Материал: Физика пласта. учебное пособие. Булыгин Ю.А

13.2. Факторы, влияющие на нефтеотдачу

Нефтеотдача – отношение количества извлечённой из пласта нефти к первоначальным её запасам в пласте. Различают текущую и конечную нефтеотдачу. Под текущей нефтеотдачей понимают отношение количества извлечённой из пласта нефти на данный момент разработки пласта к первоначальным геологическим запасам. Конечная нефтеотдача – отношение количества накопленной добычи нефти в конце разработки залежи к первоначальным запасам. Вместо термина «нефтеотдача» употребляют также термин «коэффициент нефтеотдачи». Текущая нефтеотдача переменна во времени и возрастает по мере увеличения количества извлечённой из пласта нефти. Поэтому термин «коэффициент нефтеотдачи» следует применять по отношению к конечной нефтеотдаче. Текущую нефтеотдачу обычно представляют зависящей от различных факторов – количества закачанной в пласт воды при заводнении, отношения этого количества к объёму пор пласта, отношения количества извлечённой из пласта жидкости к объёму пор пласта, обводнённости продукции и просто от времени.

Рис. 12.3. Зависимость текущей нефтеотдачи η от времени t [5]

120

Из рис. 2.13. видно, что темп роста текущей нефтеотдачи пласта постоянно снижается и асимптотически приближается к предельному значению конечной нефтеотдачи. Следовательно, текущая добыча нефти также снижается.

Факторы, влияющие на нефтеотдачу, делятся на две группы: геолого-физические и технологические.

Зависимость нефтеотдачи от свойств пластовой системы и технологических условий разработки можно проследить, анализируя основные факторы, влияющие на нефтеотдачу. Обычно нефтеотдачу представляют в следующем виде:

1 2 3,

где 1 – коэффициент вытеснения;

2– коэффициент охвата пласта заводнением;

3– коэффициент охвата пласта воздействием.

Коэффициент вытеснения – отношение количества добытой из залежи нефти к её геологическим запасам, первоначально находившимся в заводнённом объёме пласта.

Коэффициент охвата залежи заводнением – отношение запасов нефти в заводнённом объёме пласта к начальным геологическим запасам нефти, находившихся в пластах, охваченным заводнением.

Коэффициент охвата пласта воздействием –

отношение начальных геологических запасов нефти в пластах, охваченных заводнением, ко всем начальным геологическим запасам нефти в разрабатываемой залежи.

Коэффициент вытеснения редко превышает 0,6-0,7 и зависит от многих факторов: проницаемости коллектора, наличия в пласте глинистых материалов, микронеоднородности, вязкости нефти, поверхностного

121

натяжения нефти на границе с водой, смачиваемости породы пластовыми флюидами, содержания в нефти асфальтосмолистых компонентов, реологических свойств нефти, а также от характеристики вытесняющего агента.

Низкая проницаемость коллектора, его микронеоднородность, наличие глин, высокая вязкость нефти, большое содержание парафина и асфальтосмолистых компонентов снижают коэффициент вытеснения.

Коэффициент вытеснения, как правило, определяется в лабораторных условиях на моделях пласта. При этом не всегда удаётся полностью соблюсти условие подобия модели реальным условиям пласта. Особенно сложно выполнить подобие физико-химических параметров. Наиболее точно коэффициент вытеснения можно определить путём бурения оценочных скважин с отбором и анализом керна из зон пласта, охваченных процессом заводнения или другим видом воздействия. В то же время до начала разработки месторождения для составления проектного документа используются, как правило, лабораторные данные.

Коэффициент охвата пласта заводнением зависит в основном от макронеоднородности коллектора, наличия трещин и других зон высокой проницаемости, через которые возможен прорыв закачиваемого агента. Этот коэффициент также зависит от соотношения вязкостей вытесняемого и вытесняющего агента, темпов отбора нефти из пласта.

Коэффициент охвата пласта воздействием зависит от плотности сетки и взаимного расположения скважин, а также от прерывистости отдельных пропластков. Расстояние между скважинами необходимо выбирать на основе анализа геологических материалов, корреляции разрезов скважин и гидродинамических исследований, например гидропрослушивания.

122

До сих пор нет единого мнения относительно влияния на нефтеотдачу физико-химических свойств пластовой системы, таких как межфазное натяжение на границе нефть – вода, характер смачиваемости породы. Нет единого мнения относительно влияния скорости вытеснения на нефтеотдачу. Ранее отмечалось, что при выборе методов повышения нефтеотдачи необходимо учитывать формы существования остаточной нефти в пласте. Остаточная нефть в пласте существует в виде следующих форм:

-капиллярно удержанная нефть;

-плёночная нефть, покрывающая поверхность породы. Эта нефть образует прочные слои, которые очень сложно разрушить;

-нефть, остающаяся в малопроницаемых зонах, не охваченных воздействием; -нефть в линзах, не вскрытых скважинами.

Основное количество нефти остаётся в низкопроницаемых тупиковых зонах, не охваченных воздействием. Вовлечение таких зон в разработку – главный резерв повышения нефтеотдачи. Для диагностирования таких зон необходимо детальное изучение геологического строения залежи различными методами: построение геологических разрезов, корреляционных схем, карт распространённости отдельных пропластков. Кроме того, очень важно проводить гидродинамические исследования межскважинного пространства путём гидропрослушивания.

Особо следует остановиться на влиянии на нефтеотдачу вязкости нефти, соотношения вязкостей нефти и вытесняющего агента, содержания в нефти парафина. Здесь существует единое мнение о том, что высокая вязкость нефти, большое содержание в нефти парафина – одно из главных препятствий на пути достижения высокой нефтеотдачи пласта.

123

13.3.Недостатки традиционного заводнения

Внастоящее время около 80 % всей нефти в РФ добывается с применением традиционной технологии холодного заводнения. Однако традиционная технология холодного заводнения нефтяных пластов практически исчерпала свои возможности. В процессе накопления огромного опыта применения холодного заводнения выявились не только возможности этого метода, но и проблемы, связанные с его применением.

Первая и основная проблема была выявлена ещё на стадии лабораторных исследований. В случае неблагоприятного соотношения вязкостей нагнетаемой и вытесняемой жидкостей, как и вследствие геологической неоднородности пластов, повышается доля неизвлечённой нефти не только в зонах, не охваченных заводнением, но и в зонах, через которые прошёл фронт воды. Было установлено, что при увеличении вязкости нефти более 30-50 мПа·с коэффициент вытеснения снижается с 0,6-0,7 до 0,3-0,4, а при вязкости нефти более 100 мПа·с холодное заводнение из-за очень низкой нефтеотдачи пласта становится неэффективным.

При применении заводнения на залежах, содержащих высокопарафинистую нефть (содержание парафина – более 5 %), при снижении температуры в пласте могут появляться кристаллы парафина. При этом нефть приобретает неньютоновские вязкопластичные свойства, приводящие к возникновению начального градиента давления, ниже которого фильтрация нефти не происходит. В результате снижается охват и нефтеотдача пласта. Все эти явления происходят при снижении температуры пласта ниже температуры кристаллизации парафина (40-50 °С).

124