При визначенні коефіцієнтів нафтовіддачі по заводним частинам покладів часом беруться в
Нафтовіддача пластів
При визначенні коефіцієнтів нафтовіддачі по заводним частинам покладів у ряді випадків беруться до уваги середні дані по пласту, а чи не параметри тієї частини поклади, не більше якої здійснюється заміщення нафти водою. У результаті коефіцієнт нафтовіддачі не відповідає об'єкту, який зазнав заводнення.
Численними дослідженнями встановлено, що периферійні ділянки покладів, зазвичай, характеризуються нижчими значеннями параметрів пласта, ніж центральні підняті ділянки. У занурених частинах структур пористість, проникність та нафтонасиченість порід значно слабші. Отже, нафтовіддача по периферійних ділянках має бути нижчою, ніж середня за пластом. Тому отримані по заводним частинам коефіцієнти нафтовіддачі у деяких випадках завищені.
Точність величин коефіцієнта нафтовіддачі залежить від достовірності величин, що входять до формули підрахунку запасів об'ємним методом, зокрема ефективної потужності пласта, коефіцієнта нафтонасичення та інших параметрів.
Нафтонасиченість змінюється площею від центру до периферії від 90 до 60%. Ця закономірність має значення для платформних умов, що характеризуються наявністю великих розмірів водоплавних частин покладів. Коли досліджується нафтовіддача периферійних частин покладу, до розрахунку треба брати не середню, а конкретну величину нафтонасиченості, що характеризує цю частину покладу.
Для визначення нафтонасичених потужностей порід і разом з тим і коефіцієнта нафтовіддачі велике значення має точне відбиття водо-нафтового контакту (ВНК), з яким пов'язана найбільша площа на межі нафти та води. Для середніх розмірів нафтових покладів української платформи помилка у відбиванні ВНК на 1 м спотворює величинувидобуваних запасів на 500-700 тис. тонн, а великих родовищ - кілька десятків мільйонів тонн.
Сучасні методи визначення ВНК недостатньо точні. Коливання його позначок найчастіше викликані літологічною мінливістю пластів, що містять нафту. Особливо скрутна точна відбивка ВНК з розрізами малопотужних пластів, коли за різної проникності пластів виходять неоднозначні електрометричні показники, що ускладнюють інтерпретацію при випробуванні розвідувальних свердловин і спостереження за появою води в експлуатаційних свердловинах в процесі розробки родовища не можна отримати точної позначки. Найбільш надійні промислово-геофізичні та радіометричні методи. Однак і вони ще не забезпечують необхідної точності визначення положення ВНК.
Необхідно продовжувати дослідження ВНК до отримання можливо більш точної його відбиття головним чином геофізичними та радіометричними методами.
Великий вплив зниження кінцевої нафтовіддачі надає недосконалість методів розробки водоплавних частин нафтових покладів. У ряді випадків при проходженні свердловин, щоб отримати безводну нафту, перфорація виробляється вище водоносних пісковиків на 3-5 м. В результаті нафтонасичені пропластки, що залягають у нижніх частинах пластів, на межі нафти та води можуть залишатися значною мірою невиробленими.
Ця обставина має серйозне значення як фактор, що знижує коефіцієнт нафтовіддачі для переважної більшості платформних покладів, у яких значні запаси нафти зосереджені у водонафтових зонах. Так, наприклад, у Ромашкіному нафтові поклади всієї площі родовища на 90,5% підстилаються водою.
Американці вважають, що досягнутий ними коефіцієнт нафтовіддачі при первинних методах видобутку нафтивсім продуктивним пластам США становить 35% від геологічних запасів, причому вони стверджують, що вищу віддачу (в середньому) первинними методами видобутку отримати не можна. Вони вказують, що нафтові пласти з режимом розчиненого газу за найкращих технологічних методів розробки можуть забезпечити сумарний відбір від 10 до 25%. У продуктивних пластах, з, пружноводонапорним режимом коефіцієнт сумарної нафтовіддачі, на їхню думку, може змінюватися в ідеальних умовах від 35 до 75%.
Якщо американці говорять про середній фактично досягнутий коефіцієнт віддачі в 0,35, то фахівці України вважають, що в Україні середній кінцевий коефіцієнт нафтовіддачі становить приблизно 0,45-0,5. Проте наукові дослідження, що свідчать про повноту вилучення нафти у різних геологічних умовах, ще недостатні.
Як в США, так і в Україні цілком чітко виділяються група низьких коефіцієнтів віддачі, що виходять при розробці нафтових покладів з режимом розчиненого газу, і група більш високих коефіцієнтів нафтовіддачі, що досягаються в результаті вироблення покладів з пружноводонапірним режимом.
Середній коефіцієнт нафтовіддачі загалом країні залежить від таких основних факторов: 1) від співвідношення видобутку нафти на родовищах з пружноводонапірним режимом і режимом розчиненого газу, і навіть від частки видобутку важкої нафти, під час експлуатації яких виходить низька отдача; 2) від рівня розвитку методів підтримки пластових тисків та вторинних методів видобутку; 3) за інших рівних умов від розміщення та щільності свердловин при розробці.
У 1960 р. приблизно 72-73% загальносоюзного видобутку нафти посідає родовища з пружноводонапірним режимом. За родовищами США таких даних ми маємо.
За той же рік видобуток нафти зпідтримкою пластового тиску та із застосуванням вторинних методів у СРСР досягла 65%, у той час як у США вона склала лише 28-30%. Зазначені сприятливі співвідношення, що склалися у СРСР у напрямку розробки родовищ та видобутку нафти, вплинули підвищення нафтовіддачі.
Можна припустити, що й найближчими роками питомий вег видобутку нафти із покладів із упруговодонапорним режимом збережуться лише на рівні приблизно 70-75%. Видобуток нафти з пластів, що розробляються за допомогою пластового тиску, до 1980 р. значно збільшиться; зросте також видобуток важких нафт, що дещо вплине зниження середнього коефіцієнта нафтовіддачі. У деяких районах будуть розроблятися глибокі горизонти, в яких слід припускати закономірне зниження проникності порід та в ряді випадків наявність покладів нафти з режимом розчиненого газу, що також вплине на зниження середнього коефіцієнта нафтовіддачі.
Для прогнозування динаміки коефіцієнта нафтовіддачі на тривалий період, крім знання фактично досягнутих величин його в різних геологічних умовах, необхідні детальні розрахунки по ряду груп родовищ та знання багатьох факторів, що впливають на нафтовіддачу, зокрема, велике значення має знання потенційних можливостей методів підтримання тиску на нафтовіддачу .
Американці Робертс і Вокер, посилаючись на накопичені матеріали про можливості та застосування різних методів підтримки пластового тиску, вважають, що максимальне значення коефіцієнта сумарної нафтовіддачі буде не більше 60%. Однак це може бути досягнуто, заявляють вони протягом наступних 50 років. З цією їхньою думкою не можна погодитися. Нам видається, що наукові дослідження в цій галузі дозволять обґрунтувати і досягти значно більшого вилучення нафти.