Нефтеотдача

Нефтяного пластa (a. oil recovery ratio; н. Erdolabgabefaktor, Erdolextraktionsgrad; ф. coefficient d'extraction du petrole; и. coeficiente de extraccion de petroleo) — характеризует степень извлечения нефти из продуктивных пластов в процессе разработки м-ния. Для количеств. оценки H. используют коэфф. H.(β) — отношение добытого кол-ва нефти к нач. запасам (величины приводятся к стандартным или пластовым условиям); выражается в долях единицы или в процентах. H. определяется степенью (полнотой) извлечения нефти из объёмов продуктивного пласта (объекта), участвующих в процессе разработки (т.н. коэфф. вытеснения β_выт), и долей этих объёмов в суммарном объёме нефтенасыщ. пород пласта (коэфф. охвата β_охв: β= β_выт·* β_охв. Иногда при проведении прогнозных расчётов H. вводят дополнит. коэфф., позволяющие учитывать неблагоприятное влияние др. факторов. Различают текущую H. (определяемую в процессе разработки м-ния), конечную (на момент завершения разработки, осуществляемой при естеств. режимах истощения залежи), дополнительную (достигается применением методов повышения H. пласта), a также безводную (определяется к моменту прорыва воды в добывающие скважины). Наибольшее влияние на H. оказывают вязкость извлекаемой нефти (чем больше вязкость, тем меньше H.), геол. строение м-ния и пластово-водонапорной системы (чем больше в продуктивном интервале выделяется пластов и пропластков, характеризующихся прерывистостью простирания, неоднородностью коллекторских свойств и т.д., тем меньше H.), a также система разработки м-ния и вид пластовой энергии, обусловливающей приток нефти к добывающим скважинам. При естеств. режимах истощения нефт. залежи и благоприятных геол.-геохим. условиях (вязкость нефти — 1,25-5 мПа·c, незначит. неоднородность пласта) коэфф. H. 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 совр. системах разработки нефт. м-ний достигается нагнетанием в пласт рабочих агентов, вязкость к-рых 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) разл. источников (реки, озёра, моря), a также пластовые, сточные и др. Перспективным является применение следующих способов увеличения H.: закачка в пласт воды c добавками поверхностно-активных веществ, что приводит к резкому снижению поверхностного натяжения на границе нефти c водой или нефти c породой (см. также Микроэмульсии и Мицеллярные растворы), a также загустителей, повышающих вязкость закачиваемого раствора и изменяющих его реологич. свойства, кроме того, в качестве вытесняющих агентов используют газоводяные смеси, смешивающиеся c нефтью в пластовых условиях (углеводородные растворители, a 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).

A. Г. Ковалёв.