Высокие коэффициенты конечной нефтеотдачи определены (при 98% -ной обводненности) по ряду пластов месторождений Чечено-Ингушетии. Так, по пласту XIII Октябрьского месторождения коэффициент равен 79,5%, по пласту XVI-79,5%, по пласту XXII - 85%; по пласту XII Ташкалинского месторождения он составил 80,5%, по пласту XVI-79,5%; по пласту XI Старогрозненского месторождения он составил 70,5%. Как установлено исследователями указанных месторождений, наличие ярко выраженного водонапорного режима, аномально высокой температуры и высокой проницаемости (1,4-1,8 дарси), а также вытеснение нефти щелочными водами обеспечили высокую нефтеотдачу.
По другим пластам с проницаемостью 500-1000 миллидарси (пласты XI, XX и XXI Октябрьского месторождения, пласт XIV месторождения Горы-Горской, пласт XVIII месторождения Горяче-Источненского) нефтеотдача колеблется от 68 до 53%, а по пластам I, II, XII и XIX Октябрьского месторождения, где проницаемости еще ниже (от 100 до 500 миллидарси), нефтеотдача достигает 35 - 51%.
На примере разработки этих месторождений следует отметить большое значение водного фактора для повышения нефтеотдачи пласта. По пласту XVI Октябрьского месторождения коэффициент нефтеотдачи для безводного периода составил около 0,60, а при водном факторе 3,0 коэффициент отдачи увеличился на 0,25. Для такого увеличения понадобилось более 25 лет, причем обводненность нефти за это время достигла 99%, безводный период составил 15 лет, а водный более 25 лет.
На основании этих данных можно сделать следующие выводы.
1. Безводный период добычи нефти для такого типа месторождений составляет 23-35% от всего времени эксплуатации залежи.
2. За безводный период отбирается от 25 до 30% всех промышленных запасов нефти.
3. Увеличение водного фактора дает значительное повышение коэффициента нефтеотдачи.
Лабораторные данные показывают большое увеличение коэффициента нефтеотдачи за счет повышения водного фактора, чем получается по геолого-промысловым данным. Эта разница, вероятно, объясняется тем, что в лабораторных экспериментах не учитывается неоднородность пласта.
Соотношение добычи нефти в безводный и водный периоды не может быть одинаковым для различных геологических условий. Для пологих структур восточной части Русской платформы, где крупные запасы нефти содержатся в водоплавающих частях залежей, добыча нефти в водный период будет более значительной и длительной.
Таким образом, надо выделять нефтеотдачу для безводного и водного периодов разработки, а конечные коэффициенты нефтеотдачи следует рассматривать в зависимости от величины водного фактора.
В последние годы местными институтами и производственными организациями проведены определения конечных коэффициентов нефтеотдачи по заводненным частям пластов ряда месторождений Русской платформы, поскольку в этих районах практически еще нет выработанных залежей. Сравнительно высокие коэффициенты нефтеотдачи получены по пласту Б2 угленосного горизонта, по месторождениям Зольный овраг коэффициент составил 0,66, Стрельный овраг - 0,60, Яблонов овраг - 0,60, Губино - 0,6. По девонским пластам Яблонового оврага коэффициент равен 0,64; по горизонту Д1Константиновского месторождения - 0,71, по горизонту Д - 0,58, по горизонту Д - 0,67; по горизонту Д Соколовогорского месторождения - 0,42 и по горизонту Д - 0,61.
Методика определения конечного коэффициента нефтеотдачи по всем месторождениям одна и та же и определяется он как отношение общего количества добытой из пласта нефти к разности первоначальных и остаточных запасов, которая относится к промытой части залежи.
При определении коэффициентов нефтеотдачи по заводненным частям залежей в ряде случаев берутся в расчет средние данные по пласту, а не параметры той части залежи, в пределах которой осуществляется замещение нефти водой. В результате коэффициент нефтеотдачи не отвечает тому объекту, который подвергся заводнению.
Многочисленными исследованиями установлено, что периферийные участки залежей, как правило, характеризуются более низкими значениями параметров пласта, чем центральные приподнятые участки. В погруженных частях структур пористость, проницаемость и нефтенасыщенность пород значительно слабее. Следовательно, нефтеотдача по периферийным участкам должна быть ниже, чем средняя по пласту. Поэтому полученные по заводненным частям коэффициенты нефтеотдачи в ряде случаев завышены.
Точность величин коэффициента нефтеотдачи зависит от достоверности величин, входящих в формулу подсчета запасов объемным методом, в частности от эффективной мощности пласта, коэффициента нефтенасыщения и других параметров.
Нефтенасыщенность изменяется по площади от центра к периферии от 90 до 60%. Эта закономерность имеет большое значение для платформенных условий, характеризующихся наличием больших размеров водоплавающих частей залежей. Когда исследуется нефтеотдача периферийных частей залежи, для расчета надо брать не среднюю, а конкретную величину нефтенасыщенности, характеризующую эту часть залежи.
Для определения нефтенасыщенных мощностей пород и вместе с тем и коэффициента нефтеотдачи большое значение имеет точная отбивка водо-нефтяного контакта (ВНК), с которым связана самая большая площадь на границе нефти и воды. Для средних размеров нефтяных залежей Русской платформы ошибка в отбивке ВНК на 1 м искажает величину извлекаемых запасов на 500-700 тыс. тон, а для крупных месторождений - на несколько десятков миллионов тонн.
Современные методы определения ВНК недостаточно точны. Колебания его отметок зачастую вызваны литологической изменчивостью нефтесодержащих пластов. Особенно затруднительна точная отбивка ВНК с разрезами маломощных пластов, когда при различной проницаемости пластов получаются неоднозначные электрометрические показатели, усложняющие интерпретацию при испытании разведочных скважин и наблюдениях за появлением воды в эксплуатационных скважинах в процессе разработки месторождения нельзя получить точной отметки ВНК. Наиболее надежны промыслово-геофизические и радиометрические методы. Однако и они еще не обеспечивают требуемой точности определения положения ВНК.
Необходимо продолжать исследования ВНК до получения возможно более точной его отбивки главным образом геофизическими и радиометрическими методами.
Большое влияние на снижение конечной нефтеотдачи оказывает несовершенство методов разработки водоплавающих частей нефтяных залежей. В ряде случаев при проходке скважин, чтобы получить безводную нефть, перфорация производится выше водоносных песчаников на 3-5 м. В результате нефтенасыщенные пропластки, залегающие в нижних частях пластов, на границе нефти и воды, могут оставаться в значительной степени невыработанными.
Это обстоятельство имеет серьезное значение как фактор, снижающий коэффициент нефтеотдачи для подавляющего большинства платформенных залежей, в которых значительные запасы нефти, сосредоточены в водо-нефтяных зонах. Так, например, в Ромашкино нефтяные залежи всей площади месторождения на 90,5% подстилаются водой.
Американцы считают, что достигнутый ими коэффициент нефтеотдачи при первичных методах добычи нефти по всем продуктивным пластам США составляет 35% от геологических запасов, причем они утверждают, что более высокую отдачу (в среднем) первичными методами добычи получить нельзя. Они указывают, что нефтяные пласты с режимом растворенного газа при самых лучших технологических методах разработки могут обеспечить суммарный отбор от 10 до 25%. В продуктивных пластах, с, упруговодонапорпым режимом коэффициент суммарной нефтеотдачи, по их мнению, может изменяться в идеальных условиях от 35 до 75%.
Если американцы говорят о среднем фактически достигнутом, коэффициенте отдачи в 0,35, то специалисты Российской Федерации считают, что в России средний конечный коэффициент нефтеотдачи составляет примерно 0,45-0,5. Однако научные исследования, показывающие полноту извлечения нефти в различных геологических условиях, еще недостаточны.
Как в США, так и в России совершенно отчетливо выделяются группа низких коэффициентов отдачи, получающихся при разработке нефтяных залежей с режимом растворенного газа, и группа более высоких коэффициентов нефтеотдачи, достигаемых в результат выработки залежей с упруговодонапорным режимом.
Средний коэффициент нефтеотдачи в целом по стране зависит от следующих основных факторов: 1) от соотношения добычи нефти на месторождениях с упруговодонапорным режимом и режимом растворенного газа, а также от удельного веса добычи тяжелой нефти, при эксплуатации которых получается низкая отдача; 2) от уровня развития методов поддержания пластовых давлений и вторичных методов добычи; 3) при прочих равных условиях от размещения и плотности скважин при разработке.
В 1960 г. примерно 72-73% общесоюзной добычи нефти приходится на месторождения с упруговодонапорным режимом. По месторождениям США таких данных мы не имеем.