вытеснения нефти водой из модели пласта за определенный промежуток времени, а также за безводный и водный периоды можно пользоваться коэффициентами вытеснения за эти периоды, понимая под ними долю нефти от первоначального ее содержания, полученную из образца породы соответственно за определенный промежуток времени, за безводный и водный периоды вытеснения. [c.13] Из приведенных определений и формул видно, что коэффициенты использования запасов и текущей нефтеотдачи определяют часть начальных балансовых запасов нефти, добытой соответственно на определенную дату (за определенный промежуток времени с начала разработки залежи) и после полного завершения ее разработки, и служат показателем полноты извлечения запасов нефти из части залежи, подвергнутой воздействию. [c.13] Коэффициент нефтеотдачи определяют экспериментальными исследованиями, аналитическими методами и по геологопромысловым данным. Экспериментальные исследования заключаются обычно в проведении лабораторных опытов по вытеснению нефти водой и водными растворами других агентов из кернов исследуемого объекта и позволяют определять лишь коэффициент выработки, характеризующий полноту вытеснения нефти из части пласта, подвергнутого воздействию (вытеснение нефти каким-либо агентом). Известны лабораторные опыты по вытеснению нефти из моделей пласта газами и их водными растворами. [c.13] Такие важнейшие показатели разработки нефтяных месторождений, как производительность залежи и полнота извлечения нефти в первостепенном отношении зависят от неоднородности продуктивных пластов. Неоднородность приводит к снижению коэффициента охвата пласта воздействием, под которым понимается отношение объема пласта, вовлеченного в разработку, ко всему объему пласта. [c.13] Под неоднородностью понимается полное замещение продуктивного пласта плохо проницаемыми породами в одной или нескольких скважинах как по толщине, так и по простиранию. Однако следует иметь в виду, что реальный пласт и в геологическом отношении, и как гидродинамическая система обычно является сложным составным телом. На отдельных участках он расчленяется, отдельные прослои замещаются непроницаемыми породами, за счет чего меняются общая и эффективная толщины. [c.13] Коэффициент охвата р , таким образом, определяется как отношение объема пласта, охваченного вытеснением, к его начальному нефтенасыш енному объему, т. е. [c.14] Из приведенных определений ясно, что коэффициент нефтеотдачи во столько раз меньше коэффициента вытеснения нефти, во сколько раз объем промытой части пласта меньше всего объема, охваченного вытеснением. [c.14] Коэффициент охвата Р1, учитывающий влияние неоднородности пласта по проницаемости, соотношение вязкостей нефти и невертикальность начального положения ВНК, определяется по методике расчета процесса обводнения и нефтеотдачи неоднородного по проницаемости пласта. [c.14] В этой методике коэффициент охвата Р1 зависит от времени разработки, и конечное его значение является функцией предельной обводненности добываемой из пласта нефти. Предельная обводненность добываемой нефти, при которой наступает экономический предел рентабельности процесса добычи нефти, зависит от ряда других факторов, таких как дебиты скважин, глубина залегания продуктивного пласта, предельная себестоимость и цена реализации добываемой нефти. [c.15] Коэффициент охвата залежи сеткой скважин учитывает прерывистость продуктивного пласта, его сложное геологическое строение. [c.15] Вернуться к основной статье