Основными факторами, влияющими на процесс разработки залежей углеводородов, являются геологические и технологические факторы.
К геологическим факторам, определяющим эффективность разработки, относятся геологическая неоднородность залежей (эффективная толщина продуктивного пласта, песчанистость, расчлененность и их изменчивость), изменчивость физико-химических характеристик пласта (пористость, проницаемость).
Технологические факторы: система разработки (количество добывающих и нагнетательных скважин, система их расположения), темп ввода залежи в разработку, темп отбора, оказывают значимое влияние на коэффициент извлечения.
Исследования показали, что длиннопламенные угли с невысокой зольностью могут служить хорошим сырьем для производства синтетического жидкого топлива и химических продуктов, получения формованного кокса и сферических абсорбентов,низкотемпературного (до 700 градусов) коксования.
Различают текущий и конечный коэффициент извлечения.
• Под текущим коэффициентомизвлечения понимают отношение количества извлеченной из пласта залежи на данный момент разработки пласта к начальным ее запасам.
• Конечный коэффициент полезного компонента – отношение количества предполагаемой добычи к начальным запасам.
Текущее количество полезного компоненте обычно представляют зависящей от различных факторов-количества закачанной в пласт воды при заводнении, отношения этого количества к объему пор пласта, отношения количества извлеченной из пласта жидкости к объему пор пласта, обводненности продукции и просто от времени. Можно говорить о нефтеотдаче не только какого-то одного пласта, объекта, месторождения, но и о средней нефтеотдаче по группе месторождений, понимая под текущей нефтеотдачей отношение количества извлеченной из пласта залежи в данный момент времени к ее начальным геологическим запасам.
Количество полезного компонента зависит от множества факторов. Обычно выделяют факторы, связанные с технологией извлечения залежи из пластов в целом. Поэтому количество полезного компонента (K) можно представить в следующем виде:
Формула 1.
где:
• Квыт – коэффициент вытеснения влаги из пласта
• Кохв – коэффициент охвата пласта разработкой
• Кзав – коэффициент заводнения месторождения
– Коэффициентом вытеснения (Квыт) называют отношение объема, вытесненного водой из образца породы или модели пласта до полного обводнения получаемой продукции, к начальному объему угля, содержащейся в образце породы или модели пласта:
Формула 2.
где:
• Vнн – начальный объем залежи
• Vв – объем залежи, вытесненный каким-либо агентом из образца породы или модели пласта.
Поскольку для вытеснения з из образца породы или модели пласта можно использовать не только воду, но и любой другой агент (газ, спирты, пены и другие), то следует дать более общее определение коэффициента вытеснения, характеризующего полноту вытеснения залежи в лабораторных условиях из образца породы или модели пласта.
Для характеристики полноты вытеснения залежи водой из модели пласта за определенный промежуток времени, а также за безводный и водный периоды можно пользоваться коэффициентами вытеснения за эти периоды, понимая под ними долю залежи от первоначального ее содержания, полученную из образца породы соответственно за определенный промежуток времени, за безводный и водный периоды вытеснения.
– Коэффициент охвата пласта воздействием (Кохв) определяется как отношение объема продуктивного пласта, охваченного вытеснением, к начальному нефтенасыщенному объему пласта:
Формула 3.
где:
• Vпп – объем залежи, охваченный процессом вытеснения
• Vп – начальный объем залежи
– Коэффициент заводнения зависит от большого числа факторов. Поэтому удобно представлять его в виде произведения целого ряда коэффициентов, учитывающих влияние того или иного фактора, оказывающего соответствующее воздействие на общий коэффициент охвата:
Формула 4.
где:
• К01 – коэффициент охвата, учитывающий влияние неоднородности пласта по проницаемости
• К02 – коэффициент охвата залежи, зависящий от сетки скважин, учитывающий прерывистость продуктивного пласта, то есть зональную неоднородность
• К03 – коэффициент охвата, учитывающий потери залежи в зоне стягивающего ряда скважин
• К04 – коэффициент охвата, учитывающий потери залежи в зоне разрезающего ряда скважин
• К05 – коэффициент охвата, учитывающий потери залежи на невыработанных участках залежи
Таким образом, КИН – это относительная величина, показывающая, какой объем залежи от начальных балансовых запасов извлекается или может быть извлечен из выработанной или предположительно выработанной залежи до предела экономической рентабельности эксплуатации и является показателем завершенного процесса разработки или такого, который предполагается завершить в определенных условиях. Из определения следует, что он не характеризует физически возможную предельную полноту нефтеизвлечения, показывая только ту долю залежи, которая может быть извлечена из залежи при разработке ее до экономически целесообразного предела. Таким образом, понятие «коэффициент нефтеотдачи» является, по существу, условным: оно определяет только ту часть балансовых запасов, извлечение которых экономически целесообразно.
Конечный коэффициент извлечения залежи, в зависимости от условий его расчета, может быть проектным и фактическим. Фактический КИН определяется по результатам суммарной добычи залежи в конце разработки залежи, а проектный КИН рассчитывается теоретическим путем при составлении технологических схем и проектов разработки. Приводимые в технической литературе данные о достигнутых значениях нефтеотдачи в основном отражают проектные значения КИН, так как очень мало месторождений, разработка которых в настоящее время завершена.
Сопоставление фактических значений КИН пластов с достаточно высокими проектными конечными значениями показывает, что последние являются вполне реальными и достижимыми.Физически возможная добыча залежи из залежей может быть несколько больше. Если разрабатывать залежь после достижения предела экономической рентабельности, то из нее можно извлечь еще некоторое дополнительное количество залежи, и полученный при этом КИН будет характеризовать физически возможное нефтеизвлечение.