- •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
6.2 Гидродинамические методы повышения нефтеотдачи Нестационарное заводнение объектов разработки
Полнота охвата пласта заводнением и его нефтеотдача резко снижаются при повышенной геологической неоднородности объектов разработки. В сильно неоднородных коллекторах закачиваемая вода прорывается к добывающим скважинам по высокопроницаемым слоям (прослоям) и зонам, оставляя не вытесненной нефть в малопроницаемых прослоях, зонах, участках, особенно у линий замещения при наличии глинизации коллекторов. Этот отрицательный эффект более ярко выражается при вытеснении высоковязких нефтей водой.
Дополнительный охват заводнением не вовлеченных в разработку нефтенасыщенных объемов способствует повышению нефтеотдачи и уменьшению объемов попутно добываемой воды. Таким методом, применяемым в рамках обычно используемых систем разработки нефтяных месторождений с заводнением, стал метод нестационарного заводнения. Начало внедрения его относится к 60-м годам прошлого столетия. Метод предусматривает попеременное изменение режима нагнетания воды в пласт по группам нагнетательных скважин с целью создания в нем периодических нестационарных перепадов давления между высоко- и низкопроницаемыми частями коллектора, что в конечном итоге увеличивает коэффициент охвата выработкой.
При правильном обосновании технологии процесса в вариантах циклики и метода изменения направления фильтрационных потоков можно обеспечить до 10 % повышения нефтеотдачи, по отношению к обычному (стационарному) заводнению, и прирост добычи нефти до 15 – 20 %. Причем метод можно использовать как на ранней, так и на поздней стадиях разработки месторождения, при разных формах сеток добывающих и различном размещении нагнетательных скважин.
Физический смысл метода был сформулирован в авторском свидетельстве на способ, «...предусматривающий увеличение упругого запаса пластовой системы путем периодического повышения и снижения давления нагнетания воды. Это является предпосылкой для возникновения внутри пласта нестационарных перепадов давления и соответствующих нестационарных перетоков жидкости между слоями (участками) разной проницаемости. При этом в полуцикл повышения давления нагнетания вода из слоев с большей проницаемостью внедряется в малопроницаемые слои, а в полуцикл снижения давления нефть из малопроницаемых прослоев перемещается в высокопроницаемую часть коллектора» [39,42].
Исследования показали, что степень удержания малопроницаемыми слоями внедрившейся в них воды зависит от продолжительности полуцикла снижения давления нагнетания, а полуциклы следует со временем увеличивать. В пластах с высоким начальным содержанием остаточной воды капиллярное перераспределение жидкостей, насыщающих неоднородный коллектор, происходит интенсивнее. При этом темп извлечения нефти с увеличением вязкости снижается незначительно.
Технологическая реализация циклического заводнения заключается в периодическом отключении нагнетательных скважин в рядах (через одну) и сменой их роли через расчетное время (15-30 суток).
Промысловые испытания метода, впервые внедренного на Трехозерном месторождении, привели в последующем практически к повсеместному внедрению его на месторождениях Западной Сибири. Много лет он в вариантах периодического отключения групп нагнетательных скважин (по три-четыре) проводится на крупном Мамонтовском месторождении (сочетание циклики с методом смены направления фильтрационных потоков). В настоящее время продолжается промышленный эксперимент на Ермаковском месторождении.
Следует отметить, что внедрение циклики возможно в условиях, когда приемистость нагнетательных скважин обеспечивает безопасный процесс в зимних условиях на месторождениях Западной Сибири: если приемистость ниже 200 м3/сут, процесс может в зимнее время привести к размерзанию водоводов. Реально на таких объектах разработки проведение циклического заводнения возможно только в летний сезон.
При составлении программ проведения циклического заводнения исходят из того, что средний уровень закачивания воды в период циклического заводнения должен быть равен среднему уровню закачивания в период обычного заводнения (для поддержания пластового текущего давления в пласте на уровне первоначального).
В ВНИИ в начале 70-х годов была создана математическая модель процесса (О.Э. Цынковой), были исследованы влияния различных факторов на эффективность технологии, которые расширили представление о циклических процессах заводнения.