Cтраница 2
Следовательно, прирост в нефтеотдаче достигается за счет увеличения коэффициента охвата. Если принять, что коэффициент нефтеотдачи равен произведению коэффициентов вытеснения и охвата, то из этого следует, что в нашем примере коэффициент охвата увеличивается с 61 до 85 % из-за смены минерализации агента вытеснения. [16]
При разработке нефтяных месторождений искусственное поддержание пластового давления чаще всего осуществляют путем заводнения залежи. При таком способе проектируемые извлекаемые запасы определяются через коэффициент извлечения, рассчитываемый как произведение коэффициентов вытеснения, охвата пласта процессом вытеснения и заводнения. В результате расчетов получено сопоставление Кохк с РХИ. При анализе связи выделены 2 группы скважин. В первую вошли скважины, где пласт Д1 представлен чередованием коллекторов, однородных по проницаемости, с неколлекторами. Во вторую - скважины с чередованием коллекторов, неоднородных по проницаемости, т.е. состоящими из нескольких прослоев, с неколлекторами. То есть, теснота связи Ктв с РХИ увеличивается, если пласт представлен чередованием однородных по проницаемости прослоев коллектора с непроницаемыми породами. [17]
Повторим еще раз: первый коэффициент учитывает взаимную нерастворимость нефти и вытесняющего агента, микронеоднородность породы пластов и действие капиллярных сил; он специально выделен, чтобы отделить влияние микронеоднородности и капиллярных сил от влияния неоднородности и макронеоднородности; второй коэффициент учитывает зональную неоднородность пластов, число скважин и капитальные затраты, которые в основном пропорциональны числу скважин, а третий коэффициент учитывает q0 - амплитудный дебит скважины, Q - ее подвижные запасы нефти, кратность прокачки вытесняющего агента, Qp2n - суммарный отбор жидкости и текущие экономические затраты, которые в основном пропорциональны отбору жидкости. Значит, первый коэффициент, именно, КЕ - коэффициент вытеснения не учитывает кратность прокачки вытесняющего агента и должен быть определен при такой большой прокачке агента, после которой он уже не изменяется, не увеличивается; иначе этот коэффициент, определенный в лабораторных условиях на образцах породы нефтяных пластов после прорыва вытесняющего агента, но при недостаточной прокачке агента, перестает быть коэффициентом вытеснения и оказывается неким коэффициентом нефтеотдачи в виде произведения коэффициентов вытеснения и заводнения Кко в - э, поскольку остается зависимым от отбора жидкости и прокачки вытесняющего агента. А это явно приводит к занижению коэффициента вытеснения за счет присоединения коэффициента заводнения и в дальнейшем при проектировании разработки нефтяных пластов к занижению проектного коэффициента нефтеотдачи и к несоответствию фактической динамики добычи нефти запроектированной динамике. Поэтому оказывается необходимым уточнить, что такое продолжительная, достаточно большая, а теоретически неограниченно большая прокачка вытесняющего агента. [18]
Важной характеристикой процесса вытеснения нефти водой из пористой среды является степень влияния на полноту вытеснения скорости фильтрации. Экспериментальные исследования зависимости параметров вытеснения нефти водой от скорости фильтрации жидкостей, выполненные для условий Уршакского месторождения ( 1989 г.), показали необходимость включения этого вида работ в число обязательных. Число показателей процесса вытеснения нефти водой из линейных моделей пласта увеличено с 5 до 9 за счет представления по результатам опытов данных о доли воды в потоке жидкости в поровом пространстве на фронте вытеснения, средних значений водонасыщенности пор на фронте вытеснения и в момент прорыва воды. В последующие годы в лаборатории создана и внедрена методика исследования физико-гидродинамических параметров вытеснения нефти и их динамики на объемных моделях пласта с обязательным проведением серийных опытов для оценки влияния темпа заводнения на характеристики вытеснения. Объемные модели представляют собой систему из двух пластов, не сообщающихся по длине и отличающихся по проницаемости не менее чем в 1 5 - 2 раза. Он является произведением коэффициента вытеснения нефти на коэффициент охвата пластов заводнением по толщине. Для перехода от лабораторного коэффициента извлечения нефти к применяемому в расчетах проектов разработки, его необходимо умножить на коэффициент охвата пластов сеткой скважин и коэффициент охвата пластов заводнением по площади. [19]