- •Министерство образования и науки российской федерации
- •1. Краткие сведения о геологии и нефтегазоносности территории западной сибири
- •Краткое геологическое строение Западно-Сибирской
- •Стратиграфия мезозойско-кайнозойских отложений.
- •1.2 Тектоническое строение платформенного мезозойско-кайнозойского чехла Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции
- •1.3 Геолого – физические характеристики продуктивных пластов
- •1.4 Состав и физические свойства нефтей
- •1.5 Состав и свойства углеводородных газов
- •1.6 Пластовые воды нефтяных и газовых месторождений
- •1.6.3 Молекулярно - поверхностные свойства системы "нефть - газ - вода"
- •1.7 Строение залежей углеводородов месторождений Западной Сибири
- •1.8 Классификация ресурсов и запасов нефти и газа
- •2. Разработка нефтяных и газовых месторождений
- •2.1 Геолого - геофизические проблемы разработки нефтяных и
- •2.2 Изучение залежей в процессе геологоразведочных работ
- •2.3 Методы изучения залежей нефти и газа
- •2.4 Интегрированный анализ геолого-геофизической информации
- •2.5 Обработка и интерпретация геолого-геофизической информации
- •2.6 Изучение газожидкостных контактов
- •2.7 Гидродинамические характеристики залежей (текста нет!)
- •2.8 Подсчет запасов нефти и газа
- •2.9 Проектирование разработки нефтяных иесторождений
- •2..9.1 Силы, действующие в продуктивном пласте
- •2.9.2 Режимы работы залежей
- •2.10 Размещение нагнетательных скважин
- •2.11 Геолого - геофизические основы выделения эксплуатационных объектов на многопластовых нефтяных месторождениях
- •2.12 Принципиальные особенности проектирования
- •2.13 Системы разработки и принципы выбора метода
- •2.14 Системы разработки нефтяных месторождений
- •2.15 Физические основы вытеснения нефти водой
- •2.15.2 Анализ выработки запасов нефти
- •2.16 Построение геолого - технических моделей
- •2.16.7 Рекомендации по созданию и использованию постоянно действующих геолого-технических моделей
- •2.17 Повышение продуктивности скважин и нефтеотдача пластов
- •2.18 Методы повышения нефтеотдачи пластов
- •Уплотнение сеток скважин в процессе разработки месторождений. Плотность сетки скважин (пcc) - это отношение площади залежи f к числу скважин n.
- •2.18.2 Физико-химические методы увеличения нефтеотдачи пластов
- •Неионогенными пав
- •2.21.5 Техногенные факторы, влияющие на доизвлечение
- •3.1 Условия залегания углеводородов и типы газовых залежей
- •Фазовые состояния и превращения углеводородных систем
- •3.3 Расчет фазовых равновесий углеводородных смесей
- •3.4 Компонентоотдача газовых и газоконденсатных месторождений
- •3.5 Основные принципы проектирования разработки
- •3.5.1 Анализ разработки газовых и газоконденсатных месторождений на основе эволюционного моделирования
- •3.6 Особенности разработки газовых и газоконденсатных месторождений
- •3.6.1 Прогнозирование добычи газа и конденсата
- •3.7 Методы изучения газоконденсатной характеристики месторождения
- •3.7.1 Применение различных методов классификации
- •3.8 Повышение конденсатоотдачи нефтеконденсатных залежей
- •3.9 Оценка начальных и текущих запасов газа
- •3.9.1 Учет объемных и динамических характеристик залежи
- •3.10 Методы геолого - гидродинамического моделирования
- •3.10.1 Системный подход к стратегии эффективной разработки
- •3.10.3 Критерии оптимизации размещения кустов эксплуатационных скважин
- •3.11 Совершенствование методов газогидродинамического моделирования режимов работы газовых скважин
- •3.11.1 Теоретические аспекты моделирования газогидродинамических систем
- •3.12 Принципы построения и инициализации газогидродинамически
- •V. Промыслово-геофизический системный
- •5.1 Понятие системного контроля
- •5.2 Этапность и периодичность исследований и их комплексирование
- •5.3 Решение задач системного контроля
- •5.4 Обеспечение оценок выработки запасов и их подтверждаемость
- •5.5 Планирование и организация системы мониторинга
- •Vι. Системообразующая интерпретация и динамический анализ при геомониторинге и геомоделировании залежей углеводородов
- •6.1 Принципы интерпретации и динамического анализа
- •6.2 Задачи системообразующей интерпретации и динамического
- •Литература
2.18 Методы повышения нефтеотдачи пластов
В связи с внедрением в практику разработки нефтяных месторождений метода заводнения проблема выбора оптимальных темпов разработки месторождений (процента годового отбора от извлекаемых запасов) стала актуальной, но осталась трудно разрешимой [2,3,4,5,6,7,30,31,32,34].
2.21.1 Классификация современных методов увеличения нефтеотдачи пластов
Существующие методы увеличения нефтеотдачи пластов условно разделяют на пять групп.
Тепловые методы:
- паротепловое воздействие;
- внутрипластовое горение;
- вытеснение нефти горячей водой;
- пароциклическая обработка скважин.
Газовые методы:
- воздействие на пласт углеводородными газами (в т.ч. ШФЛУ);
- воздействие на пласт двуокисью углерода;
- воздействие на пласт азотом, дымовыми газами и др.
Химические методы:
- вытеснение нефти водными растворами ПАВ (включая пенные системы);
- вытеснение нефти водными растворами полимеров и другими загущающими агентами (метилцеллюлоза, ПДС и т.д.);
- вытеснение нефти щелочными растворами;
- вытеснение нефти кислотой;
- вытеснение нефти химическими компонентами (мицеллярными растворами и т.д.);
- системное воздействие на прискважинную зону пластов;
- микробиологическое воздействие.
Физические методы:
- электромагнитное воздействие;
- волновое воздействие;
- гидроразрыв пласта;
- горизонтальные скважины.
Гидродинамические методы:
- вовлечение в разработку недренируемых запасов;
- барьерное заводнение на газонефтяных залежах;
- нестационарное (циклическое) заводнение;
- ступенчато – термальное заводнение.
2.18.1 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).
Во 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.