Нефтеотдача при различных режимах работы пласта

Коэффициент нефтеотдачи — главный показатель полноты из­влечения нефти из пласта[2].

Получение максимального его зна­чения — одна из основных задач рациональной разработки неф­тяных месторождений. На коэффициент нефтеотдачи влияют многие факторы, в частности режим работы пласта, применяемая система разработки, а также физические свойства нефти и воды. В неоднородном пласте коэффициент нефтеотдачи меньше, чем в однородном по мощности и однородном по проницаемости.

Поскольку при снижении пластового давления ниже давления насыщения вязкость нефти увеличивается, а фазовая проницаемость для нефти уменьшается, то уменьшается и коэффициент нефтеотдачи. Количественное представление об изменении нефте­отдачи в зависимости от вязкости нефти показано на рис. 1.3, а зависимость ее от содержания остаточной (связанной) воды — на рис. 1.4. При 50%-ной насыщенности пласта вода прорывается к эксплуатационным скважинам мгновенно. Фронт вытеснения нефти не возникает и движущийся вал ее не образуется. Поэтому нефтеотдача к моменту прорыва фронта вытеснения нефти по су­ществу не увеличивается.

Усадка нефти, количество свободного газа, находящегося в пласте, также влияют на коэффициент нефтеотдачи. С одной стороны, выделившийся из раствора газ может занять часть пор, ранее занятых нефтью, и способствовать дополнительному ее извлечению из пласта при заводнении (эффект замещения), а с другой — присутствие свободного газа вызывает изменение проницаемости пористой среды для движущихся жидкостей. Эффект замещения — единственный фактор, который положительно влияет на нефтеотдачу пласта. Наконец, коэффициент нефтеотдачи зависит от параметров, характеризующих процесс вытеснения: коэффициента охвата, коэффициента полноты вытеснения и коэф­фициента эффективности вытеснения.

При водонапорном режиме коэффициент нефте­отдачи

(1.1)

где s_К0Н— коэффициент вытеснения, обусловливающий конечную нефтеотдачу пласта; К_ох — коэффициент охвата, характеризу­ющий степень заполнения порового объема залежи вытесняющим агентом в процессе разработки.

Коэффициент нефтеотдачи зависит от скорости вытеснения нефти водой: для одних пластов одна и та же скорость может оказаться достаточной, для других, в зависимости от свойств нефтесодержащих пластов и пластовых жидкостей, недостаточной. Иначе говоря, для каждого пласта существует критическая скорость вытеснения нефти водой, выше которой коэффициент нефтеотдачи уменьшается. Такая же картина наблюдается при вы­теснении нефти из трещиноватых и трещиновато-пористых кол­лекторов.

По данным некоторых исследователей нефтеотдача чисто трещиноватого коллектора значительно меньше значения ее для трещиновато-пористой среды. Она зависит в дополнение ко всему прочему от густоты трещин, их раскрытости, структуры порового пространства.

Нефтеотдача трещиноватой среды при режиме растворенного газа зависит от количества газа, выделяющегося из нефти в еди­ницу времени, или от темпа снижения давления. Характер этой зависимости противоречит существующим представлениям для пористых сред; в трещиноватой среде при увеличении темна истощения залежи нефтеотдача возрастает. Такое явление объяс­няется, по-видимому, разным характером проявления капил­лярных и гравитационных сил.

Более или менее точных методов определения коэффициента нефтеотдачи нет. Пока неизвестно максимально возможное его значение при различных режимах эксплуатации. По этому поводу существуют различные мнения, основанные на геолого-промысло­вых характеристиках, данных исследования и анализа разработки залежи. Большинство исследователей предполагают, что на совре­менном уровне развития технологии нефтедобычи максимальный коэффициент нефтеотдачи при наиболее благоприятном режиме и рациональной системе разработки с поддержанием пластового давления может быть доведен до 0, 7—0, 8. Так, например, по дан­ным ТатНИПИнефть, по результатам бокового электрического зондирования, а также по данным комплекса исследований, проведенных по специально пробуренным оценочным скважинам на Бавлинском месторождении, коэффициент нефтеотдачи пласта в выработанной части залежи на некоторых участках достигал 0, 6—0, 7.

Для изучения коэффициента нефтеотдачи пласта проводятся большие исследования на разрабатываемых нефтяных месторожде­ниях Советского Союза. В зонах, где контур нефтеносности уже продвинулся, и нефть заменена водой, бурят специальные оце­ночные скважины, отбирают керны из продуктивной части пласта и проводят весь комплекс промыслово-геофизических исследований скважин.

Согласно экспериментальным и промысловым исследованиям установлено, что при прочих одинаковых условиях водонапорные режимы характеризуются наиболее высоким коэффициентом неф­теотдачи. Это объясняется большой эффективностью промывки нор водой. При наличии на стенках поровых каналов остаточной воды наблюдается еще большее повышение нефтеотдачи при вытеснении нефти водой. Вследствие гидрофильности продук­тивных горизонтов вода под действием капиллярных сил вса­сывается в мелкие поры и вытесняет нефть в крупные. Такой механизм обусловливает большую эффективность вытеснения нефти водой, чем газом, который является несмачивающейся фазой. Кроме того, при вытеснении нефти водой достигается высокая нефтеотдача также и из хорошо проницаемых поровых каналов, в то время как вытеснение нефти газом происходит сначала из самых крупных поровых каналов, так как капилляр­ные силы стремятся удержать нефть в мелких порах.

При газонапорных режимах коэффициенты нефтеотдачи не­сколько ниже, чем при водонапорных. Еще меньшими коэффи­циентами нефтеотдачи характеризуются гравитационные режимы. Наиболее низкие коэффициенты присущи режиму растворенного газа. Такая последовательность позволяет сделать некоторые существенные выводы. В частности, легко заметить, что напорные режимы вообще, а водонапорные в особенности, наиболее эффек­тивны. Они обеспечивают наиболее высокие уровни текущей добычи из залежи и в среднем за весь срок ее разработки. По этой причине сроки разработки залежи уменьшаются, небольшие же сроки разработки ускоряют оборот основных фондов. Эти режимы гарантируют наиболее полное извлечение из недр естественных богатств. Поэтому при известных условиях часто выгодно изменить естественный режим пласта и принудительно создать в нем либо водонапорный, либо газонапорный. Как известно, такой прину­дительный переход достигается закачкой воды или нагнетанием газа в пласт, т. е. применением методов поддержания пластового давления. В этом случае можно перевести менее эффективный режим в более эффективный, причем почти сразу же после их внедрения. Так, например, если с самого начала разработки пласта при режиме растворенного газа сразу же начать эксплуа­тировать ряд нагнетательных скважин, вдоль которого поддержи­вается начальное давление, то понижение дебитов в эксплуата­ционных скважинах будет наблюдаться лишь в течение сравни­тельно небольшого начального периода разработки. Затем зна­чение их более или менее стабилизируется. Иначе говоря, процесс вытеснения газированной нефти водой через некоторое время по характеру приближается к вытеснению несжимаемой нефти водой.

Принудительный перевод упругих водонапорных режимов на гравитационно-водонапорные имеет то преимущество, что удлиняет период фонтанирования скважин по крайней море на все время их безводной эксплуатации. Это обстоятельство в большин­стве случаев компенсирует расходы, затрачиваемые на проведе­ние метода поддержания пластового давления, и повышает его экономическую эффективность.