Поняття про коефіцієнт вилучення нафти
Нафтовіддача (коефіцієнт вилучення нафти КІН) - відношення величини запасів до величини геологічних запасів. Залежно від численних чинників варіюється від 0,09 до 0,75 (9-75%).
У загальному вигляді коефіцієнт вилучення нафти може бути виражений як відношення кількості нафти, витягнутої на поверхню - Qзв. до балансових запасів нафти покладу Qбал.
Розмір КІН залежить від геолого-фізичних та технологічних факторів. Вона визначається літологічним складом колектора, неоднорідністю продуктивного горизонту (пласту), проникністю порід, ефективною нафтонасиченою товщиною. До фізичних факторів, від яких залежить величина КІН, слід віднести відношення в'язкості нафти до в'язкості води. способи інтенсифікації видобутку нафти та інші фактори
Кінцевий та поточний коефіцієнт
Кінцевий коефіцієнт вилучення нафтипоказує, яка частина від початкових балансових запасів може бути вилучена розробки покладу межі економічної рентабельності.
Поряд із кінцевим коефіцієнтом вилучення нафти розрізняютьпоточний коефіцієнт вилучення, рівний відношенню накопиченого видобутку з покладу або об'єкта розробки на певну дату до їх початкових балансових запасів. Залежно від стадії вивченості застосовується той чи інший із розглянутих нижче методів визначення коефіцієнта вилучення.
Застосування нових методів впливу на ласт і більш досконалоїтехнології розробки сприяє збільшенню кінцевого коефіцієнта вилучення нафти. У зв'язку з цим запаси нафти і газу, що належать до позабалансових, повинні зводитися до мінімуму. До цієї групи можуть бути віднесені запаси лише якоїсь окремої поклади родовища, якщо виявиться, що її слід розробляти самостійною сіткою свердловин, а витрати на виконання цих робіт не окупаються очікуваною продукцією, що комплексно видобувається і комплексно переробляється у вигляді вуглеводневої сировини. Але не можна виділяти позабалансові запаси як частину запасів одного покладу (на окремих ділянках її площі або вертикального розрізу), якщо розробка покладу чи родовища загалом визнається рентабельною. Нафта і газ - рухливі флюїди, і під час створення однієї частини поклади можуть рухатися флюїди й у інших її частинах. Неоднорідність пласта за площею та розрізом повинна враховуватися коефіцієнтом вилучення.
Є кілька способів розрахунку кінцевого (проектного) КІН:
1) статистичний, заснований на отриманих за допомогою багатофакторного аналізу статистичних залежностей між кінцевими КІН та визначальними його різними геолого-фізичними та технологічними факторами;
2) покоефіцієнтний, заснований на визначенні значень низки коефіцієнтів, що впливають на КІН, що враховують геолого-фізичну характеристику конкретного покладу нафти та особливостей запропонованої до впровадження системи розробки;
3) заснований на технологічних розрахунках показників кількох варіантів систем розробки, виконаних шляхом моделювання процесу фільтрації на тривимірних математичних моделях конкретного покладу нафти.
Покоефіцієнтний методважливий тому, що він найповніше розкриває фізичну сутність КІН. За цим методом кінцевий КІН зазвичайвиражається у вигляді добутку трьох коефіцієнтів - витіснення (Квит), охоплення процесом витіснення (Кохв) та заводнення (Кзав):
Коефіцієнт витіснення- це відношення кількості нафти, витісненої при тривалій інтенсивній (до повного обводнення одержуваної рідини) промиванні об'єму пустотного простору колектора, в який проникла вода, до початкової кількості балансових запасів нафти в цьому обсязі. Фактично, коефіцієнт витіснення показує граничну величину нафтовидобування, що можна досягти з допомогою даного робочої агента. Квит, як правило, визначають експериментально в лабораторних умовах на довгих зразках керна з використанням модельних пластових рідин. При задовільній вибірці керна, прийнятого для експерименту, набувають значення Квит, що характеризується високим ступенем надійності.
Коефіцієнт охопленняКохв - це відношення обсягу пустотного простору, зайнятого витісняючим агентом (охопленого процесом витіснення), до загального обсягу простору колекторів об'єкта, що вивчаються, містять нафту. Цей коефіцієнт характеризує частку порід-колекторів, що охоплюються процесом фільтрації за даної системи розробки. Кохв можна розрахувати за картами поширення колекторів площею поклади (всіх і заповнюваних витісняючим агентом) виходячи з емпіричних статистичних залежностей коефіцієнта охоплення від щільності сітки свердловин чи підставі аналогії з подібними покладами нафти.
Коефіцієнт заводненняКзав. характеризує втрати нафти обсягом, охопленому процесом витіснення через припинення її видобутку з економічних міркувань при обводненості продукції свердловин менше 100 %. Він залежить від ступеня неоднорідності пласта по проникності, співвідношення в'язкості нафти івитісняючого агента, прийнятої граничної обводненості продукції, що видобувається. Надійних методів розрахунку КЗАВ не створено. Зазвичай він оцінюється або за емпіричними формулами, що враховують параметри, що впливають на нього, або приймається експертно. Розрахунок КІН, виконаний покоефіцієнтним чи статистичним методами, нерідко допускає суб'єктивізм та невизначеність. Це викликано як безліччю факторів, що впливають на КІН, і неможливістю повного їхнього обліку, так і відсутністю надійних методів визначення ступеня впливу кожного з них. Зокрема, дуже сильно впливає на кінцевий КІН відповідність системи розробки, що застосовується, конкретним геолого-фізичним умовам.