Однако в работах институтов еще недостаточно уделяется внимания тематике исследований по нефтепромысловой геологии. Особенно слабо в планах институтов представлена тематика по изучению нефтеотдачи пласта. Во многих институтах нет лабораторий по нефтепромысловой геологии.

В результате отставания научных исследований фактические величины коэффициентов нефтеотдачи для разных геологических условий и различных систем разработки остаются невыясненными.

Представления о величинах коэффициентов нефтеотдачи зачастую складываются по результатам лабораторных исследований. Однако в лабораторных опытах практически невозможно воспроизвести сложные природные условия, влияющие на процесс вытеснения нефти. Поэтому полученные в лабораторных условиях данные могут характеризовать лишь максимальную нефтеотдачу. Так, например, конечные коэффициенты нефтеотдачи, полученные в УфНЙИ по лабораторным данным при вытеснении нефти водой, по девонским пластам Туймазинского месторождения достигают 73-77%, по Шкаповскому месторождению по пласту Д - 73-77%, по пласту Д - 78-74%, по девонскому пласту Чекмагушского месторождения - 71-73%, по угленосному горизонту Арланского месторождения - 60-75%. Не говоря о высоких цифрах нефтеотдачи по Туймазинскому и Шкаповскому месторождениям, совершенно очевидным является недостижимость полученного коэффициента отдачи по Арлану, где вязкость нефти в пластовых условиях достигает 20 сантипуаз.

Завышенные величины коэффициента нефтеотдачи, получаемые в лабораторных условиях, кроме целого ряда других причин, объясняются главным образом неучетом неоднородности пластов и величины водного фактора. Степень неоднородности, включая в это понятие многослойность и расчлененность, в значительной мере влияет на величину коэффициента нефтеотдачи. При исследовании кернов зачастую прокачивают большое количество вытесняющей жидкости, нередко превышающее десять объемов порового пространства исследуемой пористой среды. На практике при разработке нефтяных пластов через нефтяную залежь проходит значительно меньшее количество воды. По пласту XVI Октябрьского района Грознефти, который разрабатывается с 1961 г., водный фактор достиг лишь 3,0. Поэтому при сопоставлении результатов лабораторных и промысловых исследований необходимо учитывать количество воды, прошедшей через пласт пли образец керна.

За последние годы по ряду пластов, находящихся в конечной стадии разработки, проведены определения конечного коэффициента нефтеотдачи по геолого-промысловым данным. Весьма интересные данные получены по месторождениям Азербайджана и Чечено-Ингушской республике. Очень низкие коэффициенты нефтеотдачи получаются при разработке залежей КС: так, на Биби-Эйбате за 25 лет разработки коэффициент отдачи едва достиг 0,1; на Маштаги-Бузовнинском месторождении по горизонтам I-V он равен 0,17, по горизонтам II и III-0,30; на Калинском месторождении по горизонтам 11-12 (первое поле) коэффициент нефтеотдачи составил 0,326. Более высокие коэффициенты отдачи достигнуты при разработке ПК свиты, характеризующейся лучшими коллекторскими свойствами. Так, в Сураханах (юго-восточное поле) по ПК коэффициент нефтеотдачи составил 0,25, по ПК - 0,3; в Буховнах (центральное поле) - 0,28, в Бинагодах - 0,34, в Маштагах (южное крыло) - 0,41. Довольно значительные величины коэффициентов нефтеотдачи получены при разработке пластов с водонапорным режимом: по ПК свите Чахнагляра он составил 0,76, по горизонтам У1 я У1а балаханской свиты в Сураханах достиг 0,80. Получение высоких коэффициентов нефтеотдачи объясняется также большой плотностью разбуривания (до 1,5 га на скважину) и значительными водными факторами.

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.