Влияние некоторых факторов на нефтеотдачу пласта

Фактор Его влияние на нефтеотдачу, %
Соотношение вязкостей нефти и воды 1 →25 -21,1
Средняя проницаемость 0,15→ 2,5 мкм2 +15,4
Температура 25→ 75°С +7,0
Эффективная нефтенасыщенная толщина 3→20 м +6,0
Коэффициент песчанистости 0,55 → 0,95 +6,0
Относительные запасы водонефтяной зоны 25 → 100% -5,6
Нефтенасыщенность 0,75 → 0,95 +3,6
Плотность сетки скважин 10-60 га/скв. -3,0
Система заводнения (естественное заводнение → блоковая система) +2,2
Темп разработки (добыча жидкости от геологических запасов) 2,5→ 7,5% +0,6

Из таблицы видно, что в абсолютном выражении наиболее сильно влияют на величину нефтеотдачи соотношение вязкостей нефти и воды, и увеличение средней проницаемости пласта. Значительно влияет также на повышение нефтеотдачи увеличение температуры, эффективной нефтенасыщенной толщины и коэффициента песчанистости, значение которого тесно связано с величиной прерывистости продуктивного пласта. Существенно снижает значение нефтеотдачи сосредоточение значительной доли запасов в водонефтяных зонах.

Из таблицы также видно, что самое большое влияние на нефтеотдачу оказывают природные факторы, роль технологических факторов менее значительна. Это значит, что возможность повысить эффективности разработки применяя обычные технологические приемы ограничена.

Влияние геолого-физических и технологических факторов существенно различно на различных стадиях разработки, одни факторы значительно влияют вначале разработки нефтяной залежи, роль других особенно велика в поздней стадии разработки табл.3.4:

Таблица 3.4

Факторы Отбор жидкости из пласта
0,5 от объема пор. 1,5 от объема пор.
Соотношение вязкости нефти и воды -40,6 -18,5
Средняя проницаемость +20,0 +21,3
Плотность сетки -5,0 -8,1
Песчанистость +19,0 +36,8
Водонефтяные зоны -6,3 -10,4    
Средняя толщина пласта - +4,9

 

Из таблицы видно, что роль относительной вязкости нефти на первых двух стадиях разработки является доминирующей. В завершающей стадии разработки роль вязкости нефти снижается, но остается значительной. Роль коэффициента песчанистости, связанного с прерывистостью пластов и косвенно выражающего неоднородность пласта, наоборот, возрастает на поздних стадиях разработки.

Следует отметить, что сравнительно небольшое влияние на нефтеотдачу плотности сетки скважин объясняется тем, что нефтяные залежи, использованные для многофакторного корреляционного анализа характеризовались сравнительно однородными высокопроницаемыми терригенными пластами, содержащими большей частью маловязкие нефти. При анализе эксплуатационных объектов с разными коэффициентами песчанистости (прерывистости) пластов устанавливается значительно большее влияние плотности сетки скважин на нефтеотдачу пластов сложного строения. Аналогичную тенденцию следует ожидать и с увеличением вязкости пластовой нефти.

Следовательно, неблагоприятные природные условия залежей, снижающие конечную нефтеотдачу, частично можно компенсировать применением более плотных сеток скважин.

С помощью многофакторного анализа также установлено, что блоковье системы заводнения по сравнению с законтурными увеличивают нефтеотдачу пластов незначительно (на 2-2,5%), но темпы разработки повышают в 1,5-2 раза.

Зная влияние геолого-физических и технологических факторов на эффективность заводнения нефтяных залежей можно уже на ранней стадии изучения нефтяного месторождения осуществить прогноз эффективности заводнения по специальным статистическим моделям, полученным методом многофакторного корреляционного анализа.

Для нефтяных месторождений Урало-Поволжья и некоторых месторождений Западной Сибири с терригенными коллекторами рекомендуется следующая статистическая модель:

h = 0,195-0,0078µо + 0,082ℓgK + 0,00146tо +0,0039h + 0,180Кп –

- 0,054Qвнз + 0,275Sн – 0,00086S .

 

Здесь,

К - средняя проницаемость в дарси,

t0 - начальная пластовая температура в °С,

h - средняя эффективная нефтенасыщенная толщина пласта в м,

Кп - коэффициент песчанистости, доли единицы,

Qeнз- отношение балансовых запасов нефти в водонефтяной зоне к балансовым запасам всей залежи,

Sn - начальная нефтенасыщенность пласта,

S - плотность сетки скважин, выражена через отношение общей площади залежи к числу всех пребывших в эксплуатации скважин.

Коэффициент множественной корреляции приведенного статистического уравнения равен 0,886. Показатели, включенные в это уравнение контролируют 78,6% фактической изменчивости нефтеотдачи пластов. Средняя квадратичная погрешность определения коэффициента нефтеотдачи пластов составляет ± 0,04.

Для месторождений Урало-Поволжья с карбонатными коллекторами имеется следующая статистическая модель:

h = 0,405 - 0,0028µн + 0,052ℓgK · 103 + 0,139Кп – 0,15Кр – 0,00022S

В этом уравнении

Кр- коэффициент расчлененности,

mн - вязкость нефти в пластовых условиях, сп;

остальные обозначения прежние.

Наиболее важными факторами являются проницаемость и вязкость пластовой нефти. Часто это два фактора объединяют в один – отношение которое называется подвижностью нефти.

Для выбора системы разработки с учетом геолого-физической характеристики залежи можно пользоваться следующей таблицей 3.5:

Таблица 3.5