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.

За тот же год добыча нефти с поддержанием пластового давления и с применением вторичных методов в СССР достигла 65%, в то время как в США она составила лишь 28-30%. Указанные благоприятные соотношения, сложившиеся в СССР в направлении разработки месторождений и добычи нефти, повлияли на повышение нефтеотдачи.

Можно предположить, что и в ближайшие годы удельный вег добычи нефти из залежей с упруговодонапорным режимом сохранятся на уровне примерно 70-75%. Добыча нефти из пластов, разрабатываемых с поддержанием пластового давления, к 1980 г. значительно увеличится; возрастет также добыча тяжелых нефтей, что несколько повлияет на снижение среднего коэффициента нефтеотдачи. В некоторых районах будут разрабатываться глубокие горизонты, в которых следует предполагать закономерное снижение проницаемости пород и в ряде случаев наличие залежей нефти с режимом растворенного газа, что также повлияет на снижение среднего коэффициента нефтеотдачи.

Для прогнозирования динамики коэффициента нефтеотдачи на длительный период, кроме знания фактически достигнутых величин его в различных геологических условиях, необходимы детальные расчеты по ряду групп месторождений и знание многих фактором, влияющих на нефтеотдачу, в частности, большое значение имеет знание потенциальных возможностей методов поддержания давления на нефтеотдачу.

Американцы Робертс и Уокер, ссылаясь на накопленные материалы о возможностях и применении различных методов поддержания пластового давления, считают, что максимальное значение коэффициента суммарной нефтеотдачи будет не более 60%. Однако это может быть достигнуто, заявляют они, в течение следующих 50 лет. С этим их мнением нельзя согласиться. Нам представляется, что научные исследования в этой области позволят обосновать и добиться значительно большего извлечения нефти.