Коэффициент извлечения нефти

Начальные извлекаемые запасы нефтизалежи Q _изв равны произведению величин начальных геологических запасов Q _геол и конечного коэффициента извлечения КИН:

Q _изв = Q _геол КИН

КИН = Q _изв / Q _геол

КИН = К _выт К _охв, где

К _выт – коэффициент вытеснения нефти водой;

К _охв – коэффициент охвата пласта процессом вытеснения.

Под коэффициентом вытеснения К _выт понимается отношение количества нефти, вытесненного при промывке коллектора рабочим агентом (водой) к начальному количеству нефти в этом коллекторе. Оценку К _выт производят в лабораторных условиях по керну. Предварительно в каждом образце создается остаточная водонасыщенность методом капилляриметрии, после чего производится насыщение модели пласта нефтью.

Рис.14. Зависимость коэффициента вытеснения нефти от коэффициента подвижности. Пласт Бш. Дороховское месторождение (Пермский край)

Перед процессом непосредственного вытеснения модель выдерживается при термобарических условиях, близких к пластовым. Закачка воды в модель пласта ведется при скоростях, близких к реальным, до полного отсутствия нефти в вытесняемой жидкости и производится обычно в количестве 20-30 поровых объемов.

Для месторождений Пермского края обоснованы и длительное время успешно опробованы надежные методики оценки К _выт как опытным путем в лабораторных условиях по керну, так и на основе установленных для различных типов залежей и районов логарифмических функциональных зависимостей вида:

К _выт = A l n (k/m _о) + B [9], где

k – проницаемость коллектора; m _о – относительная вязкость нефти, численно равная отношению вязкостей нефти m _н и воды m _в.

Пример зависимости коэффициента вытесне0ния К _выт от коэффициента подвижности k/m приведен на рис.14.

Под коэффициентом охвата вытеснением К _охв понимается отношение объема коллекторов, охваченных процессом вытеснения нефти, к общему объему коллекторов, содержащих нефть. На величину К _охв, помимо геологических факторов, в большей мере влияют технологические факторы, характеризующие систему разработки залежи (плотность сетки скважин, фонд добывающих и нагнетательных скважин, система разработки залежи, объемы отборов и закачки и др.). В настоящее время нет надежных методов прямой оценки К _охв, в связи с этим при проектировании его величину обычно оценивают обратным счетом:

К _охв= КИН / К _выт

При использовании данного метода К _выт оценивается либо по лабораторным данным, либо по зависимости К _выт= f (k/m _о). Величина проектного КИН может быть оценена на основе расчетов гидродинамического моделирования. Система разработки считается приемлемой, если расчетное значение К _охв >0,8.

При подсчете начальных извлекаемых запасов нефти залежей, вводимых в разработку, также как и при пересчете запасов разрабатываемых залежей начальные геологические запасы умножаются на проектный коэффициент извлечения нефти, обоснованный технико-экономическими расчетами. Этот КИН используется при проектировании разработки залежей, планировании развития нефтедобывающей промышленности и т. п.

Наряду с проектным КИН различают текущий коэффициент извлечения нефти, равный отношению накопленной добычи из залежи или объекта разработки на определенную дату к их начальным геологическим запасам. По мере выработки запасов величина текущего коэффициента извлечения нефти планомерно приближается к проектному КИН.

7.2. Методы определения проектных коэффициентов извлечения нефти

Величина проектного КИН зависит от комплекса геолого-физических факторов и определяется литологическим составом коллектора, неоднородностью продуктивного пласта, проницаемостью пород, эффективной нефтенасыщенной толщиной и др. К определяющим величину КИН факторам, в первую очередь также необходимо отнести относительную вязкость нефти по воде m_о, численно равную отношению вязкостей нефти m_н и вытесняющего агента – воды m_в. Чем больше m_о тем лучше фильтрация нефти по пласту и вытесняющая способность воды. На величину КИН оказывают влияние природный режим залежи. Кроме этого КИН определяется технологией разработки, т.е. плотностью сетки добывающих скважин, методами и способами интенсификации добычи нефти, реализацией системы поддержания пластового давления ППД и т.п.

При подсчете запасов после завершения разведки и при пересчете запасов составляется технико-экономическое обоснование коэффициента извлечения нефти ТЭО КИН. В этом документе обосновывается выбор оптимального варианта системы разработки по результатам технико-экономических расчетов нескольких вариантов. Для каждого варианта рассчитываются коэффициент извлечения и другие показатели разработки. Принимается КИН того варианта, который наиболее рационален с учетом наиболее полного извлечения запасов и технико-экономических показателей разработки.

На открытых залежах, по завершению поискового этапа, а также на стадии оценки, когда данных еще недостаточно, расчет КИН может быть обоснован на многомерных статистических моделях. Статистический метод особенно эффективен для территорий с длительным опытом разработки месторождений, где можно выделить большое количество залежей аналогов со сходными геолого-технологическими характеристиками. Статистические модели оценки КИН могут быть реализованы для схожих типов эксплуатационных объектов и территорий со сходными геолого-технологическими условиями. В качестве примера здесь можно привести успешно апробированную в условиях Пермского края зависимость оценки КИН длятерригенных визейских залежей (разрабатываемых с системой ППД) [4]:

КИН = -0,615 + 0,0039 h _н + 2,04 К _п + 0,0090 P _b - 0,000272 S _{скв-птд} + 0,000243 G + 0,0322 ПР + 0,0018 СКВ _н-птд + 0,641 К _выт при R=0,71.

Диапазоны варьирования величин показателей, при которых можно выполнять расчеты: нефтенасыщенная толщина продуктивного пласта h _н – от 1 до 30 м; пористость К _п – от 0,11 до 0,24 д.е.; давление насыщения нефти P _b – от 4,5 до 17,5 МПа; начальное газосодержание нефти G – от 7 до 270 м³/т; плотность сетки скважин в проектном документе S _{скв-птд} – от 7,2 до 60 Га/скв.; содержание парафина ПР – от 1,7 до 9,8 %; проектный фонд нагнетательных скважин СКВ _н-птд – от 1 до 20 шт.; коэффициент вытеснения нефти К _выт – от 0,51 до 0,71 д.е.

Альтернативным является покоэффициентный метод, в котором проектный коэффициент извлечения нефти определяется по формуле:

КИН = К _выт К _охв К _з, где

К _выт – коэффициент вытеснения нефти водой; К _охв – коэффициент охвата пласта процессом вытеснения; К _з – коэффициент заводнения.

Коэффициент заводнения характеризует потери нефти в объеме, охваченном процессом вытеснения, из-за прекращения ее добычи по экономическим соображениям при предельно высокой обводненности продукции (обычно принимается от 95 до 99%). Недостатком покоэффициентного метода является невозможность достоверно учесть в расчетах величину К _охв, что затрудняет использование данного метода при решении реальных практических задач.

В настоящее время обоснование КИН проводится, как правило, на геолого-технологических (гидродинамических) моделях. Их геологическая часть включает трехмерное геологическое представление залежи в виде цифровой модели. Технологическая часть включает полную информацию по эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин (интервалы перфорации, ввод в эксплуатацию, история работы во времени и т.д.)