Начальный и текущие коэффициенты извлечения нефти

Коэффициент нефтегазоотдачи – отношение количества отобранной нефти или газа к начальным запасам.

Выделяют: проектный коэффициент нефти извлечения – определяется статистическими и гидродинамическими методами.

На основании этих данных определяется конечный КИН – отношение суммарного проектного отбора к начальным балансовым запасам.

Текущий КИН – коэффициент извлечения нефти на какую-то определенную дату.

Фактический КИН отношение фактически добытой нефти к балансовым запасам.

КИН определяется: произведение коэффициента вытеснения, коэффициент заводнения, коэффициент охвата. КИН=К_вт*К_з*К_охв

Коэффициент вытеснения – отношение количества нефти промытой при максимальном количестве воды из образца к начальному количеству нефти в этом образце. Определяется в лабораторных условиях.

Коэффициент заводнения – показывает какая часть объема залежи заводнена в настоящее время к общему объему этой залежи, показывает какая часть залежи могла быть промыта при данном виде поддержания пластового давления, зависит от геологической неоднородности, прерывистости пласта.

Коэффициент охвата – отношение объема залежи, охваченной процессом разработки к общему нефтенасыщенному объему этой залежи.

КИН зависит от:

1. Природного режима залежи,

2. Фильтрационных характеристик пласта (проницаемость, гидропроводность, пьезопроводность, подвижность),

3. Геологической неоднородности, прерывистости пласта,

4. Вязкости нефти, соотношения вязкости нефти к вязкости воды,

5. Коэффициента нефтенасыщенности,

6. Активности пластовых вод, находящихся за контуром нефтеносности. Эти факторы влияют на величину начальной и остаточной нефтенасыщенности. Остаточная нефтенасыщенность определяется в оценочных скважинах путем отбора керна на РНО (бурится между текущим и начальным положением ВНК)

h = (bн нач. -bн ост.)/bн нач.;

Коэффициент газоотдачи при всех расчетах принимается = 1 (на самом деле:0,7-0,95). При газовом режиме 0,93 –0,97. При газо-водонапорном режиме 0,91 – 0,95. При газо-упруго-водонапорном 0,83-0,91(2). (Для неокома=0,4-0,5, иногда 0,6).

Нач: η=f(песч., расчл., порист., прониц., вязкость нефти)

η определяется: фильтрационные свойства (прониц., гидропр., порист.) и вязкость нефти

Тек: об. Доб Н к балансовым запасам