6. Методы повышения нефтеотдачи пластов
Эффективность извлечения нефти из нефтеносных пластов современными, промышленно освоенными методами разработки во всех нефтедобывающих странах на сегодняшний день считается неудовлетворительной, притом, что потребление нефтепродуктов во всем мире растет из года в год. Средняя конечная нефтеотдача пластов по различным странам и регионам составляет от 25 до 40%.
Например, в странах Латинской Америки и Юго-Восточной Азии средняя нефтеотдача пластов составляет 24–27%, в Иране – 16–17%, в США, Канаде и Саудовской Аравии – 33–37%, в странах СНГ и России – до 40%, в зависимости от структуры запасов нефти и применяемых методов разработки.
Остаточные или неизвлекаемые промышленно освоенными методами разработки запасы нефти достигают в среднем 55–75% от первоначальных геологических запасов нефти в недрах.
Поэтому актуальными являются задачи применения новых технологий нефтедобычи, позволяющих значительно увеличить нефтеотдачу уже разрабатываемых пластов, на которых традиционными методами извлечь значительные остаточные запасы нефти уже невозможно [3].
Цели применения МУН
В целях повышения экономической эффективности разработки месторождений, снижения прямых капитальных вложений и максимально возможного использования реинвестиций весь срок разработки месторождения принято делить на четыре основных этапа.
На третьем и четвертом этапах, для повышения эффективности разработки месторождений применяются методы увеличения нефтеотдачи (МУН).
Нефтеотдачу можно представить в следующем виде:
Квыт. – коэффициент вытеснения нефти из пласта,
Кохв. – коэффициент охвата пласта разработкой,
Кзав. – коэффициент заводнения месторождения.
Коэффициентом вытеснения (Квыт.) нефти водой называют отношение объема нефти, вытесненной водой из образца породы или модели пласта до полного обводнения получаемой продукции, к начальному объему нефти, содержащейся в образце породы или модели пласта:
где Vнн – начальный объем нефти, Vв – объем нефти, вытесненный каким-либо агентом из образца породы или модели пласта.
Коэффициент охвата пласта воздействием (Кохв.) отношение объема части залежи, в которой происходит фильтрация пластовых флюидов к ее общему объему. :
Vпв – объем залежи, охваченный процессом вытеснения,
Vп – начальный нефтесодержащий объем залежи.
Коэффициент заводнения - отношение объема части залежи, занятой вытесняющим агентом, к части, в которой происходит фильтрация (дренирование) пластовых флюидов (нефти, газа, воды). Характеризует степень заполнения дренируемого объема пласта вытесняющим рабочим агентом.
Исходя из причин, вызывающих неполную отдачу пластом нефти, можно отметить следующие пластовые формы существования остаточной нефти:
1) капиллярно удержанная нефть;
2) нефть в пленочном состоянии, покрывающая поверхность твердой фазы;
3) нефть, оставшаяся в малопроницаемых участках, обойденных и плохо промытых водой;
4) нефть в линзах, отделенных от пласта непроницаемыми перемычками и не вскрытых скважинами.
Для увеличения проницаемости пласта и призабойной зоны применяют:
химические (применение ПАВ: полимеров, щелочей, кислот, мицеллярных растворов, гелеобразующих веществ);
газовые (использование углеводородного и дымового газов, азота воздуха, водогазовых смесей);
тепловые (закачка горячей воды, пара);
физические (магниты, вибротехнологии, плазменно-импульсное воздействие, электровоздействие);
микробиологические (на основе биотехнологий).