Показатели нефтеотдачи пластов

ТЕМА 3

ИСТОЧНИКИ пластовой энергии и силы, действующие в залежи

 

Обобщение и реализация режимов

Режимам работы нефтяных залежей дают также до­полнительные характеристики. Различают режимы с пере­мещающимися и неподвижными контурами нефтеносности.

К первым относят водонапорный, газонапорный, напорно-гравитационный и смешанный режимы, а ко вторым - упру­гий, режим растворенного газа и гравитационный со свобод­ной поверхностью нефти. Водо-, газонапорный и смешанный режимы называют режимами вытеснения (напорными ре­жимами), а остальные - режимами истощения (истощения пластовой энергии).

Названные выше режимы рассмотрены в плане их ес­тественного проявления (естественные режимы). Природ­ные условия залежи лишь способствуют развитию опреде­ленного режима работы. Конкретный режим можно устано­вить, поддержать или заменить другими путем изменения темпов отбора и суммарного отбора жидкости, ввода допол­нительной энергии в залежь и т. д. Например, поступление воды отстает от отбора жидкости, что сопровождается даль­нейшим снижением давления в залежи. При вводе дополни­тельной энергии создаваемые режимы работы залежи назы­вают искусственными (водо- и газонапорный).

 

Показатели нефтеотдачи пластов

Режимы работы нефтяных залежей отличаются не только источниками энергии, но и механизмами извлечения нефти из пористой среды.

При водо- и упруговодонапорном режимах, несмотря на различие причин, вызывающих напор краевых или подошвенных вод, извлечение нефти происхо­дит за счет ее вытеснения из пористой среды водой.

При режиме растворенного газа нефть из пористой среды вытесняется расширяющимися пузырьками газа, которые сравнительно равномерно распределены по всему объему пористой среды.

При газонапорном режиме нефть также вы­тесняется расширяющимся газом, но замещение нефти га­зом в пористой среде происходит только в зоне газонефтяного контакта.

При упругом и гравитационном режимах нефть из пористой среды извлекается силами, равномерно действующими во всем объеме нефти.

От механизма вытеснения нефти во многом важнейший показатель эффективности режима работы залежей и в целом процесса ее разработки - нефтеотдача (степень полноты извлечения нефти).

Нефтеотдача характеризуется коэффициентом нефтеотдачи (нефтеи ния) - долей извлеченной из пласта нефти от ее первоначальных запасов:

 

(3.1)

 

где

h

-

коэффициент нефтеотдачи;

 

 

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

Различают конечный, текущий и проектный коэффициенты нефтеотдачи.

Под текущим коэффициентом нефтеотдачи понимается отношение добытого из пласта количества нефти на определенную дату к геологическим ее запасам. Текущая нефтеотдача возрастает во времени по мере извлечения из пласта нефти.

Конечный коэффициент нефтеотдачи - это отношение извлеченных запасов нефти (добытого количества нефти за весь срок разработки) к геологическим запасам.

Он зависит от коллекторских свойств пласта, физических свойств нефти строения залежи, системы разработки месторождения, и, главным образом, от режима работы залежи.

Проектный к-нт нефтеотдачи отличается от конечного тем, что с он обосновывается и планируется при подсчете запасов нефти и проектировании разработки.

Полнота вытеснения нефти в объеме пласта, охваченном заводнением, характеризуется коэффициентом вытеснения h_В.

Коэффициент вытеснения определяется как доля объема извлеченной нефти по отношению к ее запасам, первоначально находившимся в части пласта, подверженной воздействию вытеснения.

Коэффициент вытеснения зависит в основном от кратности промывки (отношения объема прокачанного рабочего агента к объему пор), отношения вязкости нефти к вязкости рабочего агента, коэффициента проницаемости, распределения размера пор и характера смачиваемости пород пласта.

В гидрофильных высокопроницаемых порис­тых средах при малой вязкости нефти коэффициент вытес­нения нефти водой может достигать 0,8 - 0,9. В слабопрони­цаемых частично гидрофобных средах при повышенной вяз­кости нефти он составляет 0,5 - 0,65, а в гидрофобных пла­стах - не более 0,25 - 0,4. Вместе с тем, при смешивающем­ся вытеснении нефти газом высокого давления, углекислым газом и мицеллярным раствором, т. е. при устранении суще­ственного влияния капиллярных сил, коэффициент вытес­нения достигает 0,95 - 0,98.

Для характеристики объема пласта, в котором проис­ходит вытеснение нефти, введено понятие коэффициента охвата пласта воздействием h _охв.

К-нт охвата - это отношение запасов нефти V_OXB, первоначально находивших­ся в части пласта, подверженной воздействию заводнением, к начальным запасам нефти во всем пласте.

Он характери­зует потери нефти по толщине и площади пласта в зонах стягивающих рядов добывающих скважин, в неохваченных дренированием и заводнением зонах в слабопроницаемых включениях, слоях, линзах, пропластках и застойных зонах, которые контактируют непосредственно с обводненными слоями и зонами или отделены от них непроницаемыми линзами и слоями.

В сильно расчлененных пластах остаточ­ная нефтенасыщенность, которая может достигать 20 - 80 %, существенно зависит от размещения скважин, ус­ловий вскрытия пластов в них, воздействия на обособлен­ные линзы и пропластки, соотношения вязкостей нефти и воды и др.

Так как при режимах вытеснения нефти водой она из­влекается только из зон, охваченных воздействием, то ко­эффициент нефтеотдачи при напорных режимах может быть определен как произведение коэффициента вытеснения на коэффициент охвата воздействием.

 

(3.2)

 

 

Поделиться:

Воспользуйтесь поиском по сайту: