Обоснование проектных коэффициентов нефтеотдачи продуктивных горизонтов

Коэффициент нефтеотдачи оценивался для различных типов коллекторов, для отдельных залежей и затем в целом по месторождению для выделенных эксплутационных объектов.

Коэффициент нефтеотдачи согласно используемой методики представляет собой произведение трех коэффициентов:

К_но = К₁ х К₂ х К₃, (1)

где: К₁ – коэффициент сетки скважин (коэффициент дренирования нефтяных пластов при данной сетке размещения нагнетательных и добывающих скважин);

К₂ – коэффициент вытеснения нефти закачиваемых агентом в микрообъеме пласта при достаточно большом объеме прокачиваемого агента;

К₃ – коэффициент заводнения (коэффициент использования подвижных запасов нефти), учитывающий неравномерность продвижения фронта вытеснения от нагнетальной скважины к добывающим, постепенное увеличение обводненности добываемой продукции и практическую невозможность достижения 100% обводненности.

Первые два коэффициента отражают почти мгновенное действие, происходящее, как только начинают эксплуатироваться скважины и подходит фронт вытеснения. С помощью этих коэффициентов из всех балансовых запасов нефти можно выделить подвижные запасы, потенциально доступные извлечению при данной сетке скважин и данном вытесняющем агенте.

Значения К₁, характеризующие его изменения стремятся к единице при сгущении сетке скважин. Так при плотности сетки скважин 100 га/скв. –К₁ = 0, 852, при 64 га/скв. – 0, 903, при 32 га/скв. – 0, 95, при 20 га/скв. – 0, 967 и т.д. (плотность нефти 0, 6 – 0, 75 г/см³, в пластовых условиях, 0, 829 – 0, 845 г/см³, в стандартных условиях, пористость 12, 9 – 24, 1).

При принятой технологической схеме плотность сетки скважин на триасовых горизонтах составляет 16 га/скв. Плотность нефти триасовых горизонтов в стандартных условиях равна 0, 845 – 0, 889 г/см³, средняя пористость 13 – 18%. В связи с чем принимаем для триасовых горизонтов К₁=0, 96.

На юрских горизонтах плотность сетки скважин составляет 16 га/скв., плотность нефтей 0, 92 г/см³, средняя пористость 26-27%. Учитывая вышеизложенные факторы, Прием для юрских горизонтов К₁=0, 95.

Коэффициент К₂ вытеснения нефти принимался по аналогии с другими месторождениями. К₂ изменяется от 1(для трещинных коллекторов) до 0, 5 для поровых коллекторов.

В промежутке значения К₂=0, 7 соответствуют порово-каверновым коллекторам, К₂=0, 54 – каверно-поровым коллекторам.

Для месторождения Кокжиде, учитывая сложность литологических и коллекторских свойств триасовых и юрских горизонтов и поровый характер коллектора примем К₂=0, 5.

Коэффициент К₃ использования подвижных запасов нефти зависит от эффективности принятой схемы заводнения: при промышленной разработке месторождения 9-ти точечной схемы, при соотношении добывающих скважин к нагнетательным – 3/1 обеспечит более гибкий фронт вытеснения. Учитывая разницу в запасах естественной упругой энергии примем К₃ = 0, 83 для триасовых горизонтов и К₃ = 0, 63 для юрских горизонтов.

В итоге коэффициент нефтеотдачи получается равным 0, 4 для триаса и 0, 3 для юры.