На шельфе Каспия в течение длительного периода разрабатываются 17 морских нефтяных месторождений Азербайджана. Из них добыто 400 млн т. нефти, что соответствует текущей нефтеотдаче в среднем 0,33. Анализ геолого-промысловых материалов этих месторождений Азербайджана свидетельствует о значительных различиях в результатах разработки залежей, хотя практически повсеместно применялись идентичные технологии добычи: текущий коэффициент нефтеотдачи по залежам Абшеронского архипелага варьирует от 0,05 до 0,60, а Бакинского архипелага от 0,08 до 0,30.
Выявление факторов, влияющих на нефтеотдачу, и тем самым обоснование мероприятий по рациональной доразработке залежей представляют большой научно-практический интерес. Известно, что такая проблема надежно решается на базе геолого-математических моделей, так как интерпретация их структуры способствует выявлению роли природно-технологических параметров залежей при реализации запасов. Однако, создание модели нефтеотдачи для всего региона без учета характера проявления энергетических условий (режимов) залежей оказывается некорректным.
На подавляющем большинстве залежей месторождений Южно-Каспийской впадины выделяются два типа пластовой энергии: пассивный и активный.
Пассивный тип, при котором наблюдается режим растворенного в нефти газа (в процессе разработки по мере снижения пластового давления из нефти выделяется газ, за счет чего нефть замедленными темпами движется к зоне дренирования скважин).
Активный тип, характеризуется смешанным режимом (проявляется энергией водных бассейнов законтурных областей при сочетании с режимом растворенного в нефти газа).
После детального изучения характера проявления пластовой энергии залежей морских месторождений с привлечением математических методов установлена следующая их расстановка: 68 эксплуатационных объектов характеризуются режимом растворенного газа, 81 объект – смешанным.
Установленные группы (типы) залежей по результатам разработки существенно отличаются друг от друга. Так, если текущие коэффициенты нефтеодачи по залежам I группы составляют в среднем 0,20, то по объектам II группы - более 0,38.
Для выявления причин разнохарактерной реализации запасов нефти в выделенных группах залежей составлены модели нефтеотдачи.
В структуру уравнений включались лишь те признаки, которые оказали существенное (положительное или отрицательное) влияние на нефтеотдачу. В работе дана краткая трактовка полученных моделей и графическое отображение влияний геолого-технологических показателей на нефтеотдачу.
Анализ моделей, составленных для выявления роли пластовых параметров при выработке залежей, сгруппированных по режимам, дала возможность расшифровать особенности характера процессов извлечения нефти морских месторождений Азербайджана. На основе полученных результатов стало возможным обосновать мероприятия по оптимизации динамики добычи нефти из залежей морских месторождений Азербайджана.
