технологических факторов
– от реализуемой системы
разработки конкретной залежи, на которой в процессе разработки
могут применяться системы, от естественного проявления процес-
сов при добыче нефти до новейших методов повышения нефтеиз-
влечения (режима работы пласта, количество добывающих и нагне-
тательных скважин, их взаимное расположение, расстояние между
скважинами и рядами, плотности сетки скважин, применение мето-
дов повышения нефтеотдачи);
– от
технико-экономических
показателей –
реализуемой си-
стемы разработки
(экономического состояния и развития отрасли
и страны в целом, удаленность от экономически развитых районов,
транспортной обеспеченностью, наличием человеческих ресурсов
и др.).
22
Коэффициент извлечения нефти КИН равен произведению ко-
эффициента вытеснения (η
в
) на коэффициент охвата (η
охв
).
Коэффициент вытеснения
равен отношению объема вытес-
ненной нефти из образца породы при бесконечной (длительной)
промывке к первоначальному ее объему в этом образце, т.е. при об-
воднении выходящей продукции практически до 100 %. Он зависит
от проницаемости, структуры пустотного пространства, физико-
химических свойств нефти и вытесняющего агента, причем между
коэффициентом вытеснения и проницаемостью пласта прослежива-
ется тесная корреляционная связь.
Коэффициент вытеснения нефти водой или какими-либо реа-
гентами η
в
определяется несколькими способами. Наиболее досто-
верный, но вместе с тем трудоемкий метод получения результатов –
по лабораторным исследованиям процесса вытеснения нефти на
моделях, составленных из реальных образцов керна продуктивных
пород и с использованием нефти конкретного месторождения. По-
скольку продуктивным пластам присуща изменчивость коллектор-
ских свойств по площади и разрезу, определение значений η
в
долж-
но производиться на образцах, равномерно освещающих залежь или
продуктивный пласт с реальным диапазоном изменения коэффици-
ента проницаемости. Для высокопроницаемых пластов коэффици-
ент вытеснения может достигать 0,8–0,90, в малопроницаемом кол-
лекторе он может быть вдвое меньше.
Широко используется метод оценки коэффициента вытеснения
по эмпирическим формулам, полученным для объектов разработки
Пермского края [12]:
– терригенный коллектор:
пр
в
н
0,0366 ln
0,7383,
K
(2.9)
– карбонатный коллектор:
пр
в
н
0, 0280 ln
0, 6742,
K
(2.10)
где
K
пр
– проницаемость, мкм
2
; μ
н
– вязкость нефти, мПа∙с.
23
Коэффициент вытеснения при разработке залежи можно также
оценить по геофизическим исследованиям путем сопоставления и
анализа результатов начальной и текущей нефтенасыщенности по-
род, т.е. по степени выработки участков рассматриваемого продук-
тивного пласта после его длительной эксплуатации.
Достарыңызбен бөлісу: |