I М

124

Раздел niupnii

Современные чекмы уне.щченин неф i en m ичения

Коэффициент охвата определяется как отношение балансовых запасов, вовлеченных в разработку (£?,_кт), к начальным балансовым запасам завод­ненной зоны (Q_c):

Коэффициент охвата заводнением определяется поданным i4iojioix>-upo-мыслового анализа с использованием всех имеющихся данных гидродина­мических, промыслово-геофизических, лабораторных исследований и гео­логических наблюдений [96, 101, 102].

Коэффициент заводнения К_ив характеризует потери нефти в объеме, ох­ваченном процессом вытеснения из-за прекращения ее добычи но эконо­мическим соображениям при обводненности продукции скважин менее 100%. Он зависит от степени неоднородности пласта по проницаемости, соотношения вязкостей нефти и вытесняющего агента, принятой предель­ной обводненности добываемой продукции. Надежных методов расчета К не создано. Обычно он оценивается либо по эмпирическим формулам, учитывающим влияющие на пего параметры, либо принимается экснертно [28, 30].

Основная проблема определения конечною КИН заключается в опреде­лении коэффициента охвата залежи заводнением. Для этого используются все имеющиеся методы: контроля за разработкой (геофизические, промыс-лово-гидродинамические, лабораторные анализы керна и насыщающих флю­идов), математического моделирования, геолого-промыслового анализа. От их качества и квалификации персонала зависит достоверность определения КИН.

Кроме того, большинство существующих отечественных и зарубежных пакетов программ, как правило, предназначено для анализа геологии нефтя­ных и газовых месторождений, а следовательно, конструктивно фомоздки и мало приспособлены к совместному использованию с гидродинамичес­кими моделями.

Более сложно работать с зарубежными программами, так как их нельзя изменить при необходимости приспособления к конкретным местным усло­виям. В этом отношении лучше работать с отечественными программами, которые легче адаптируются к местным условиям. Такими для условий Та­тарстана являются пакеты профамм «Триас» и «Гранат».

Имеющиеся в арсенале геологов методы комплексного анализа заводне­ния коллекторов достаточно точно позволяют определить текущую нефтеот­дачу по пластам и участкам, типам коллекторов и участкам эксплуатируе­мых залежей, а при длительной истории разработки и оценить конечную неф­теотдачу при применяемых на месторождении технологиях [87].

Г л а в а 5

КЛАССИФИКАЦИЯ СОВРЕМЕННЫХ МЕТОДОВ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ

Живи, не споря с веком. Даже знании хороши, ког­да в x(xh; a где им нет ходу, лучше притвориться не­веждой Меняются годы, меняются суждения и моды, не рассуждай по старинке и держись современного. Вкус современного берет верх во всех областях. Над­лежит ему следовать.

Бальтасар Грасиан

Любая по настоящему классификация содержит от 3 до 6 категорий. Меньше трех это не классифи­кация, больше шести - не практична

Безымянное правило

Нефтяные месторождения могут разрабатываться на естественных при­родных режимах. Природным режимом залежи называется совокупность естественных сил, которые обеспечивают перемещение нефти или газа в пласте к забоям добывающих скважин. Залежь в этом случае может разра­батываться за счет естественной пластовой энергии: напора краевых вод, газа газовой шапки, растворенного газа или под действием силы тяжести самой нефти. Разработка месторождений на естественных природных режи­мах - это первичные методы, хотя, как правило, в настоящее время этим термином не пользуются.

Под вторичными методами понимают системы разработки с применени­ем искусственного поддержания пластового давления с использованием различных методов заводнения: законтурного, приконтурного, внутрикон-турного (разрезание рядами нагнетательных скважин, избирательное, оча­говое, площадное, головное, барьерное).

Вторичные методы на практике подразделяются на традиционные и со­временные. Под традиционными понимают методы стационарного заводне­ния, применяемые при внедрении первоначально запроектированных систем разработки (линейное разрезание, избирательное или площадное заводне­ние, барьерное заводнение). В отличие от этого применяются более npoipec-сивные, современные вторичные МУН, которые называются гидродинами­ческими.

126

Раздел и юром

Сопремешиле меюди увеличении иефгепшлеченнм

127

I¹

Современными методами примято называть все методы объемного воз­действия на пласт, исключающие разработку залежей на естественных природ­ных режимах или с применением традиционных вторичных методов стацио­нарного заводнения обычной необработанной водой.

Современные (нетрадиционные) методы разработки залежей нефти мож­но разделить на вторичные гидродинамические и третичные [26, 103—106] (рис. 5.1).

5.1. Гидродинамические мун

1. Нестационарное (циклическое) заводнение с изменением направ­ ления фильтрационных потоков жидкости в пласте (НЗ).

1. Ввод недренируемых запасов (ВЗ).

2. Форсированный отбор жидкости (ФОЖ).

3. Технология оптимальной выработки пласта.

5.1.5.Геолого-физические методы (ГФМ), связанные с комплексными технологиями разработки (КТР) залежей струдноизвлекаемыми запасами (ТЗН).

5.1.6. Барьерное заводнение на газонефтяных залежах.

5.2. Третичные мун

Под третичными понимают методы увеличения нефтеотдачи, не связан­ные с разработкой месторождений на природных режимах либо с закачкой в пласт обычной необработанной воды [106].

Третичные МУН в 1960-70-е годы называли новейшими. В соответствии с принятой в настоящее время классификацией третичные МУН подразделя­ются на 6 групп:

1. Физико-химические МУН.

2. Физические МУН.

3. Тепловые МУН.

4. Газовые МУН.

5. Микробиологические МУН.

6. Рудничные методы.

Цель применения этих методов заключается в том, чтобы повысить охват пластов заводнением и устранить либо уменьшить отрицательное влияние сил, удерживающих нефть в заводненных зонах пластов. По своему назна­чению и способу воздействия известные методы увеличения нефтеотдачи можно распределить следующим образом (табл. 5.1).

3

I

(2

H i

h 5 S

a >s i 2

С высокой эффективностью форсировки

С удовлетворительной

эффективностью

форсировки

С низкой эффективностью форсировки

О птимизация плотности сетки скважин путем бурения дополнительных скважин

О дновременно-раздельная

эксплуатация (ОРЭ)

Разукрупнение

эксплуатационных объектов

Чередующийся режим закачки и отбора

Циклическое заводнение

Импульсная закачка и отбор

S к о 5

I m

lei

о. Б 9

с s g

в тупиковых зонах

в застойных зонах

н а линиях стягивания контуров нефтеносности

в слабопроницаемых зонах

в подгазовых зонах

УСЛОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ

ГРАНИЦЫ:

Волго-Уральской аитекпиэы; тектонических структур; частей структур первого порядка: КАМСКО-КИНЕЛЬСКАЯ СИСТЕМА ПРОГИБОВ Збортоевя «он. (карбонаты «вркиего девона). _3оеееея зона (территвиныи нижний карбон);

КОНТУРЫ

ТЕКТОНИЧЕСКИХ ЭЛЕМЕНТОВ ВТОРОГО ПОРЯДКА; валообрвэные зоны;

прогибов, рмломы фундаменте, ионтуры месторождений нефти: ЭЛЕМЕНТЫ ГЕОГРАФИЧЕСКОЙ ОСНОВЫ столицы рвепувлик и областей;

пункты; третиеиые трении

ТЕКТОНИЧЕСКОЕ РАЙОНИРОВАНИЕ

Уральская складчетея системе;

пелеосеоды и своды;

седг овины;

епадины;

прогибы;

128

Раздел второй

1. Полимерное заводнение

2. Технологии повышения выработки слоисто неоднородных пластов с применением эфиров целлюлозы

3. Закачка полимер-дисперсных систем (НДС)

4. Закачка коллоидно- дисперсных систем (КДС)

5- Закачка волокнисто- дисперсных систем (ВДС)

6. Закачка структурообразующих составов (СОС) ДНПХ-I и ДНПХ-3

7. Закачка полимер-органической суспензии (ПОРС)

8- Закачка тонкодисперсной активированной суспензии (ТАС)

9. Силикат полимерный гель (СПГ)

10- Чередующаяся закачка нефти и воды

11. Применение щелочной полимер-суспензионной композиции (ЩПСК)

12. Технология воздействия на пласт ГОК с ЩПСК

13. Применение биополимеров

14. Внутрипластовые гслеобразующие системы

15. Гелеобразующие системы на основе силиката натрия

1 6. Закачка темпоскрина

17. Закачка РИТИНа

18. Применение вязко-упругих систем (ВУС)

19. Методы ограничения водопритоков и гидрофобизации ПЗП в добывающих скважинах

20. Применение сернокислого алюминия

21. Использование полисила

22. Высокоэффективные технологии с использованием МДК «Кварц»

1. Вытеснение нефти водными растворами поверхностно-активных веществ (ПАВ, НПАВ)

2. Применение оторочки смачивателя

1. Совместное применение IIАА и НПАВ

2. Щелочное заводнение (закачка щелочных растворов, композиции щелочей, ПАВ и полимеров, ЩПСК с алюмохлоридом, ЩПСК с соляной кислотой, СЩР)

3. Закачка промышленных отходов серной кислоты и продуктов на се основе

4. Закачка больших объемов оторочки соляной кислоты

5. Физико-химическое воздействие (ФХЦВ)

6. Мицеллярно-полимерное заводнение

7. Композиции РНДК для повышения эффективности разработки слабо проницаемых коллекторов

U

hie. 1.1. Тек.омическая схема палеозойского структурного пажа Bo.im-Vpa.ibCKoro неф.е. анжосмот бассейна

о	/					8909
13879	°г	ы
	/13977/			Г		ч / о V 8912
О**				'А		• 840а/
	\	138SS J				\/ О840
		749		13877/^^. J
	( 8S68	^Уя				4 O839
		у—^		#907! \ _ЯС
	13874O	• 9053				^ > .27942/° "в»7
	°747/	9054				^-/о2364? В?/
О	L	9077				-^14172
746 ~(гк!		у				15080
		/		•836		0 14171
	О ц,»	' О		14173
	O«87i/	• 83S			14170.	О 3283
с	9074 \_	— ^		С

Условные обозначения:

о добывающая ^Л нагнетательная

4-

переведена на другой объект . пласт перфорирован

ограничение закачки

песчаники

алевролиты

неколлектор

граница площади дренирования

площадь участка - 5310 тыс. и¹ геологические запасы нефти - 5945 тыс. т количество скважин * 37 плотность сетки скважин - 14.4. га/скв. коэффициент пористости - 0.211 коэффициент нефтенасыщениости - 0.901 средняя толщина пласта - 6.9 м

Рис. 4.8 а. Карта состояния разработки

опытного участка по оценке коэффициента

нефтеи^влечения

Рис. 4.8 б. Схема подсчета запасов нефти опытного участка