• 9Ти точечное заводнение

ω ≈ 3

применяется в Зап. Сибири.

2. Избирательное заводнение.

Условия применения:

1. значительная неоднородность пласта.

2. линзовидное строение и значительная прерывистость.

3. резкое изменение коллекторских свойств.

4. изменение фильтрационных параметров пласта.

5. резкое изменение эффективности мощности пласта.

6. значительная расчлененность.

Сочетается с площадным заводнением. Выбирают пласты с хорошей проницаемостью.

2. Очаговое заводнение.

Условия применения:

1. выклинивание коллектора.

2. значительная прерывистость пласта.

3. резкое изменение коллекторских свойств пласта.

4. наличие тектонических нарушений.

8. Барьерное заводнение.

Условия применения:

при наличии газовой шапки.

Барьерное заводнение применяется на Самотлорском месторождении, Лянторском месторождении и др.

Прорабатываемые вопросы при внедрении ППД:

1. Определение местоположения нагнетательных скважин.

2. Определение суммарного объема закачиваемой воды.

3. Рассчитывают число нагнетательных скважин.

4. Устанавливают основные требования к закачиваемой воде.

5. Выбирают варианты водоснабжения для системы ППД.

Определение объема закачки воды.

1. Для внутриконтурного заводнения: количество нагнетаемой воды = количеству извлекаемой жидкости.

2. При законтурном заводнении: определяется, как сумма количества отбираемой жидкости и количество воды утекающей за контур.

Требования к закачиваемой воде.

1. Вода не должна вступать в реакцию с пластовыми водами.

2. Количество мех. примесей в воде должно быть не большим.

3. Количество железа и эмульгированной нефти в воде должно быть небольшим.

4. Вода не должна содержать сероводороды, углекислоты и др. примесей.

5. Вода должна подвергаться биологической очистке от спор, водорослей и микроорганизмов.

6. Нагнетаемая вода не должна вызывать разбухание глинистых пропластков внутри объекта разработки и глинистых частиц цементирующего материала пласта.

Варианты водоснабжения для системы ппд.

Поверхностные воды, подземные воды (воды сенаманских и алегоценовых отложений), попутная(подтоварная) вода, комбинация вариантов.

закачка поверхностных вод

минусы:

- замерзает.

- большое количество содержания микроорганизмов.

- вступает в реакции.

схема закачки подземных вод

схема использования подтоварной воды

Проблемы заводнения (при ппд).

1. Коэффициент извлечения нефти (КИН ≤65÷70%).

2. Не смешиваемость вытесняемой и вытесняющей жидкостей.

3. Гидрофобизация коллекторов.

4. Разница вязкости нефти и воды.

5. Гравитационные силы (ρ_в>ρ_н).

Нетрадиционные методы воздействия на пласт.

Методы увеличения нефтеотдачи (МУН)

1. Физико-гидродинамические методы:

изменение гидродинамических условий движения рабочего агента.

КИН = k_охв·k_выт - количество извлекаемой нефти

k_охв = V_{з.охв.в разр.}/V_залежи

k_выт = q_выт.н./q_общ.н.

• водогазовое воздействие

виды:

a) совместная закачка

б) поочередная закачка

в) комбинированная закачка

суть метода: поочередное (или совместное) нагнетание воды и газа для повышения охвата неоднородных пластов заводнением.

условия применения: в неоднородных пластах, где образуются тупиковые и застойные зоны при обычном заводнении (рекомендуется на любой стадии разработки).

• циклическое заводнение

суть метода заключается в периодическом изменении режима воздействия на неоднородные пласты, создания нестационарного распределения пластового давления и неустановившегося движения жидкости в пласте. Это обеспечивается периодическим изменением объема нагнетаемой воды и добываемой жидкости.

метод направлен на увеличение k_охв, устранение капиллярного неравновесия и вовлечение в разработку застойных зон. наиболее эффективен в неоднородных пластах (рекомендуется на любой стадии разработки).

2. Физико-химические методы:

они направлены на повышение эффективности заводнения путем добавки к воде различных химических реагентов (полимеров, ПАВ, кислот, щелочей и т.д.).

• закачка водных растворов полимеров, растворов полиакремида.

добавляют к нагнетаемой воде, что повышает ее вязкость, снижает подвижность и уменьшает относительную вязкость пластовой нефти µ = µ_н/µ_в.

условия применения: для залежи с повышенной вязкостью нефти (10÷50 мПа∙с), k_прон ≥ 0,1 мкм², глинистость ≤ 8-10%, t ≤ 70-90 ^оС.

• мицеллярное заводнение.

при достижении определенного соотношения воды, ПАВ, углеводорода и спирта в растворе образуются физико-химические связанные группы молекул (мицеллы), такой раствор называется мицеллярным.

механизм: оторочка раствора перемещается водой.

• мицеллярно-полимерное заводнение.

этапы:

1. нагнетается объем мицеллярного раствора ≈ 10% пустого пространства залежи.

2. оторочку перемещает буферной жидкостью раствора полимера.

условия (рекомендация):

1. залежь нефти в терегенных коллекторах порового типа, относительно однородных, не содержащих карбонатного цемента.

2. k_прон > 0,1 мкм².

3. µ = 3 ÷ 20 мПа∙с.

4. t < 80 ^оС.

   • закачка ПАВ.

Снижают поверхностное натяжение на границе воды и нефти, увеличивают приемистость, повышают смачиваемость породы.

условия применения:

1. при повышенной гидрофобности коллекторов.

2. µ = 10 ÷ 30 мПа∙с.

3. k_прон > 0,3 мкм²

4. t до 70 ^оС.

5. рекомендуется в начале разработки.

В качестве хим.реагентов ПАВ используют: каустическую или каустическую или кольцемированную соль, аммиак, силикат натрия.

• щелочное заводнение.

при взаимодействии щелочи с органическими кислотами пластовой нефти образуется ПАВ. Улучшение смачиваемости породы, снижение межфазного натяжения и улучшение отмывающих свойств воды.

условия применения: эффективен в малоглинистых гидрофобных коллекторах.

3. Теплофизические методы:

направлены на нагнетание в пласт теплоносителей - горячей воды или пара, в результате происходит снижение вязкости нефти, очищение призабойной зоны от парафина и смолистых веществ, расширение объема пластовой нефти.

Рекомендуется для пластов:

• с высоковязкой нефтью

• глубина пласта меньше 1000м.

• нефтенасыщенная глубина от 10 до 40м.

• k_пор. > 0,2

• k_прон > 0,5 мкм²

• глинистость меньше 10%

• расстояние между скважинами 200÷300м.

4. Термохимические методы:

метод ВДОГ(внутрипластовой движущийся очаг горения) рекомендуется для залежей:

• с высоковязкой нефтью (вязкость нефти от 1000мПа∙с и больше)

• содержащих большое количество тяжелых фракций

• глубина до 2000м.

• k_прон > 0,1 мкм²

Метод основан на способности пластовой нефти вступать в реакцию с нагнетаемым в пласт кислородом, сопровождающейся выделением большого количества тепла.

Методы ВДОГ:

• прямоточное сухое горение:

на забое воздухонагнетательной скважины производится поджог нефти, и зона горения перемещается нагнетаемым воздухом в направлении к добывающим скважинам.

• прямоточное влажное горение (сверхвлажное горение):

в пласт нагнетается в определенном соотношении воздух и вода, это обеспечивает образование впереди фронта горения оторочки пара, т.е. перенос тепла в зону впереди фронта горения и способствует увеличению КИН при значительном увеличении расхода нагнетаемого воздуха.

4. Метод смешивающегося вытеснения:

метод рекомендуется в залежах:

• с глубиной > 1000м.

• относительно не большой мощностью пласта (10÷15м.)

• вязкость нефти от 10мПа∙с до 15мПа∙с

• пластовое давление > 10МПа

метод возможен на поздних стадиях разработки.

Газы растворяются в нефти, следовательно, увеличивается V нефти, уменьшается ее вязкость и снижается проявление капиллярных сил.

Технология:

1. в виде оторочки CO₂.

2. совместно с водой.

4. Микробиологический метод.

4. Виброволновое воздействие.

4. Горизонтальное бурение скважин.

4. ГРП (гидроразрыв пласта).