Визначення коефіцієнта нафтовіддачі

Під коефіцієнтом нафтовіддачі (або коефіцієнтом вилучення нафти) розуміють відношення видобувних запасів нафти (Q_{вид .}), тобто сумарного можливого видобутку нафти з покладу до початкових балансових запасів (Q_{о .}):

Іноді з метою більш детального прогнозування і вивчення характеру розробки нафтових покладів виникає необхідність в більш точному визначенні коефіцієнта нафтовіддачі.

Так, під проектним коефіцієнтом нафтовіддачі, розуміють відношення визначених проектом розробки видобувних запасів до початкових балансових запасів. Цей коефіцієнт являє собою, ту максимальну частину корисної копалини, видобуток якої єкінцевою метою розробки даного покладу.

На відміну від проектного, поточний коефіцієнт вилучення нафти являє собою відношення видобутої кількості нафти до початкових балансових запасів. Він визначає ступінь виробки балансових запасів на певну дату розробки і характеризує поточний стан розробки.

В підсумку при правильному розрахунку запасів і нафтовіддачі в кінці розробки покладу поточна нафтовіддача повинна відповідати плановій, якщо не були застосовані міроприємства по збільшенню видобутку.

Під первинним коефіцієнтом нафтовіддачі слід розуміти відношення кількості нафти, яка може бути вилучена (або вже видобута) за винятком застосування міроприємств по дії на пласт до початкових балансових запасів. При цьому відношення накопиченого видобутку до початкових балансових запасів, являє собою поточний первинний коефіцієнт нафтовіддачі, а відношення запланованих видобувних запасів до початкових балансових – плановий первинний коефіцієнт нафтовіддачі.

Вторинні (поточний і плановий) коефіцієнти нафтовіддачі являють собою відповідно відношення вже видобутої або запланованої до видобутку нафти (тільки за рахунок міроприємств по дії на пласт) до початкових балансових запасів.

Повний коефіцієнт нафтовіддачі з врахуванням всього видобутку (в тому числі і за рахунок міроприємств по дії на пласт) по відношенню до початкових балансових запасів рівний:

Фактори, які впливають на нафтовіддачу

Накопичений досвід на теперішній час свідчить, що значна частина нафти залишається в надрах нафтових родовищ. Накопичений досвід розробки нафтових родовищ по основних нафтовидобувних районах світу свідчить, що при сучасних умовах розробки в надрах нафтових родовищ ще залишається значна кількість нафти. Коефіцієнт нафтовіддачі в середньому складає 0,2-0,5.

Величина коефіцієнта нафтовіддачі залежить від багатьох факторів. Так повний коефіцієнт нафтовіддачі залежить від двох груп параметрів. Перша група характеризує природні умови і умови первинної розробки покладу, а друга – додаткову дію на поклад в процесі її розробки (вторинні умови).

Основними параметрами, які характеризують природні умови покладу є: властивості колектору, властивості нафти, геологічні особливості і режим роботи покладу.

Літолого-фізичні властивості порід-колекторів характеризують собою те середовище, по якому нафта рухається до видобувних свердловин. До числа таких властивостей в першу чергу відносяться: проникність і гідрофобність колекторів, а також ступінь їх мікро- і макронеоднорідності.

Характер колекторів надає подвійний вплив на повноту вилучення нафти з надр. З одного боку його проникність, гідрофобність і мікронеоднорідність надають вплив на безпосередній рух нафти по пласту, ускладнюючи або полегшуючи цей рух в залежності від характеру вказаних параметрів. З іншого боку, значна макронеоднорідність колектора утворює в покладі значну кількість тупикових зон, в яких після закінчення розробки нафтового покладу при пружньо-водонапірному режимі або нагнітанні води в пласт може залишатися значна кількість нафти.

В зв’язку з цим при вивченні нафтовіддачі покладів з водонапірними режимами, зазвичай, досліджуються два параметри – коефіцієнт витіснення нафти з колектора і коефіцієнт охоплення пласта заводненням , а загальний коефіцієнт нафтовіддачі являє добуток цих двох коефіцієнтів:

.

Основними властивостями нафти, які впливають на нафтовіддачу є її в’язкість і густина в пластових умовах. Чим більша в’язкість нафти, тим більший опір руху і тим менше нафти може бути витіснено при одній і тій же витраті пластової енергії.

До числа основних геологічних особливостей покладів, які суттєво впливають на нафтовіддачу, в першу чергу слід віднести пластовий тиск, товщину пласта-колектора, розміри покладу, характер структури, наявність або відсутність тектонічних порушень, глибини залягання продуктивного горизонту та ряд інших факторів.

Більшість перерахованих факторів так або інакше визначають собою режим роботи покладу. Тому ще недавно режим роботи покладу приймався за єдиний критерій визначення нафтовіддачі.

Так в роботі М.А. Жданова для різних режимів рекомендувались наступні значення коефіцієнтів кінцевої первинної нафтовіддачі:

для ефективного водонапірного режиму 0,6–0,8

для ефективного режиму газової шапки 0,5–0,7

для неефективного режиму газової шапки 0,4–0,6

для пружньо-водонапірного режиму 0,5–0,7

для режиму розчиненого газу 0,2–0,4

для гравітаційного режиму 0,1–0,2

За даними Е.А. Поламбуса в США приймаються наступні значення коефіцієнтів кінцевої первинної нафтовіддачі:

для водонапірного режиму 0,35-0,65

для режиму розчиненого газу 0,05-0,35

для режиму газової шапки не < 0,25

для режиму газової шапки разом з гравітаційним до 0,6

Як можна бачити із співставлення наведених даних, єдиної думки по відношенню до впливу природного режиму роботи покладів на нафтовіддачу немає. І це зрозуміло, оскільки витиснення нафти з пласта залежить від сукупності властивостей всієї пластової системи, яка є дуже складною. Значну роль при вилученні нафти з покладу відіграє діяльність людини і залежить від проектування найбільш раціональної системи розробки, а саме щільність розміщення свердловин, темпи відбору, а також від заходів штучної дії на поклад.