Конечный коэффициент нефтеизвлечения характеризует степень выработки балансовых запасов залежи на момент окончания разработки.

Текущий коэффициент нефтеизвлечения характеризует степень выработки балансовых запасов залежи на определенную дату.

Коэффициент извлечения нефти представляет собой произведение коэффициентов вытеснения (К_в), заводнения (К₃) и охвата (К_ох)

Коэффициент вытеснения (К_В) – отношение количества нефти, вытесненного при интенсивной длительной промывке объема пустотного пространства коллектора, в который проник рабочий агент, к начальному количеству нефти в этом же объеме. Значения К_В как правило, определяется экспериментально на образцах коллекторов, т.е. на микроуровне в лабораторных условиях при промывке образцов бесконечно большими объемами воды.

Коэффициент заводнения (К_З) – отношение количества нефти, вытесненного из промытого объема пустотного пространства, в который проникла закачиваемая вода при промывке его до заданной обводненности продукции скважин, к количеству, вытесняемому из того же объема пустотного пространства при полной его промывке (когда скважины начнут давать чистую воду), т.е. к количеству нефти, определяемому коэффициентом вытеснения (коэффициент заводнения по существу отражает тот факт, что полная промывка пустотного пространства при современных принципах разработки не достигается).

Коэффициент охвата пласта воздействием (К_ОХ) – отношение суммы объемов коллекторов, охваченных процессом вытеснения нефти, к общему объему коллекторов содержащих нефть.

При нагнетании в пласт воды (или другого рабочего агента) вытеснение нефти к забоям добывающих скважин и дренирование залежи в целом происходит практически только за счет энергии закачки. В этих условиях, особо важное значение приобретает оценка степени охвата продуктивного объема процессом вытеснения нефти. Охваченной процессом вытеснения считают ту часть эксплуатационного объекта, где в результате поступления в пласты нагнетаемой воды не происходит снижение пластового давления, благодаря чему скважины эксплуатируются с устойчивыми дебитами, соответствующими продуктивной характеристике перфорированных пластов.

Коэффициент охвата вытеснением (К_ох) представляет собой отношение части эффективного объема залежи эксплуатационного объекта (V_ox), участвующего в дренировании под воздействием вытесняющего агента, к общему эффективному объему залежи (объекта) (V_o6щ).

Коэффициент охвата вытеснением входит в формулу, используемую для прогноза коэффициента нефтеотдачи. Его величина оказывает большое влияние на конечную нефтеотдачу и на темпы добычи нефти. Достижение возможно большей величины этого коэффициента играет решающую роль при выборе системы разработки для новой залежи и является основной целью развития и совершенствования этой системы, а также управления протекающими в пластах процессами на протяжении всего периода разработки.

Различают коэффициент охвата по толщине и коэффициент охвата по площади. Коэффициент охвата вытеснением по мощности (К_охh) определяется в скважине как отношение нефтенасыщенной мощности, подвергшейся воздействию, к суммарной эффективной нефтенасыщенной мощности объекта. В нагнетательных скважинах подвергающимися воздействию считают те пласты и прослои эксплуатационного объекта, в которые поступает нагнетаемая вода, а в добывающих скважинах – пласты и прослои, активно отдающие нефть в условиях стабильного или даже возрастающего пластового давления.

Коэффициент охвата вытеснением по площади (K_охs) определяют для каждого пласта эксплуатационного объекта в отдельности. Численно он равен отношению площади, охваченной процессом вытеснения, к общей площади распространения пласта-коллектора в пределах залежи. Величины K_oxh, K_oxs, К_ох зависят от геологической характеристики эксплуатационного объекта. Большое влияние оказывают также степень соответствия принятой системы и разработки геологической характеристике объекта и условиям се реализации.

Методы воздействия на залежь. Методов воздействия на залежь с целью увеличения ее производительности и повышения нефтеотдачи достаточно много. При этом одни методы направлены на интенсификацию (стимуляцию) работы скважин (увеличение дебита добывающих и приемистости нагнетательных скважин), другие – только на повышение нефтеотдачи, третьи – как на интенсификацию работы скважин, так и на повышение нефтеотдачи пластов [3].

Все методы воздействия на залежь можно разбить на две группы: первая – методы, обеспечивающие восполнение энергии пласта и вытеснение нефти за счет закачиваемого рабочего агента, т.е. поддержание пластового давления; вторая – методы, улучшающие фильтрацию нефти в призабойной зоне [3].

Вторую группу можно расчленить на две подгруппы: методы, улучшающие условия фильтрации нефти в призабойной зоне за счет совершенствования первичного и вторичного вскрытия пласта, и методы, улучшающие фильтрацию путем обработки призабойной зоны пласта.

Первую группу методов с некоторой долей условности можно разделить на два типа.

Первый тип – методы объемного воздействия на пласт с целью приращения извлекаемых запасов путем увеличения коэффициентов вытеснения и охвата залежи воздействием. Следствием такого воздействия может стать улучшение смачивания, снижение межфазного натяжения между нефтью и водой, перераспределение локального градиента давления в пласте и стимулирование капиллярных сил, вовлечение в работу недренируемых пропластков, участков пласта и застойных зон. Наблюдаемым результатом такого воздействия является довольно продолжительное увеличение отборов нефти и жидкости по реагирующим скважинам, снижение обводненности их продукции. При этом характерно запаздывание проявления эффекта, связанное как с невысокой скоростью фильтрации флюидов в поровом пространстве пласта, так и с некоторыми особенностями применения технологий.

Второй тип – технологии локального воздействия на призабойную зону пласта с целью увеличения текущего дебита нефти. Следствием такого воздействия может стать увеличение проницаемости призабойной зоны (раскрытие трещин, очистка от кольматирующих компонентов), снижение проводимости призабойной зоны пласта для воды (гидрофобизация или механическое закупоривание пор и трещин в промытых пропластках). Наблюдаемым результатом воздействия является увеличение отборов нефти и жидкости, либо снижение обводненности продукции. При этом эффект наблюдается непосредственно после проведения операции и освоения скважины.

Классификация современных методов увеличения нефтеотдачи пластов

Современные методы увеличения нефтеотдачи пластов можно разделить на вторичные, третичные и четвертичные.

Нефтяные месторождения могут разрабатываться на естественных природных режимах. Природным режимом залежи называется совокупность естественных сил, которые обеспечивают перемещение нефти или газа в пласте к забоям добывающих скважин. Залежь в этом случае может разрабатываться за счет естественной пластовой энергии' напора краевых вод, газа, газовой шапки, растворенного газа или под действием силы тяжести самой нефти Разработка месторождения на естественных природных условиях – это первичные методы, хотя, как правило, в настоящее время этим термином не пользуются.

Под вторичными методами понимают системы разработки с применением искусственного поддержания пластового давления с использованием различных методов заводнения: законтурного, приконтурного, внутриконтурного (разрезание рядами нагнетательных скважин, избирательное, очаговое, площадное, головное, барьерное).

Вторичные методы на практике подразделяются на традиционные и современные. Под традиционными понимают методы стационарного заводнения, применяемые при внедрении первоначально запроектированных (на стадии составления технологических схем разработки) систем разработки (линейное разрезание, избирательное или площадное заводнение, барьерное заводнение). В отличие от этого применяьотся более прогрессивные, современные вторичные методы увеличения нефтеотдачи (МУН), которые называются гидродинамическими. Ниже приводится классификация этих методов [3].