Коэффициенты нефтеотдачи и газоотдачи

В результате эксплуатации нефтяных скважин на поверхность извлекаются не все запасы нефти. Отношение извлеченного количества нефти к её первоначальным запасам в залежи называют коэффициентом нефтеотдачи:

Он зависит от физических свойств породы и пластовых жидкостей, режима работы залежи, показателей разработанного месторождения (сетки скважин, темпа отбора жидкости из пласта и т.д.). Наибольшая нефтеотдача отмечается в условиях вытеснения нефти водой. Это связано с большими запасами энергии краевых вод, которые могут быть значительно большими по сравнению с энергией свободного газа, сжатого в газовой шапке и энергии растворенного газа. Это объясняется так же большей эффективностью промывки пор водой, так как соотношения вязкости нефти и воды более благоприятно при вытеснении нефти водой, чем газом. Вода обладает лучше отмывающей и вытесняющей способностью, чем газ. Эффективность вытеснения нефти газом, выделяющимся из нефти, ниже эффективности любого другого источника пластовой энергии. Это объясняется ограниченным объемом газа в пласте и малым соотношением вязкости газа и нефти, что способствует быстрому прорыву газа к скважинам. Кроме того, газовая фаза не смачивает породу пласта, что способствует увеличению количества остаточной нефти.

В газовой шапке газ перемещается к забою скважин и первоначально происходит поршневое вытеснение нефти из пласта при сравнительно небольшой её газонасыщенности. Однако, при большой неоднородности пластов снижается. Снижение эффективности расширения газовой шапки обусловлено в основном несмачиваемостью породы газом и малой его вязкостью, что приводит к прорыву газа к скважинам через крупные каналы и более проницаемые зоны пласта.

Значительное влияние на нефтеотдачу залежей с газовой шапкой оказывает угол наклона пластов. При крутых углах падения условия гравитационного отделения газа от нефти улучшаются и эффективность вытеснения нефти газом повышается.

Высокая вязкость нефти по сравнению с вязкостью воды способствует уменьшению нефтеотдачи.

Значительное влияние на нефтеотдачу пластов оказывает большая удельная поверхность пород. Часть нефти, находящаяся в пленочном состоянии в многочисленных порах может быть удалена из пласте лишь каким-либо методом воздействия на пласт.

Согласно экспериментальным и статистическим данным по промыслам , в зависимости от режима работы пласта достигает следующих значений:

Водонапорный режим 0,5-0,8

Газонапорный режим 0,4-0,7

Режим растворенного газа 0,15-0,3

Коэффициент газоотдачи газовых и газоконденсатныхпластов, как правило, выше, чем . В отличие от нефти газы газы слабо взаимодействуют с поверхностью пористой среды, обладают небольшой вязкостью (в сто и более раз меньше, чем вязкость легких нефтей); вследствие большой упругости, сжатый газ всегда обладает запасом энергии, необходимой для фильтрации с пористой среде, при этом может уменьшаться до значений, близких к атмосферному. Поэтому коэффициент газоотдачи может достигать 90-95%, хотя практически бывает ниже из-за влияния множества факторов.

Один из факторов – остаточное давление в пласте в конечной стадии эксплуатации. Наибольшая газоотдача может быть достигнута при снижении до возможного минимального значения, при котором устьевые давления в скважине будут равными или даже ниже атмосферного (относительно газа под вакуумом). Однако дебиты при этих условиях становятся очень низкими. Поэтому конечный коэффициент газоотдачи при расчетах принимают не более 0,7-0,8.

Дата добавления: 2015-07-13