Лекция №19.

51. Виды остаточной нефти и механизмы их образования.

S

1 S_оr

S_пр

1 – S_пр=S_оr,

где S_пр – насыщенность промытой зоны.

Оценено, что количество остаточной нефти в пластах более 60%.

Такой определяющий параметр, как коэффициент извлечения, рассчитывается по формуле:

_кин=_в_охв,

где _в – коэффициент вытеснения; _охв – коэффициент охвата.

Физический смысл коэффициента вытеснения таков: это доля порового пространства, из которого прошло вытеснение нефти:

=(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 - _кин=_ост0.6.

Это означает, что более 60% нефти и 40-50% газа остаются в недрах на момент завершения разработки.

Рассмотрим виды остаточной нефти:

1. 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 объекты⁵:

k₁

k₂

k₃

фильтр

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 _н/_в.

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.

2. Коэффициент нефтеизвлечения зависит от остаточной и начальной нефтенасыщенности:

S_нач=1 – S_ост.

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.