Понятие и составляющие коэффициента нефтеотдачи пластов

Понятие и составляющие коэффициента нефтеотдачи пластов

• НЕФТЕОТДАЧА нефтяного пласта характеризует степень извлечения нефти из продуктивных пластов в процессе разработки месторождения. • Для количественной оценки нефтеотдачи используют коэффициент нефтеотдачи (ɳ) — отношение добытого количества нефти к начальным запасам (величины приводятся к стандартным или пластовым условиям); выражается в долях единицы или в процентах. Нефтеотдача определяется степенью (полнотой) извлечения нефти из объёмов продуктивного пласта (объекта), участвующих в процессе разработки (коэффициент вытеснения ɳвыт), и долей этих объёмов в суммарном объёме нефтенасыщенных пород пласта (коэффициент охвата ɳохв ): • ɳ = ɳ выт • ɳ охв • ɳвскр • ɳвскр – коэффициент, учитывающий долю объема продуктивных пластов, вскрытых скважинами. • Иногда при проведении прогнозных расчётов нефтеотдачи вводят дополнительные коэффициенты, позволяющие учитывать неблагоприятное влияние других факторов. • Различают текущую нефтеотдачу (определяемую в процессе разработки месторождения), конечную (на момент завершения разработки, осуществляемой при естественных режимах истощения залежи), дополнительную (достигается применением методов повышения нефтеотдачи пласта), а также безводную (определяется к моменту прорыва воды в добывающие скважины).

• ɳохв - коэффициент, учитывающий полноту охвата пластов воздействием рабочим агентом • ɳохв = V/Vвозд • Где V – фактический объем участка залежи, подвергнувшихся воздействию рабочим агентом; • Vвозд – полный объем нефтенасыщенных участков залежи, подвергнутых воздействию рабочими агентами.

ɳвыт = Vн – Vвыт/Vн где Vвыт – объем остаточной пленочной и капиллярно-удержанной нефти в образце пористой среды (полсе полного удаления рабочим агентом извлекаемой части нефти); Vн – начальный объем нефти в образце породы. ɳвскр = Vвскр/Vзал Где Vвскр – объем нефтенасыщенных пластов, вскрытых скважинами; Vзал – объем залежи

Факторы, влияющие на нефтеотдачу • Наибольшее влияние на нефтеотдачу оказывают вязкость извлекаемой нефти (чем больше вязкость, тем меньше нефтеотдача), геологическое строение месторождения и пластововодонапорной системы (чем больше в продуктивном интервале выделяется пластов и пропластков, характеризующихся прерывистостью простирания, неоднородностью коллекторских свойств и т. д. , тем меньше нефтеотдача), а также система разработки месторождения и вид пластовой энергии, обусловливающей приток нефти к добывающим скважинам. При естественных режимах истощения нефтяной залежи и благоприятных геологогеохимических условиях (вязкость нефти — 1, 25 -5 м. Па • с, незначительная неоднородность пласта) коэффициент нефтеотдачи составляет: при упруго-водонапорном режиме 50 -70%; режиме газированной жидкости (растворённого газа) 25 -35%; гравитационном — 30 -40%; газонапорном — 35 -40%. Наибольшая нефтеотдача (65 -70%) при современных системах разработки нефтяных месторождений достигается нагнетанием в пласт рабочих агентов, вязкость которых в пластовых условиях не намного меньше вязкости нефти (в этом случае исключаются ранние прорывы вытесняющего агента в добывающие скважины, резко уменьшающие эффективность процесса вытеснения).

• Коэффициент вытеснения ɳвыт редко превышает 0, 6 – 0, 7. • Незначитальная проницаемость, высокое соотношение вязкости нефти и воды (µ 0= µн/ µв), глинистость пород, широкий диапазон изменения пор по размерам (полимиктовые породы), высокое содержание асфальтенов и смол в нефти – все эти факторы снижают значение ɳвыт • Низкие значения поверхностного натяжения нефти на границе с водой способствуют повышению значения ɳвыт • Значения коэффициентов ɳохв и ɳвскр определяются сложностью строения залежи, степенью и характером неоднородности коллекторских свойств пород, числом пробуренных скважин, схемой их расстановки, плотностью сетки скважин, режимом и схемой разработки залежи. • ɳохв зависит также от соотношения вязкостей воды и нефти, физико-химических свойств пластовых флюидов, темпов их отбора из пласта. • Нефтеотдача также зависит от ряда других факторов- от температуры залежи, качества вскрытия пласта, от начальной нефтеводогазонасыщенности пласта. • Для увеличения нефтеотдачи пласта необходимо применять меры, повышающие значения • ɳвыт ɳохв ɳвскр

Методы повышения нефтеотдачи пластов • Наиболее часто применяется заводнение. Свыше 90 % всей нефти добывается из заводняемых месторождений. • Виды заводнения внутриконтурное законтурное очаговое избирательное рядное блоково-рядное площадное Gзав- суммарные первоначальные ɳ=ɳвыт *ɳзав *ɳохв ɳзав = Gзав/Gохв запасы в заводненной области Gохв- охваченные заводнением запасы

Повышение эффективности заводнения • 1. Щелочное заводнение. При взаимодействии нефтей со заводнение щелочными растворами образуются водорастворимые соли, являющиеся поверхностно-активными компонентами. Вследствие этого улучшаются нефтевытесняющие свойства вод. • В скважины нагнетают оторочку с повышенным содержанием Na. OH, которая затем продвигается по пласту под воздействием чистой воды. • 2. Полимерное заводнение. В пласт нагнетается водный раствор заводнение высокомолекулярного полимера, способствующего значительному повышению вязкости воды. Оторочка продвигается по пласту под воздействием обычной воды. Повышается ɳвыт. • При добавлении полиакриламида (ПАА) вязкость повышается в несколько раз.

• 3. Использование пен и эмульсий. При введении в пласт оторочек эмульсий пен и эмульсий сокращается подвижность нагнетаемой воды, возрастает ɳохв. • 4. Вытеснение нефти горячей водой и паром • При повышении температуры в пласте снижается вязкость нефти. • 5. Мицеллярное заводнение. Вытеснение нефти оторочками заводнение мицеллярных растворов (МР), продвигаемых по пласту вначале полимерным раствором, а затем водой. На границе МР и нефти поверхностное натяжение низкое, что приводит к увеличению ɳвыт.