4.3 Нефтеотдача при различных условиях дренирования залежей

Для современных технологий нефтеизвлечения, базирующихся на заводнении нефтяных пластов, КНО может колебаться в широком диапа­зоне от 0,35 до 0,70. Величина КНО зависит от многих факторов:

1. геологического строения залежей (прежде всего от характера не­однородности пластов);

2. от свойств нефти (вязкости, содержания АСВ, парафинов и др.);

3. от качества применяемой в системе ППД воды.

В отечественной промысловой практике газ в качестве источника энергии для вытеснения нефти не используют. Даже при наличии газовых шапок методом барьерного заводнения последние отсекаются от нефтяной зоны и создаются условия вытеснения газированной нефти водой (газовая шапка или сохраняется, или ее ресурсы используются частично: для газлифтной эксплуатации, для ГПЗ или ГРЭС). Следовательно, в практике со­временной нефтедобычи используют принудительные водонапорные ре­жимы с сохранением текущих пластовых давлений. Однако по месторождени­ям Западной Сибири конечные КНО составляют не более 0,55 - 0,65 по нефтя­ным залежам и на 0,10 -0,15 ниже по нефтегазовым. Для сложнопостроенных залежей эти показатели окажутся еще ниже. Например, для юрских пластов ЮК_10-11 Талинского месторождения (Красноленинский свод) текущая нефтеотдача в 1999 году составила 0,18 при обводненности продукции около 92 %.

Низкая нефтеотдача пластов в естественных условиях объясняется прежде всего микро- и макронеоднородностями коллекторов. Послойная, зональная не­однородности, кавернозность, трещиноватость обусловливают крайне неравно­мерный характер выработки пластов, связанный с локальными прорывами закачиваемых вод через пропластки и зоны, значение проницаемостей которых на один- два порядка выше, чем у основного объема коллектора. Эти процессы становятся еще более контрастными при движении высоковязких нефтей.

Макронеоднородное строение пластов - основная причина низкой нефтеотдачи, из-за которой остаются пропластки и зоны, не вовлеченные в разработку. На практике применяются приемы и технологии по дововлечению их в разработку, но они требуют дополнительных капитальных вложений в нефтедобычу (уплотнение сеток скважин, разукрупнение эксплуатацион­ных объектов, форсированные отборы жидкости, гидроразрывы пласта и т.д.).

Анализ выработки запасов обнаружил следующие пластовые формы существования остаточной нефти:

1. капиллярно-удержанная нефть;

2. нефть в пленочном состоянии, покрывающая поверхность твердой фазы;

3. нефть, оставшаяся в малопроницаемых участках и пропластках, не вовлеченных в процесс вытеснения;

4. нефть в линзах, отделенных от дренируемых объемов малопроницаемыми или непроницаемыми экранами (барьерами) и не вскрытых скважинами;

5. нефть, оставшаяся в зонах литологических экранов (в зонах глинизации коллекторов, в зонах прилегания пластов к породам фундамента, у тектонических экранов и т.д.).

Перечисленные виды остаточных нефтей характерны практически для всех нефтяных пластов. Установлено, что объемы пленочно удержанной нефти намного меньше, чем капиллярно удержанной. Причем характер существования такой нефти в пласте определяется фильностью кол­лектора: в гидрофильных средах капиллярно удержанная нефть содержит­ся в виде капель, рассеянных в водной фазе; в гидрофобной - в мелких ка­пиллярах в местах контакта зерен.

Наиболее существенное снижение нефтеотдачи происходит за счет макронеодно­родностей пластов, формирующих целики остаточной нефти. Доказатель­ством этого служат многочисленные случаи получения притоков безвод­ной нефти из скважин уплотняющего фонда, когда окружающие скважины уже об­воднены на 60 и даже 80 %.

Противоречивы мнения и относительно скоростей вытеснения нефти водой: одни последователи считают, что повышенные скорости увеличивают КНО, вто­рые - уменьшают КНО, третьи считают, что КНО не зависит от ско­рости вытеснения. Тем не менее физическое объяснение данной про­блемы позволяет некоторым авторам разрабатывать, например, техноло­гию разработки нефтяных месторождений с ППД при повышенных давле­ниях закачивания воды (А.Т. Горбунов и др.). Очевидно, что на выбор способа воздействия на пласт будет влиять не только характер его неоднородности и свойства нефти, но и время (стадия) разработки месторождения. Слишком высо­кие градиенты давления на начальной стадии разработки, очевидно, при­ведут к преждевременному обводнению фонда скважин, а повышенные депрессии (градиенты давлений) на стадии массового обводнения фонда (обводненность около 80 %) создадут условия для дововлечения в разра­ботку низкопроницаемых пропластков и зон (форсированные отборы жид­кости - метод ФОЖ).