Коефіцієнт нафтовилучення та чинники, що на нього впливають

Коефіцієнт вилучення нафти (КВН) або коефіцієнт нафтовіддачі, який визначається як відношення кількості видобутої нафти до початкових її запасів у покладі, залежить від багатьох факторів:

- фізичних властивостей порід та пластових флюїдів;

- режиму роботи покладу;

- показників (системи) розробки родовища (щільності розміщення свердловин та їх взаємного розташування, темпу та порядку введення їх в експлуатацію, інтенсивності відбирання флюїду з пласта та ін.);

- характеристики агента, який витісняє нафту, та ступеня охоплення покладу цим агентом.

Отже, КВН для родовищ з однаковими режимами роботи можуть бути різними.

Найбільш високі КВН під час водонапірного режиму, оскільки нафта витісняється водою, в'язкість якої в пластових умовах може бути більшою від в'язкості нафти та в багато разів перевищувати в'язкість газу.Чим більша в'язкість агенту, який витісняє нафту, від в'язкості нафти, тим більший КВН.

При газонапірному режимі КВН дещо менший від такого ж при водонапірному режимі, оскільки нафта витісняється газом, в'язкість якого значно менша від в'язкості нафти. Окрім того, газ не змочує породу. Правда, в пластах, які залягають круто, можна, завдяки витісненню нафти газом, досягти значних КВН.

Відповідно до статистичних даних, вважають, що залежно від режимів роботи за умови сприятливості інших факторів, КВН можуть досягти:

- під час водонапірного режиму - 0,5 - 0,8;

- під час газонапірного режиму - 0,4 - 0,7;

- під час режиму розчиненого газу – 0,2 - 0,3;

- завдяки пружному режиму - 0,02 - 0,05;

- завдяки гравітаційному режиму - до 0,01.

Оскільки напірні режими роботи покладів характеризуються звичайно не тільки високими КВН, але і високими рівнями видобутку та порівняно невисокими термінами розробки покладів, то в промисловій (інженерній) практиці вже на ранній (початковій) стадії розробки родовища важливо визначити потенційні природні можливості режимів покладу і, на основі цього, правильно запроектувати загальну схему розробки родовища, Необхідно для цього встановити характер джерел пластової енергії, можливості використання природної енергії чи необхідність штучного поповнення цієї енергії шляхом нагнітання в поклад того чи іншого робочого агенту для створення ефективного режиму (перш за все водонапірного).

Ефективність заводнення визначається такими показниками, як:

- коефіцієнт дренування (η_др);

- коефіцієнт охоплення пластів заводненням (η_ох);

- коефіцієнт витіснення нафти водою з пористого середовища (η_вит).

Нафтовіддача (коефіцієнт вилучення нафти - КВН) визначається як добуток цих трьох коефіцієнтів, а в кожний з цих трьох коефіцієнтів вкладається певний змістовий сенс:

η_др - визначає долю загального нафтонасиченого об'єму, в якому забезпечена фільтрація рідин даною системою свердловин, і він виражається відношенням:

(8.1)

η_ох - визначає частину (долю) зайнятого (охопленого) водою пласта в нафтонасиченій частині пласта, яка дренується. Виражається відношенням:

(8.2)

η_вит - визначає ступінь заміщення нафти водою в пористому середовищі в зоні, яка охоплена водою.

(8.3)

де ρ_п.н.в - початкова насиченість водою;

ρ_н.зал - залишкова насиченість нафтою в зоні, яка зайнята водою.

На основі досвіду заводнення та теоретичних досліджень можна вказати на ряд факторів, що впливають на показники ефективності розробки.

1 На коефіцієнт дренування покладів впливає:

- розчленованість, монолітність (перервність), скиди пластів;

- умови залягання нафти, газу та води в пластах;

- розміщення та щільність свердловин;

- розміщення видобувних та нагнітальних свердловин відносно границь виклинювання пластів;

- система заводнення родовища;

- градієнт тиску для неньютонівських нафт;

- стан присвердловинних зон пластів, як наслідок якості розкриття пластів та змін, що наступили під час експлуатації.

Коефіцієнт дренування звичайно визначають за даними дебітометрії та витратометрії, завдяки яким встановлюється наявність чи відсутність припливу нафти з гідродинамічно ізольованих лінз та прошарків.

Визначенню цього коефіцієнта може слугувати інтерпретація геологічних карт та профілів (розрізів).

2 На коефіцієнт охоплення пластів заводненням впливає:

- макронеоднорідність пластів (шаруватість, загальна зміна властивостей);

- тип колектору (гранулярний, тріщинний, кавернозний);

- співвідношення в'язкостей нафти і води, що її витісняє.

Коефіцієнт охоплення заводненням визначається розрахунками на математичних моделях пласта процесу заводнення та за емпіричними формулами на складних фізичних моделях пласта.

3 На коефіцієнт витіснення нафти водою впливає:

- мікронеоднорідність пористого середовища (в якійсь мірі - середня проникність);

- змочуваність поверхні пор (ступінь гідрофільності чи гідрофобності);

- міжфазний натяг між нафтою та водою, що її витісняє.

Коефіцієнт витіснення в реальних умовах - це частина (доля) початкового об'єму нафти, яка витісняється з ділянок пласта, що охоплені робочим агентом (водою, розчином ПАР, розчином полімеру, парою, газом та ін.). Ця величина визначається залишковою нафтонасиченістю, під час досягнення якої фазова проникність для нафти стає рівною нулю.

Очевидно, що для ефективного застосування того чи іншого методу вилучення залишкових запасів нафти необхідно твердо знати, завдяки якому фактору і на скільки зменшилась ефективність заводнення. Очевидно, що ці методи повинні підбиратися і обґрунтовуватися з точки зору системи розробки та технології, виходячи з тих факторів, які знизили показники заводнення.

Більша (значна) частина цих факторів належить до категорії керованих. Тому на перший погляд здається, що дуже просто і доступно діяти на залишкову нафту, якщо її формування зумовлено переважно керованими факторами, до яких належать:

- розташування видобувних та нагнітальних свердловин відносно границь виклинювання;

- стан присвердловинних зон пластів;

- співвідношення в'язкостей нафти і води;

- міжфазний натяг між нафтою і водою, що її витісняє;

- змочуваність поверхні пор.

Але під час заводнення від діяльності людини залежать фактично тільки два перші керовані фактори. Решта керованих факторів вимагають фізико-хімічних чи інших методів дії на пласт.

До некерованих факторів, які впливають на ефективність заводнення, належать:

- розчленованість, перервність, тектонічні порушення;

- умови залягання пластових флюїдів;

- тип колектора (гранулярний, тріщинний, кавернозний);

- макронеоднорідність пластів (шаруватість, зональна зміна властивостей);

- мікронеоднорідність порового середовища;

- наявність газових шапок та широких водонафтових зон.

Високі значення кінцевого нафтовилучення пластів під час заводнення вказують на сприятливий збіг обставин, що впливають на окремі показники ефективності процесу.

Сприятливими факторами високого нафтовилучення є монолітність пластів, відсутність газових шапок та широких водонафтових зон, наявність високопористого піщаного колектора, мікрооднорідність та гідрофільність поверхні пористого середовища, низьке відношення в'язкостей нафти і води, що цю нафту витісняє.

За всіх своїх позитивних якостей метод заводнення не в стані забезпечити високий кінцевий ступінь вилучення нафти із зон пласта, які охоплені процесом. З метою підвищення нафтовилучення необхідно застосувати такі методи, які здатні ефективно впливати на розсіяну нафту, що залишилась в цих заводнених пластах.

Необхідно розглянути основні сили та процеси, що зумовлюють утримання та перерозподіл залишкової нафти після заводнення та можливість їх подолання на практиці.

Основні сили, які діють у пласті, що насичений двома або більше фазами, наступні: поверхневі, в’язкісні, гравітаційні та пружні.

Поверхневі та капілярні сили створюють на границі рідких фаз у пористому середовищі (на менісках) тиск від 0,01 до 0,3 МПа. Напрямок дії та величина поверхневих сил визначаються переважно змочуваністю породи одною з фаз, що її насичують, та мікронеоднорідністю пористого середовища (різними розмірами пор та порових каналів). Тому змочуваність та мікронеоднорідність пласта - це найбільш важливі характеристики, які впливають на кількість, розподіл та умови руху (пересування) залишкової нафти.

В'язкісні сили (гідродинамічний опір) пропорційні в'язкості нафти. Тому можливе утворення застійних зон. У процесах переформування насиченості пластів нафтою та водою їх вплив незначний. Але в умовах малих швидкостей фільтрації можливі відхилення від закону Дарсі, завдяки виникненню початкового градієнту зсуву, що може значно збільшувати сили опору і зумовлювати втримання нафти.

Гравітаційні сили створюють постійно діючий градієнт тиску, який чисельно дорівнює різниці густин нафти, газу і води. Його величина може складати (0,1-10) МПа/м, а його дія призводить до випливання нафти над водою чи газу перед нафтою.

Пружні сили в пластах проявляються під час зниження пластового тиску і викликають зменшення розмірів пор, зімкнення тріщин і, завдяки цьому, сприяють збільшенню залишкової нафтонасиченості.

Збільшення ступеня вилучення нафти з надр можна забезпечити використанням механізмів, які в тій чи іншій мірі переборюють сили, що утримують нафту в пласті шляхом зміни властивостей пластів, витіснення пластових флюїдів агентами, що нагнітаються в пласти.