Нефтеотдача

НЕФТЕОТДАЧА нефтяного пласта (а. oil reсоvery ratio; н. Erdolabgabefaktor, Erdolextraktionsgrad; ф. соefficient d'extraction du petrole; и. соeficiente de extraccion de petroleo) — характеризует степень извлечения нефти из продуктивных пластов в процессе разработки месторождения.

Для количественной оценки нефтеотдачи используют коэффициент нефтеотдачи (b) — отношение добытого количества нефти к начальным запасам (величины приводятся к стандартным или пластовым условиям); выражается в долях единицы или в процентах. Нефтеотдача определяется степенью (полнотой) извлечения нефти из объёмов продуктивного пласта (объекта), участвующих в процессе разработки (т.н. коэффициент вытеснения bвыт), и долей этих объёмов в суммарном объёме нефтенасыщенных пород пласта (коэффициент охвата Яохв): Я=Явыт•Яохв. Иногда при проведении прогнозных расчётов нефтеотдачи вводят дополнительные коэффициенты, позволяющие учитывать неблагоприятное влияние других факторов. Различают текущую нефтеотдачу (определяемую в процессе разработки месторождения), конечную (на момент завершения разработки, осуществляемой при естественных режимах истощения залежи), дополнительную (достигается применением методов повышения нефтеотдачи пласта), а также безводную (определяется к моменту прорыва воды в добывающие скважины).

Наибольшее влияние на нефтеотдачу оказывают вязкость извлекаемой нефти (чем больше вязкость, тем меньше нефтеотдача), геологическое строение месторождения и пластово-водонапорной системы (чем больше в продуктивном интервале выделяется пластов и пропластков, характеризующихся прерывистостью простирания, неоднородностью коллекторских свойств и т.д., тем меньше нефтеотдача), а также система разработки месторождения и вид пластовой энергии, обусловливающей приток нефти к добывающим скважинам. При естественных режимах истощения нефтяной залежи и благоприятных геолого-геохимических условиях (вязкость нефти — 1,25-5 мПа•с, незначительная неоднородность пласта) коэффициент нефтеотдачи составляет: при упруго-водонапорном режиме 50-70%; режиме газированной жидкости (растворённого газа) 25-35%; гравитационном — 30-40%; газонапорном — 35-40%. Наибольшая нефтеотдача (65-70%) при современных системах разработки нефтяных месторождений достигается нагнетанием в пласт рабочих агентов, вязкость которых в пластовых условиях не намного меньше вязкости нефти (в этом случае исключаются ранние прорывы вытесняющего агента в добывающие скважины, резко уменьшающие эффективность процесса вытеснения). Наиболее широко при этом используют воды (см. Заводнение) различных источников (реки, озёра, моря), а также пластовые, сточные и др. Перспективным является применение следующих способов увеличения нефтеотдачи: закачка в пласт воды с добавками поверхностно-активных веществ, что приводит к резкому снижению поверхностного натяжения на границе нефти с водой или нефти с породой (см. также Микроэмульсии и Мицеллярные растворы), а также загустителей, повышающих вязкость закачиваемого раствора и изменяющих его реологического свойства, кроме того, в качестве вытесняющих агентов используют газоводяные смеси, смешивающиеся с нефтью в пластовых условиях (углеводородные растворители, а также смеси углеводородных газов и CO2). При извлечении высоковязкой нефти эффективными являются тепловые методы воздействия на пласт, предусматривающие закачку в пласт теплоносителя или генерирование тепла непосредственно в пласте (см. Внутрипластовое горение).