Виды остаточной нефти в залежи.

 

S

1 S_оr

S_пр 1 – S_пр=S_оr,

где S_пр – насыщенность промытой зоны.

 

Оценено, что количество остаточной нефти в пластах более 60%.

Такой определяющий параметр, как коэффициент извлечения, рассчитывается по формуле:

h_кин=b_в×y_охв,

где b_в – коэффициент вытеснения; y_охв – коэффициент охвата.

 

Физический смысл коэффициента вытеснения таков: это доля порового пространства, из которого прошло вытеснение нефти:

b=(Sнач – Sоr)/Sнач.

Эта величина стандартизированная и определяется для любого месторождения.

Коэффициент охвата характеризует долю объёма пласта, охваченного процессом воздействия.

Т.о. произведение этих двух коэффициентов учитывает с одной стороны объём, на который происходит воздействие, а с другой стороны – степень этого воздействия.

Коэффициент нефтеотдачи мал и составляет величину менее 0.4. Остаточная доля значительно больше и рассчитывается как:

1 - h_кин=h_ост~0.6.

Это означает, что более 60% нефти и 40-50% газа остаются в недрах на момент завершения разработки.

 

Рассмотрим виды остаточной нефти:

3. Нефть, которая оказалась неохваченной процессом вытеснения.

Все наши залежи – неоднородные объекты, коэффициенты пористости и проницаемости изменяются в широких диапазонах, и в некоторых залежах из-за неоднородности фильтрации не происходит, возникает отсутствие охвата.

 

Образуется линза.

 

Рассмотрим эксплуатационные объекты[1]:

 

 

фильтр

k₁

 

k₂

k₃

 

Пласты могут выклиниваться на расстояниях между скважинами и охват будет неполный.

Происходит техногенное изменение пласта в околоскважинных зонах и это приводит к блокированию запасов и уменьшению охвата воздействия.

Даже в однородном пласте коэффициент охвата не равен единице.

неохваченная зона

 

Это связано с тем, что скважины – точечные источники и стоки. По этой причине в последнее время стараются использовать горизонтальные скважины, которые дают больший охват, т.к. они являются протяжёнными источниками и стоками.

Характеризующим параметром

является отношение m_н/m_в.

Чем больше это отношение,

тем уже эти «лепесточки».

 

 

Идеальный случай полного охвата выглядит следующим образом:

 

 

наг. скв. экс. экв.

 

Т.к. скважины у нас небольшого диаметра, мы не можем достигнуть полного охвата.

Если у нас в залежи есть сверхпроводящий путь, то как бы мы не сгущали сетку, нефть всё равно пойдёт по сверхпроводящему пути. Это связано с палеологическими руслами рек, крупнообломочными фациями.

 

Таким образом, охват процессов воздействия контролируется природными и технологическими факторами.

4. Коэффициент нефтеизвлечения зависит от остаточной и начальной нефтенасыщенности:

S_нач=1 – S_ост.

Остаточная нефть представляет из себя комплексный параметр, который состоит из ряда отдельных составляющих.

Остаточное нефтенасыщение делится на виды:

1) Капиллярно-защемлённая остаточная нефть;

2) Адсорбированная остаточная нефть;

3) Плёночная остаточная нефть;

4) Остаточная нефть микронеоднородных зон и тупиковых пор;

5) Остаточная нефть, которая образовалась в результате неустойчивости процессов вытеснения.

В зависимости от того, какой вид преобладает должна быть подобрана технология доразработки. Разные типы характеризуются различными видами доразработки.

Рассмотрим типы остаточной нефти и механизмы их образования.