Виды остаточной нефти в залежи.
S
1 Sоr
Sпр1 – Sпр=Sоr,
где Sпр – насыщенность промытой зоны.
Оценено, что количество остаточной нефти в пластах более 60%.
Такой определяющий параметр, как коэффициент извлечения, рассчитывается по формуле:
hкин=bв×yохв,
где bв – коэффициент вытеснения; yохв – коэффициент охвата.
Физический смысл коэффициента вытеснения таков: это доля порового пространства, из которого прошло вытеснение нефти:
b=(Sнач – Sоr)/Sнач.
Эта величина стандартизированная и определяется для любого месторождения.
Коэффициент охвата характеризует долю объёма пласта, охваченного процессом воздействия.
Т.о. произведение этих двух коэффициентов учитывает с одной стороны объём, на который происходит воздействие, а с другой стороны – степень этого воздействия.
Коэффициент нефтеотдачи мал и составляет величину менее 0.4. Остаточная доля значительно больше и рассчитывается как:
1 - hкин=hост~0.6.
Это означает, что более 60% нефти и 40-50% газа остаются в недрах на момент завершения разработки.
Рассмотрим виды остаточной нефти:
3. Нефть, которая оказалась неохваченной процессом вытеснения.
Все наши залежи – неоднородные объекты, коэффициенты пористости и проницаемости изменяются в широких диапазонах, и в некоторых залежах из-за неоднородности фильтрации не происходит, возникает отсутствие охвата.
 |
Образуется линза.
Рассмотрим эксплуатационные объекты[1]:
фильтр
 |
k1
k2
 |
k3
Пласты могут выклиниваться на расстояниях между скважинами и охват будет неполный.
Происходит техногенное изменение пласта в околоскважинных зонах и это приводит к блокированию запасов и уменьшению охвата воздействия.
Даже в однородном пласте коэффициент охвата не равен единице.
 |
неохваченная зона
Это связано с тем, что скважины – точечные источники и стоки. По этой причине в последнее время стараются использовать горизонтальные скважины, которые дают больший охват, т.к. они являются протяжёнными источниками и стоками.
Характеризующим параметром
является отношение mн/mв.
Чем больше это отношение,
тем уже эти «лепесточки».
Идеальный случай полного охвата выглядит следующим образом:
 |
наг. скв. экс. экв.
Т.к. скважины у нас небольшого диаметра, мы не можем достигнуть полного охвата.
Если у нас в залежи есть сверхпроводящий путь, то как бы мы не сгущали сетку, нефть всё равно пойдёт по сверхпроводящему пути. Это связано с палеологическими руслами рек, крупнообломочными фациями.
Таким образом, охват процессов воздействия контролируется природными и технологическими факторами.
4. Коэффициент нефтеизвлечения зависит от остаточной и начальной нефтенасыщенности:
Sнач=1 – Sост.
Остаточная нефть представляет из себя комплексный параметр, который состоит из ряда отдельных составляющих.
Остаточное нефтенасыщение делится на виды:
1) Капиллярно-защемлённая остаточная нефть;
2) Адсорбированная остаточная нефть;
3) Плёночная остаточная нефть;
4) Остаточная нефть микронеоднородных зон и тупиковых пор;
5) Остаточная нефть, которая образовалась в результате неустойчивости процессов вытеснения.
В зависимости от того, какой вид преобладает должна быть подобрана технология доразработки. Разные типы характеризуются различными видами доразработки.
Рассмотрим типы остаточной нефти и механизмы их образования.