38. Нефтеотдача продуктивных горизонтов и факторы, ее определяющие.

Любая Н или Г залежь обладает потенциальной энергией, которая в процессе разработки расходуется на вытеснение Н и Г из продуктивного пласта. Вытеснение флюидов из залежи происходит под действием природных сил-носителей пластовой энергии. Такими носителями явл-ся, в первую очередь, напор краевых вод, а также упругие силы Н, воды, породы; Г, сжатого в газовых залежах и газовых шапках, и Г, растворенного в Н. Кроме того, в залежах действует сила тяжести Н.

Нефтеотдача нефтяного пласта характеризует степень извлечения Н из продуктивных пластов в процессе разработки м-я. Для количественной оценки нефтеотдачи используют коэфф-т нефтеотдачи.

Коэфф-т нефтеотдачи пласта – отн-е кол-ва извлеченной из пласта Н к первоначальным ее запасам в пласте. Различают: 1) коэфф-т текущей нефтеотдачи – отн-е кол-ва извлеченной из пласта Н на данный момент разработки пласта к первоначальным ее запасам; 2) коэфф-т конечной нефтеотдачи – отн-е кол-ва добытой Н к первоначальным ее запасам в конце разработки.

Хар-р проявления движущих сил в пласте, обусл-щих приток флюидов к добывающим скв., наз-ся режимом залежи. В соотв-ии с хар-ром проявления доминирующего источника пластовой энергии в процессе разработки в нефтяных залежах выделяют режимы: водонапорный, упруговодонапорный, газонапорный (газовой шапки), растворенного газа и гравитационный, а в газовых залежах — газовый и упруговодогазонапорный. Проявление того или иного режима в залежи обусловлено неоднородностью продуктивного пласта в пределах залежи и вне ее, составом и фазовым состоянием УВ залежи, ее удаленностью от области питания, применяемыми в процессе разработки технологич. решениями.

Факторы, определяющие нефтеотдачу: 1) хар-ки продуктивного пласта (пористость, прониц-ть, сод-е межпластовой и захваченной воды, однородность, непрерывность); 2) св-ва Н в коллекторе (вязкость, сжимаемость, кол-во газа в р-ре); 3) средства регулирования (природные выталкивающие силы, скорость добычи, изм-е Р); 4) состояние скв. и расположение относительно структуры.

39. Методы повышения нефтеотдачи продуктивных горизонтов.

Главные причины неполного извлечения Н из пласта: 1) Действие капиллярных сил, препятствующих вытеснению Н; 2) Неблагоприятное соотнош-ие вязкости Н и вытесняющей её жидкости; 3) Геол неоднородность пористой среды-коллектора. Средства ↑ Н-отдачи д.б. направлены на устранение или уменьшение этих факторов, либо на ↑ на охвате пласта процессом вытеснения, либо для ↑ степени вытеснения Н.

По виду применяемых средств методы ↑ Н-отдачи делятся: 1. Тепловые методы; 2. Физ-хим методы; 3. Смешивающееся вытеснение. 1. Тепловые методы: 1.1. Закачка горячей воды – может примен-ся для разработки нефт. залежей высоковязких Н с целью ↑ коэфф-та извлечения нефти (КИН) из залежей высокопарафинистых Н для предотвращения выпадения парафина в пласт. Необх. нагнетать воду с t-рой, превышающую пластовую t-ру на величину ее потерь по пути к забою скв. Требуется закачивать в пласт большие объемы горячей воды; 1.2. Закачка пара – рекоменд-ся для разработки залежей высоковязких Н, для кот. метод заводнения не пригоден. Высокая эффект-ть обеспеч-ся благодаря ↓ вязкости пластовой Н в зоне пара. Глубина залегания пласта ограничивается 1000м. Рекомендуемая нефтенасыщенная мощность – 10-40м. Примен-е метода эффективно при условии расст-я между скв. не > 300м; 1.3. Внутрипластовое горение – основан на способности пластовой Н вступать в реакции с нагнетаемым в пласт О₂, сопровожд-ся выделением большого кол-ва тепла. Метод предусматривает генерирование тепла в продуктивном пласте путем процесса горения у забоя, и перемещение зоны горения по пласту при последующем нагнетании воздуха.

2. Физ-хим методы – основаны на нагнетании в продуктивные пласты водных р-ров хим. в-в с различной конц-цией. 2.1. Закачка водных р-ров ПАВ (поверхностно-активных в-в) – наиболее применяемыми счит-ся р-ры ПАВ ОП-10. Метод рекоменд-ся для залежей с водонасыщ-тью пласта не > 15%, вязкость средняя, прониц-ть пласта > 0,04 мкм². Добавка ПАВ улучшает св-ва воды, т.е. снижается поверх. натяжение воды на границе с Н. 2.2. Закачка водных р-ров ПАА (полиакриламида) – добавка ПАА к нагнетаемой воде повышает ее вязкость, уменьшает вязкость пластовой Н. Это повышает устойчивость раздела между водой и Н. Метод рекоменд-ся с повыш. вязкостью пластовой Н и с однородным строением продуктивных пластов. 2.3. Закачка водных р-ров щелочей – основан на снижении поверх. натяжения на границе Н с р-ром щелочи (каустическая сода, силикат Na). Щелочные р-ры берут конц-ии от 0,05 до 1% и объем оторочки 10-20% от объема пор дренируемого пласта. Примен-е метода щелочного заводн-я позволяет ↑ КИН на 5-20% по сравнению с обычным заводнением. 2.4. Закачка кислот – основан на закачке в пласт различных кислот (серная, хлоросульфоновая, фторосульфоновая, оксидная и др.). Попутно решается проблема утилизации кислотных отходов нефтехим. производств. Обычно примен-ся 10-15% р-р соляной к-ты. Примен-ся для пластов, кот. сложены карб. породами или терригенными, имеющими карб. цемент; с целью очищения призабойной зоны за счет растворения пород. 2.5. Гидравлический разрыв пласта (ГРП) – используют для ↑ продуктивности эксплуатац. скв. Основан на создании трещин в пласте давлением, превыщающее горное Р. Под высоким Р образ-ся трещины, в кот. закачивается нефтекислотная эмульсия или высоковязкие жидкости, кот. заполнены кварцевым песком. Это необх. для предотвращения смыкания трещин, когда будет снято высокое Р. 2.6. Пескоструйная перфорация – применяют для пластов, имеющих плохие коллект. св-ва или при наличии за колонной цементного кольца значит. толщины, обусл. образ-ем каверн в скв. против продуктивного пласта. Разрушение цементного кольца производится струей воды с песком, выходящей ч/з отверстие малого диаметра под большим Р. Закачка песка с водой под большим Р осущ-ся с помощью цементировочных агрегатов.

3. Смешивающееся вытеснение. 3.1. Закачка мицеллярных р-ров – в состав мицеллярного р-ра входит: легкая УВ-ая жидкость, пресная вода, ПАВ и стабилизатор. Р-р предст. собой микроэмульсию, сост. из агрегатов (мицелл) – молекул Н₂О и УВ. Примен-ся для залежей с большими глубинами залег-я пластов, при низкой вязкости пласт. Н (< 5 мПа*с), с небольшой мощностью пласта – до 15м. 3.2. Закачка углекислоты – нефтевытесняющая способность углекислоты объясняется способностью хорошо растворяться в Н и в Н₂О. Эффективность метода заключ-ся в невысоком содерж-ии в Н асфальтено-смолистых комп-тов и повыш. минер-ции воды. 3.3. Закачка газов – из-за присутствия воды ↓ фазовая прониц-ть для газа. В рез-те улучшается охват пласта воздействием. Метод эффективен, когда Н вытесняется газом в условиях близких к режиму взаимной растворимости.