- •Федеральное агентство по образованию
- •1. Происхождение углеводородов.
- •1.1. Происхождение нефти.
- •I.2. Происхождение газа
- •I.3. Месторождения гиганты
- •1.4 Этапы развития нефтяной и газовой промышленности России.
- •2. Геолого – физичекие характеристики
- •2.1. Свойства горных пород, коллекторов и пластовых жидкостей
- •2.2 Зависимость проницаемости коллекторов от насыщенности их пластовыми флюидами
- •2.3. Физические свойства нефтей
- •2.4 Физические свойства углеводородных газов
- •2.5 Свойства пластовых вод
- •2.6 Молекулярно-поверхностные свойства системы "нефть - газ - вода - порода"
- •3.1 Проектирование разработки нефтяных иесторождений.
- •3.2 Силы, действующие в продуктивном пласте
- •3.3. Режимы работы залежей
- •3.4 Размещеник нагнетательных скважин и расчеты процессов нагнетания
- •3.5 Выделение эксплуатационных объектов на многопластовых нефтяных месторождениях
- •3.6 Методика оценки годовых отборов нефти при объединении нескольких продуктивных пластов в один эксплуатационный объект
- •3.7 Принципиальные особенности проектирования технологических систем разработки
- •3.8 Системы разработки и принципы выбора метода искусственного воздействия на пласт
- •3.9 Размещение скважин основного фонда
- •3.10 Определение необходимого числа резервных скважин
- •3.11 Системы разработки нефтяных месторождений с поддержанием пластового давления
- •3.12 Физически основы вытеснения нефти водой
- •3.13 Построение геолого - технологические моделей нефтяных и газонефтяных месторождений
- •3.13.1 Цифровая геологическая модель
- •Методика и результаты детальной корреляции продуктивных пластов
- •Построение цифровых геологических моделей
- •13.3.2 Цифровая фильтрационная модель
- •Математические модели .Расчета фильтрационных процессов на месторождении
- •Моделирование пластовой водонапорной системы
- •3.13.3 Рекомендации по организации работ по созданию и использованию постоянно действующих геолого-технологических моделей
- •3.14 Геологические модели многопластовых объектов в процессе разработки нефтяной залежи
- •3.14 Выбор режимов работы скважин и гтм по управлению
- •3.15 Прогноз процесса разработки с помощью адаптированной адресной
- •3.16 Исследование изменения пористости и проницаемости во
- •4. Нефтеотдача пластов
- •4.1 Основные положения
- •4.2 Нефтеотдача пластов
- •4.3 Нефтеотдача при различных условиях дренирования залежей
- •4.4 Обобщенная схема вытеснения нефти и газа водой
- •4.5 Малые темпы разработки месторождений, повышающие конечную нефтеотдачу пластов
- •4.6 Высокие темпы отбора, увеличивающие нефтеотдачу пластов
- •4.7 Оптимальные темпы разработки
- •4.8 Темп разработки, не влияющий на нефтеотдачу пласта
- •5. Методы повышения продуктивности скважин
- •5.1. Классификация методов воздействия на прискважинную зону
- •5.2 Критерии выбора объектов интенсификации притоков нефти и
- •5.3 Интенсификация притоков из низкопроницаемых
- •5.3.1. Способ кислотного воздействия на прискважинную зону пласта
- •5.4 Гидравлический разрыв пласта
- •5.5 Виброциклические методы воздействия на прискважинную
- •6. Методы повышения нефтеотдачи пластов
- •6.1 Классификация современных методов увеличения нефтеотдачи
- •6.2 Гидродинамические методы повышения нефтеотдачи Нестационарное заводнение объектов разработки
- •6.3 Уплотнение сеток скважин в процессе разработки месторождений
- •6.4 Форсированные отборы жидкости (фож)
- •6.5 Тепловые методы увеличения нефтеотдачи пластов
- •6.6 Физико-химические методы увеличения нефтеотдачи пластов
- •Неионогенными пав
- •6.7. Техногенные факторы, влияющие на доизвлечение остаточных
- •6.8 Газовые методы повышения нефтеотдачи
- •6.9 Применение пенных систем при добыче нефти
- •7. Поддержание пластового давления
- •7.1 Моделирование технических гидравлических систем поддержания
- •7.2. Система подготовки и закачки воды в продуктивные пласты
- •8. Проектирование и разработка газовых месторождений
- •8. 1 Фазовые состояния и превращения углеводородных систем
- •8.2 Условия залегания углеводородов в недрах
- •8.3 Типы газовых залежей
- •8.4 Расчет фазовых равновесий углеводородных смесей
- •8.5 Компонентоотдача газовых и газоконденсатных месторождений
- •8.6 Основные принципы проектировавния разработки газовых и
- •8.7 Особенности разработки газовых и газоконденсатных
- •8.8. Прогнозирование добычи газа и конденсата
- •8.9. Повышение конденсатоотдачи нефтегазоконденсатных залежей
- •8.10 Методы изучения газоконденсатной характеристики
- •8.11 Оценка начальных и текущих запасов газа по материалам анализа разработки
- •8.12 Разработка новых методов геолого-гидродинамического
- •8.13. Критерии оптимизации размещения кустов эксплуатационных
- •8.14 Совершенствование методов газогидродинамического
- •8.15. Промысловая подготовка газа
- •9. Теоретичкские основы вытеснения газа водой при упруговодонапорном режиме.
- •10. Промыслово-геофизический системный
- •10.1. Понятие системного контроля
- •10.2. Этапность и периодичность исследований и их
- •10.3. Решение задач постемного контроля с помощью комплексных
- •10.4. Планирование и организация системы мониторинга
- •11. Системообразующая интерпретация и
- •11.1. Принципы интерпритации и динамического анализа
- •11.2. Задачи системообразующей интерпритации и динамического
- •Рекомендуемая литература
- •3.12 Физически основы вытеснения нефти водой 168
- •4. Нефтеотдача пластов
- •5. Методы повышения продуктивности скважин
- •8. 1 Фазовые состояния и превращения углеводородных систем 303
- •8.4 Расчет фазовых равновесий углеводородных смесей 311
5.3 Интенсификация притоков из низкопроницаемых
нефтенасыщенных коллекторов
Наиболее распространённым методом интенсификации притоков из низкопроницаемых коллекторов являются кислотные обработки ПЗП. Об этом свидетельствуют многочисленные научные публикации отечественных и зарубежных исследователей.
Лабораторные исследования показали достаточно высокую эффективность воздействия соляно-кислотных и глино-кислотных отработок на проницаемость кернов из нефтяных месторождений Западной Сибири. В процессе исследований изучалось не только изменение проницаемости, но и минералогического состава цементирующего материала. Положительные результаты лабораторных исследований позволили провести работы по обработке ПЗП стандартными кислотными растворами в скважинах.
В процессе проведения соляно-кислотных обработок ПЗП пласта АВ21-2 Самотлорского месторождения в ПО Нижневартовскнефтегаз получены следующие результаты. Так на скв. 3985 до проведения СКО дебит составлял 4,5 т/сут, после обработок скважина в течение месяца работала с дебитом 52 т/сут, затем дебит снизился до 5 т/сут. На скважине 14002 дебит нефти до обработки составлял 1 т/сут., после воздействия дебит увеличился до 22 т/сут., но через 4 месяца снизился до 5 т/сут. Затем скважину перевели на механизированный способ добычи. Скважина длительное время работала с дебитом 8 т/сут.
Таблица 5.1 - Методы интенсификации притоков нефти и газа
Гидромеханические |
Физико-химические |
Термические |
Комбинированные |
1. Гидроразрыв пласта (ГРП) |
1. Кислотные обработки соляной и глинокислотами, сульфаминовой, азотной и др. смесями на водной, спиртовой или кетоновой основах |
1. Электропрогрев ПЗП |
1. Термокислотная обработка
|
2. Гидропескоструйная перфорация (ГПП точечная и щелевая (ГППЩ)) |
2. Применение нефтерастворимых растворителей, спиртов, гликолей, кетонов |
2. Паротепловая обработка |
2. Термогазохимическое воздействие (ТГХВ) |
3. Создание управляемых циклических депрессий |
3. Применение водо- нефтерастворимых ПАВ |
3. Импульсно-дозированное тепловое воздействие |
3. Гидрокислотный разрыв пласта |
4. Волновые и вибрационные методы |
4. Обработка ПЗП ингибиторами солеотложений (комплексоны, сульфосоединения, этиленгликоли) |
4. Пороховые генераторы и аккумуляторы давлений скважинные |
4. Повторные перфорации в растворах ПАВ, агрессивных средах и при закачанной в пласт кислоте |
5. Имплозионное воздействие |
5. Обработка буровых растворов хим. реагентами |
5. Горение в пласте |
5.ГПП и ГППЩ с сохранением проницаемости пласта |
6. Декомпрессионная обработка |
6. Применение водо- и нефтерастворимых полимерных соединений |
6. Горюче-окислительные смеси (ГОС) |
6.Термоакустическое воздействие |
7. Кавитационно волновое воздействие |
7. Кислотно-щелочные и метанольно - щелочные обработки |
|
7.Электрогидравлическое воздействие |
|
|
|
8. Волновые и циклические воздействия |
|
|
|
9. Кислотные обработки с применением циклических методов (струйные аппараты) |
|
|
|
10. Гидрокислотный разрыв пласта |
|
|
|
11. Разрыв пласта пороховыми газами в кислотной среде |
Таблица 5.2 - Методы ограничения водопритоков в скважины |
||
Селективные |
Неселективные |
Осадкообразующие |
1. Закачивание углеводородных жидкостей высокой вязкости (мазут окисленный, битум и т.д.) |
1.Закачивание цементных растворов на водной основе
|
1. Закачивание осадкообразующих составов на основе силиката натрия и сулььфатсодержащих соединений
|
2. Закачивание гидрофобизаторов |
2. Закачивание закупоривающих суспензий |
2. Закачивание водных растворов стиликата натрия и хлорида кальция
|
3. Закачивание цементных растворов на углеводородной основе |
3.Закачивание водорастворимых полимерных растворов |
3. Закачивание твердеющих составов на основе поливиниловых спиртов и силиконатов натрия
|
4. Закачивание гелевых составов на основе кремнийорганики
|
4.Закачивание двух и трёхфазных пен |
|
5. Составы на основе, пролифинилэтоксисилосанов, силиконатов натрия и этилсиликатов
|
5. Закачивание вязкоупругих систем (ВУС) |
|
6. Составы на основе отходов нефте – и лесохимического производства
|
6. Закачивание водонефтяных гидрофильных эмульсий |
|
7. Закачивание водонефтяных гидрофобных эмульсий |
|
|