Разработка нефтяных месторождений глава Понятия и параметры, определяющие процессы добычи углеводородов

часть извлекаемых запасов из основного объекта выработана. Если сква-
жины основного эксплуатационного объекта переводятся на другой пласт, 
то такой пласт называется 
возвратным
. Причем оба пласта могут экс-
плуатироваться полностью или частично одной системой скважин.
В дальнейшем будем рассматривать системы и показатели не всего 
месторождения в целом, а эксплуатационных объектов.
3.2. Нефтеотдача пластов и коэффициенты извлечения нефти.
Показа-
телем эффективности режима разработки является нефтеотдача – степень 
полноты извлечения нефти. Нефтеотдача характеризуется коэффициен-
тами извлечения нефти (КИН).
Проектный (прогнозируемый, конечный) КИН η
к
обосновывается
и планируется при подсчете запасов и проектировании разработки место-
рождения. После его обоснования планируются и утверждаются извле-
каемые запасы нефти N. 
G
N
к


где G – геологические (балансовые) запасы. 
При разработке месторождения на естественных режимах конечный 
КИН η
к
может принимать следующие значения: 
водонапорный режим 

к
=0,5÷0,8 
газонапорный режим 

к
=0,1÷0,4 
режим растворенного газа 

к
=0,05÷0,3 
гравитационный режим 

к
=0,1÷0,2 
Текущий КИН определяется следующим отношением
G
t
Q
t
нак
)
(
)
(


,


t
тек
нак
dt
t
Q
t
Q
0
)
(
)
(
где 
Q
тек
(t)
– текущая добыча нефти, например добыча нефти за год,
Q
нак
(t)
– накопленная добыча – количество нефти, добытое с начала 
разработки , 
t
– время разработки месторождения. Текущая добыча нефти в 
зависи-мости от времени разработки залежи и примененных методов 
повышения нефтеотдачи может возрастать и убывать во времени. 
Накопленная добыча только возрастает, следовательно, текущий КИН с 
течением времени возрастает 
(рис. 3.1).

---

Рис. 3.1.
Изменение текущего КИН во времени.