Достигаемые значения нефтеотдачи пластов в зависимости от различных факторов показателей эффективности заводнения

 

Эффективность использования геологических запасов нефти залежи характеризуется коэффициентом нефтеотдачи – отношение извлекаемого из залежи количества нефти Q_ни к начальным балансовым запасам Q_нб:

b= Q_ни / Q_нб.

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.

Коэффициент нефтеотдачи можно вычислить, пользуясь отношением разности начальной S_н и остаточной S₀ нефтенасыщенности пород залежи к начальной нефтенасыщенности, т.е.

b=( S_н –S₀ )/S_н.

Из определения коэффициента нефтеотдачи следует, что он не характеризует физически возможную предельную полноту нефтеизвлечения, показывая только ту долю нефти, которая может быть извлечена из залежи при разработке ее до экономически целесообразного предела. Таким образом, понятие «коэффициент нефтеотдачи» является , по существу, условным: оно определяет только ту часть балансовых запасов, извлечение которых экономически целесообразно. Физически возможная добыча нефти из залежей может быть несколько больше.

Коэффициент физической нефтеотдачи b_физ – это относительная величина, показывающая, какая часть балансовых запасов нефти может быть извлечена из пласта при данном режиме, независимо от времени и себестоимости добычи нефти, т.е. ценой любых затрат:

b_физ=(Q_ни +DQ)/Q_нб,

где DQ – количество нефти, добываемой из залежи после достижения экономически рентабельного предела разработки до физически возможного извлечения нефти.

    При анализе разработки нефтяных месторождений возникает необходимость в оценке степени использования запасов в частично выработанных зонах залежи. Для такой оценки в общем случае, 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.

    Коэффициентом использования запасов b_и называется относительная величина, показывающая, какая доля извлекаемых запасов нефти извлечена из залежи, не выработанной до предела экономической рентабельности разработки:

где  - суммарная добыча нефти из залежи с начала разработки до какого-то определенного момента времени t; Q_i(t) – функция годового отбора нефти в зависимости от времени разработки.

 

    В частом 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 можно пользоваться коэффициентом выработки, также характеризующим незавершенный процесс разработки залежи.

    Коэффициент выработки b_в – это относительная величина, показывающая, какая доля балансовых запасов нефти извлекается из залежи (или части ее), не выработанной до предела экономической рентабельности разработки при вытеснении нефти различными агентами (водой, газом, взаимно смешивающимися жидкостями и т.д.):

где Q_нбв –начальные балансовые запасы нефти в объеме пласта, охваченном воздействием к данному моменту времени.

    Достигаемые фактические значения нефтеотдачи пластов месторождений с достаточно высокими проектными значениями каэффициента нефтеотдачи (более 50%) находящихся в поздней стадии эксплуатации показывают, что они являются вполне реальными.

Если представить в обобщенном виде, то при одном и том же методе разработки, при заводнении месторождений, конечная нефтеотдача пластов, как показатель в среднем, определяется на 60-70% объективными геолого-физическими условиями, существующие до начала разработки, на 25-30% применяемой системой разработки и на 5-10% технологией, условиями бурения и эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин. Относительное влияние отдельных геолого-физических факторов на нефтеотдачу пластов, хотя и не в чистом виде, отражено в табл.1 на основе статистического усреднения нефтеотдачи по месторождениям страны (на период 1989г. по 164 месторождениям) , группируемых по тому или иному признаку.

Таблица 2.1 – Достигаемы значения нефтеотдачи

Признак месторождения	Конечная нефтеотдача,%
1. Терригенные коллекторы 2. Чисто нефтяная залежь. Проницаемость пластов более 0,05 мкм2 3. Нефтяная залежь. Проницаемость пластов менее 0,05 мкм2 4. Вязкость менее 30 мПа .с, в том числе:    нефтегазовая залежь, проницаемость пла-        стов менее 0,05 мкм2   Вязкость более 30 мПа .с 5. Карбонатные коллекторы в том числе: трещиноватые трещинно-кавернозно-пористые	43   50   32   35 22     54 31

    Фактор карбонатные коллекторы очень сильный и неблагоприятный для конечной нефтеотдачи пластов, особенно трещиновато-порового типа. Самый сильный фактор для нефтеотдачи пластов – вязкость нефти. При вязкости нефти более 25-30 мПа^.с нефтеотдача при заводнении пластов становится очень низкой.

    Средние относительные темпы добычи нефти (% от запасов в год) по группам месторождений с разными основными признаками приведены в таблице 2.2

 

Таблица 2.2 - Средние относительные темпы добычи нефти

Основные признаки месторождений	Относительные темпы добычи нефти
1. Терригенные коллекторы 2. Карбонатные коллекторы трещинно-порового типа 3. Проницаемость пластов менее 0,05 мкм2 4. Нефтяные залежи 5. Нефтегазовые залежи 6. Вязкость нефти менее 10 мПа.с 7. Вязкость нефти более 30 мПа.с	7,3 4,0   2,9 8,1 3,6 7,4 2,4

    Факторы вязкость нефти, малая проницаемость пластов и карбонатность коллекторов оказывают большое влияние на темпы добычи нефти, сильно снижают их даже от уменьшенных извлекаемых запасов.

⇐ Предыдущая12345678910Следующая ⇒

Поделиться: