- •1 Нефтеотдача объектов разработки и методы ее оценки
- •1.1 Понятие о коэффициентах, характеризующих нефтеотдачу
- •1.2 Методы оценки нефтеотдачи
- •1.2.1 Сравнение базовой нефтеотдачи (без применения мун) с фактической (после проведения мун)
- •1.2.2 Сравнение нефтеотдачи опытных и контрольных участков
- •1.2.3 Определение остаточного нефтенасыщения
- •1.3 Применение адаптационной геолого-статистической модели (агпм)
- •1.3.1 Понятие об адаптационной геолого-статистической модели
- •1.3.2 Структурная схема создания агпм
- •1.3.3 Основные типы агпм и задачи, решаемые с их помощью
- •1.6 Системно-структурное изучение объекта разработки на разных иерархических уровнях
- •1.7 Классификация методов увеличения нефтеотдачи пластов
- •1.8 Надежность оценки эффективности мун
- •2 Заводнение
- •2.1 Третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов
- •2.1.1 Гидродинамические мун
- •2.1.1.1 Модификация плотности сетки скважин
- •2.1.1.2 Форсированный отбор жидкости
- •2.3 Технология разработки залежей нефти горизонтальными скважинами
- •2.4 Заводнение с водорастворимыми пав
- •2.5 Заводнение растворами полимеров
- •2.5.1 Полимердисперсная система (пдс) воздействия на пласт
- •2.6 Щелочное заводнение
- •2.7 Воздействие осадкогелеобразующими составами
- •2.8 Вытеснение углекислотой
- •3. Газовые методы
- •3.1 Вытеснение нефти углеводородными газами
- •3.1.1 Закачка газа высокого давления и растворителя
- •3.1.2 Водогазовое воздействие
- •4. Термические муноп
- •4.1 Закачка в пласт теплоносителя
- •4.2 Внутрипластовое горение
- •5. Альтернативные методы
- •Микробиологическое воздействие
3. Газовые методы
Газовые методы включают использование диоксида углерода (СО2) и углеводородных газов (как при смешивающихся, так и при несмешивающихся режимах вытеснения нефти), азота и дымовых газов. Они позволяют увеличить коэффициент вытеснения и охвата.
3.1 Вытеснение нефти углеводородными газами
В США, до применения заводнения на истощенных месторождениях использовали технологию вытеснения нефти газом.
3.1.1 Закачка газа высокого давления и растворителя
Н.Н. Стрижовым, М.А. Капелюшниковым и В.М. Фокеевым В 1948 г. было предложено разрабатывать нефтяные залежи с помощью нагнетания в залежь метана и его гомологов до давления полной растворимости их с углеводородами нефти.
Механизм процесса. Полное устранение капиллярных сил при вытеснении нефти из пласта может быть достигнуто, если вытесняющее вещество и нефть полностью взаимно растворимы. Взаимная растворимость метана и нефти наступает только при давлении 70-100 МПа. Пропан, бутан и сжиженные углеводородные газы выгодно отличаются от метана тем, что их взаимная растворимость с нефтью наступает при 20 0С, начиная с 0,9 и 0,24 МПа.[49]
Исследования проведенные в ВНИИГазе на линейных моделях пластов показали следующее:
сжиженные и жирные углеводородные газы вытесняют пластовую нефть на 90-95 % абсолютного ее количества в модели пласта вне зависимости от проницаемости;
сжиженные углеводородные газы вытесняют нефть из полностью обводненных пластов, не вытесняя при этом воду, нефтеотдача составляет 80-86 %;
коэффициент нефтеотдачи моделей пластов, содержащих высоковязкие нефти типа ухтинской, при вытеснении ее сжиженными углеводородными газами составил 0,8-0,82, вместо 0,07-0,12 при вытеснении водой.
Избирательное вытеснение нефти из обводненных моделей пластов объясняется полной взаимной растворимостью сжиженных углеводородных газов с нефтью и нерастворимостью их в воде. Вследствие этого на контакте их с водой образуются мениски и возникают капиллярные силы, препятствующие вытеснению воды из пласта сжиженными углеводородными газами.
Лабораторные исследования показали, что взаимно растворяемые вещества не вытесняются поршневым способом. Между вытесняемым и вытесняющим веществами образуется зона, в которой концентрация вытесняемого вещества непрерывно уменьшается от 100 до 0%.
Технология воздействия Процесс вытеснения осуществляется следующими технологическими вариантами:
1.закачка оторочки сжиженных углеводородных газов, проталкиваемую затем по пласту сухим либо жирным попутным газом; по данным, опубликованным в США, объем оторочки должен составлять 2-12 % объема пор участка, охватываемого воздействием;
2. вытеснение нефти жирным или сухим газом, обогащенным жирными компонентами;
3. вытеснение нефти сухим газом, нагнетаемым в пласт под высоким давлением 20-30 МПа.
Существенным недостатком является газа является малая вязкость, которая в 10-15 раз ниже вязкости воды, вследствие этого - низкий коэффициент охвата вытеснением и быстрый прорыв газа в добывающие скважины. Поэтому, с целью уменьшения этого неблагоприятного фактора применяется водогазовое воздействие.