Причем различают конечный, текущий и проектный коэффициенты нефтеотдачи

Под текущим коэффициентом нефтеотдачи (текущей нефтеотдачей) понимается отношение добытого из пласта количества нефти па определенную дату к балансовым (геологическим) ее запасам. Текущая нефтеотдача возрастает во времени по мере извлечения из пласта нефти. Конечный коэффициент нефтеотдачи - это отношение извлеченных запасов нефти (добытого количества нефти за весь срок разработки) к балансовым запасам. Проектный коэффициент нефтеотдачи отличается от конечного (фактического) тем, что он обосновывается и планируется при подсчете запасов нефти и проектировании разработки.

Следует обратить внимание и на то, что в последние 15 лет усилилась тенденция снижения не только среднего проектного коэффициента извлечения нефти (далее – КИН), в том числе месторождений, которые успешно разрабатывались с применением заводнения в 1960-70-х годах ХХ века. Происходит также существенное снижение проектного КИН, который к настоящему времени снизился до 28%, что на 25% меньше среднего. Это объясняется не ухудшением структуры запасов и увеличением доли их трудноизвлекаемой части, а тем, что для разработки таких запасов не применяются современные методы увеличения нефтеотдачи - тепловые, газовые, химические, микробиологические. Хотя они способны обеспечить нефтеотдачу нередко превышающую при разработке месторождений с активными запасами методом заводнения.

Среднее значение мирового коэффициента извлекаемых запасов нефти составляет 0,35÷0,45, по Латинской Америке (в среднем) составляет 0,17, на Ближнем Востоке 0,25÷0,28,среднероссийский отраслевой показатель составляет 30 - 35%

Точность величин коэффициента нефтеотдачи зависит от достоверности величин, входящих в формулу подсчета запасов объемным методом, в частности от эффективной мощности пласта, коэффициента нефтенасыщения и других параметров.

Объемный метод подсчета запасов подразделяется на несколько вариантов: собственно объемный, объемно-статистический, метод изолиний, объемно-весовой и гектарный методы.

Для производства работ по подсчету запасов нефти и газа объемным методом проводится детальная корреляция разрезов скважин, на основании которой выявляется детальное строение залежей и месторождения в целом.

Этот метод применим к сводовым залежам, как правило, несложного строения.

Суть метода заключается в определении объема ловушки, в которой заключена залежь УВ и определении объема порового пространства залежи, занятого углеводородами в пластовых условиях.

При расчете запасов УВ в целом по месторождению суммируются запасы УВ по каждой залежи. Как правило, границы залежей и их параметры характеризуются собственными фактическими данными и существенно отличаются друг от друга. Нередко в одном месторождении встречается несколько залежей, отличающихся литологией продуктивных пластов (терригенные или карбонатные пласты), коллекторскими свойствами (однородные пласты либо с замещением коллекторов глинами), степенью насыщенности УВ ловушки (коэффициент заполнения ловушки: 1,0; 0,5; 0,3; и т.д.), свойствами нефти (легкой газонасыщенной, плотной высоковязкой, легкой, но парафинистой и т.д.) и др.

Для примера рассмотрим формулу расчета запасов нефти соб­ственно объемным методом для сводовой залежи простого строения (на ненарушенной структуре):

Qr = F*h _эф * m*γ*в*f,

где Qr - геологические запасы нефти в тоннах

F - площадь нефтеносности, м² (по ВНК);

h_эф - эффективная нефтенасыщенная мощность, м;

m - открытая пористость, доли единицы;

γ - плотность нефти, кг/м³;

в - нефтенасыщенность, доли единицы;

f - коэффициент усадки, доли единицы (поправка для пере­вода объема нефти пластовых условий в поверхностные).

Q_m = Q_r × К_н,

где Q_m — извлекаемые запасы нефти;

К_н — коэффициент нефтеотдачи