Определение КИНа по методике Кочетова–Гомзикова

В настоящее время методика используется для прогноза КИНа в условиях водонапорного и упругонапорного режима.

По литологическому признаку вскрытые залежи подразделяется на две группы:

С терригенно-поровым коллектором и с карбонатно-поровым коллектором.

Среди порово-терригенных пластов–коллекторов по степени неоднородности также выделяются две группы: сравнительно однородные и неоднородные.

В качестве критериев отнесения пластов к этим двум группам используется один из трех показателей:

– К_расчл., то есть отношение числа отдельных пропластков продуктивного пласта вскрытых в процессе бурения скважин к общему числу скважин, вскрывших эти пропластки.

– К_песч – то есть отношение эффективной толщины пласта к общей толщине;

– количество характерных прослоев в продуктивном пласте.

К сравнительно однородным объектам относится пласты, имеющие К_расчл<2,1; К_песч>0,75; h<3

По величине проницаемости выделяются 5 групп пластов:

1) 20-50 10^-3мкм²;

2) 50-100 10^-3мкм²;

3) 100-300 10^-3мкм²;

4) 300-800 10^-3мкм²;

5) >800 10^-3мкм².

Для каждой из выделенных групп рассчитывают зависимости КИНа от состояния вязкостей нефти и воды (μ_о)

Дополнительно Коэффициент извлечения нефти (КИН) – определяется отношением начальных извлекаемых запасов нефти в залежи к ее начальным геологическим запасам и выражается в долях единицы.

При представлении отчета по подсчету запасов нефти на государственную экспертизу к нему обязательно прилагаются материалы по технико-экономическому обоснованию (ТЭО) КИН.

ТЭО КИН выполняется:

- для разведанных месторождений – по результатам геологоразведочных работ;

- для разрабатываемых месторождений – по данным доразведки и результатам разработки всего месторождения или его части.

КИН, извлекаемые запасы нефти, растворенного газа и содержащихся в них компонентов определяются по результатам повариантных расчетов динамики технологических и экономических показателей разработки, выполненных в соответствии с регламентирующими документами.

Расчетные варианты различаются между собой объединением отдельных пластов (залежей) в эксплуатационные объекты, системами размещения и плотностью сеток скважин, способами воздействия на залежь, очередностью и темпами разбуривания эксплуатационных объектов.

Коэффициент извлечения нефти (нефтеотдачи) – это величина, показывающая, какая часть геологических запасов нефти, содержащихся в залежи, извлечена или может быть извлечена из залежи.

КИН обосновывают для каждого эксплуатационного объекта, входящих в него подсчетных объектов, для каждой залежи и месторождения в целом по разведанным и предварительно оцененным категориям запасов.

Рекомендуемый к утверждению КИН месторождения принимается по совокупной сумме рациональных вариантов разработки эксплуатационных объектов, обеспечивающих возможно более полное извлечение нефти при положительных экономических результатах разработки и ограничениях, обусловленных техническими и технологическими возможностями, правилами ведения горных работ, а также требованиями охраны недр и окружающей среды.

КИН по эксплуатационным объектам и месторождению в целом определяется за весь срок разработки.

ТЭО КИН выполняют при каждом подсчете (пересчете) запасов нефти.

В практике нефтепромысловой геологии существует понятие коэффициента конечной нефтеотдачи (ККН). Это величина, показывающая, какая часть геологических запасов нефти может быть извлечена из недр при применении существующих в настоящее время методов разработки без учета экономической составляющей.

Известно, что величина ККН в значительной степени зависит от режима нефтяной залежи. В настоящее время отсутствуют методы точного определения отдающих возможностей продуктивного пласта. Наиболее разработан вопрос обоснование ККН при водонапорном режиме.

На начальной стадии разработки месторождения ККН может быть рассчитан по методике ВНИИ на основании данных об остаточной нефтенасыщенности пласта с учетом соответствующих поправок.

При этом ККН (η) определяют как разность между начальным объемом нефти в залежи (Q₀) и объемом остающейся в пласте нефти по завершении разработки (Q_ост):

η = Q_ост / Q₀ = 1 - λ

где λ – коэффициент остаточной нефтенасыщенности, представляющий собой отношение неизвлеченных запасов нефти к ее начальным геологическим запасам в пластовых условиях.

Этот коэффициент рассчитывают как сумму коэффициента, характеризующего остаточную нефтенасыщенность при равномерном продвижении фронта воды (λ₁) и коэффициента, характеризующего потери нефти вследствие неравномерного продвижения фронта воды и образования целиков неизвлеченной нефти (λ₂):

λ = λ₁ + λ₂

Коэффициент λ₁ определяют по формуле

λ₁ = λ_min + λ_выт

где λ_min – минимально возможная остаточная нефтенасыщенность, которая определяется опытным путем при прохождении через образец нефтенасыщенной породы объема воды, многократно превышающего объем его пустотного пространства. При отсутствии лабораторных исследований определяется через коэффициент максимально возможной нефтеотдачи (η_max), являющийся функцией проницаемости пород (справочные данные):

λ_min = 1 - η_max

λ_выт – коэффициент, характеризующий остаточную нефтенасыщенность вследствие неполного вытеснения. Он зависит от содержания воды в продукции скважин в конце разработки, соотношения вязкости нефти и воды в пластовых условиях и определяется по справочнику.

Коэффициент λ₂ рассчитывают по уравнению

λ₂ = [a × ε × h × δ² × (n – 1) × k_п] / V

где δ- половина расстояния между скважинами в пределах последнего стягивающего ряда, м;

ε – коэффициент относительных потерь, зависящий от обводненности скважин последнего стягивающего ряда и соотношения вязкости нефти и воды, доли единицы;

h – среднее значение толщины пласта в пределах последнего стягивающего ряда, м;

n – число эксплуатационных скважин в пределах последнего стягивающего ряда;

k_п – средний коэффициент открытой пористости в пределах последнего стягивающего ряда, доли единицы;

а – коэффициент, численно равный 4 (при одностороннем продвижении ВНК к последнему стягивающему ряду) или 8 (в случае двухстороннего стягивания контура нефтеносности).