Проблема увеличения нефтеотдачи и ее современное состояние. Классификация методов увеличения нефтеотдачи.

В наст вр м/р Западной Сибири находятся на 3 и 4 стадиях эксплуатации, поэтому необходимо нефтеотдачу пластов увеличивают, применяя различные МУН.

Известно несколько классификаций методов ПНП (МУН). Так как

подавляющее большинство месторождений разрабатывается с заводнением, то можно выделить:

1. Гидродинамические МУН:

1.1. Нестационарное заводненеие (в том числе циклическое);

1.2. Уплотнение сеток скважин;

1.3.Смена направления фильтрационных пластов (создание блочно-замкнутых систем заводнения, очаговое заводнение);

1.4.Переход от рядных систем заводнения к площадным;

1.5.Форсированный отбор жидкости (ФОЖ);

2. Физико-химический МУН:

2.1. Полимерное заводнение;

2.2. Щелочно-силикатное заводнение;

2.3. Сернокислотное заводнение;

2.4. Применение СО₂ (в вариантах оторочки, арбонизированного заводнения);

2.5. Потокоотклоняющие технологии;

2.6. Мицеллярное заводнение.

2.7. Использование слабоконцентрированных ПАВ

2.8. ВГВ – водо-газовое воздействие

Как самостоятельный МУН можно выделить (в том числе и с заводнением):

3. Тепловые методы (термические МУН):

3.1. Закачка пара;

3.2. Закачка горячей воды;

3.3. Создание внутрипластового движущегося очага горения (ВДОГ).

4. Газовые методы:

4.1. Метод ГВД (метод рециркуляции газа в истощенных залежах при высоких давлениях);

4.2. Технология смешивающегося вытеснения остаточной нефти при более низких давлениях;

4.3. Технология СУГ (создание оторочки сниженного газа и проталкивание ее сухим газом);

4.4. Метод ВГВ (водо-газовое воздействие на нефтяные пласты).

32. Гидродинамическая сущность и технология внедрения циклического заводнения нефтяных месторождений.

Назначение гидродинамических методов — увеличение коэффи­циента охвата малопроницаемых нефтенасыщенных объемов пласта вытесняющей водой путем оптимизации режимов нагне­тания и отбора жидкости при заданной сетке скважин и по­рядке их ввода в работу. Эти методы представляют собой даль­нейшую оптимизацию технологии процесса заводнения и по­этому не требуют существенного изменения ее.

Циклическое заводнение нефтяных залежей.

Рассмотрим циклические методы воздействия на пласт и методы изменения фильтрационных потоков. Технология циклического воздействия на пласт заключается в периодическом изменении дебитов добывающих и расходов нагнетательных скважин, на крупном участке или на всем месторождении. Направленное изменение фильтрационных потоков проводят с целью ускорения продвижения ВНК по тем линиям движения, где до этого он продвигался медленно или наоборот замедляя его продвижение в других направлениях. Циклическое воздействие часто осуществляют только регулированием работы нагнетательных скважин, сохраняя высокие темпы отбора добывающих. Периоды колебания темпа закачки воды в в пласт(цикла) колеблются от недель до месяцев, в зависимости от фильтрационных свойств.

Периодическое изменение режимов работы скважин вызывает изменение давления. В соответствии с теорией упругого режима перераспределение пластового давления происходит быстрее в высокопроницаемых пропластках и трещинах. В цикле повышения давления возникают перетоки веществ из высокопроницаемых в низкопроницаемые области пласта. Если породы-коллекторы низкопроницаемых участков пласта гидрофильны, то в них преимущественно проникает вода вытесняя нефть.

В цикле снижения давления вода удерживается каппилярными силами в низкопроницаемых породах, а нефть перетекает в высокопроницаемые пропласткии трещины, поскольку в нихпроисходит быстрее как повышение так и снижение давления. Перетоки нефти из низкопроницаемых пород в высокопроницаемые области пласта при циклическом воздействии способствует общему увеличению нефтеотдачи.

Направленное изменение фильтрационных потоков неразрывно связано с циклически воздействием на пласт. Однако оно приводит и к дополнительному эффекту связанному с вымыванием нефти из областей пласта, где до изменения направления потоков градиенты давления и скорость фильтрации были низкими.

Методика разукрупнения эксплуатационных объектов нефтяных месторождений.

Разукрупнение ЭО преследует основную цель - подключить в разработку менее проницаемые интервалы, которые в общем фильтре скважин, как правило, обладая нефтенасыщенной толщиной, не обеспечивают притока (не отдают нефть при всех технологически допустимых забойных депрессиях).

В начале разработки проходит процедура, когда в разрезе какого либо мощного нефтяного горизонта или в разрезе многопластового месторождения наблюдается тенденция в подключении большего числа пластов в одну сетку скважин. Но последующий опыт показывает, что у нас однородных пластов не существует, поэтому включенные в единую сетку 2 или 3 пласта с разной проницаемостью, как правило, вырабатываются неодинаково. По высокопроницаемым пластам происходит опережающее обводнение, и если эксплуатацию вести дальше, то будет добывается огромное кол-во балластной воды за счет высокопроницаемого интервала.

Разукрупнение ЭО - это грамотный, обоснованный подход, ускоряющий процесс освоения месторождения.

Каждый разукр-ый объект разрабатывается своей сеткой скв. Разработка каждого пласта своей сеткой скважин обнаруживает:

1) увеличение коэф-та охвата

2) Ускорение процесса нефтеизвлечения

3) увеличение КНО

Пример: Усть-Балык, Самотлор

Наиболее ярким является пример из истории разработки самого крупного месторождения З.Сибири - Самотлорского: в процессе освоения месторождения было сначала (по техсхеме на разработку первоочередного участка - юго-западного) выделены два ЭО - нефтяные пласты БВ₁₀ и БВ₈ — нижний ЭО, нефтегазовые залежи пластов AB₁ + АВ_2-3 + АВ_4-5 - верхний ЭО. В проекте на разработку уже выделено 10 ЭО со своими сетками скважин, причем с уплотнением их от 56 га/скв. до 16 га/скв. Например, горизонт БВ₈ был разделен на 3 объекта: БВ₈°, БВ₈^1-2 и БВ₈³

34. Методы регулирования разработки нефтяных месторождений.

На основе анализа разработки нефтяного месторождения и выявления расхождений проектных и фактических показателей осуществляют мероприятия по приведению в соответствие факт. хода разработки с проектным. Совокупность этих мероприятий и является регулированием разработки месторождения.

Это два основных направления:

1) технологии, основанные на геологотехнических мероприятиях без изменений числа скважин на месторождениях;

2) технологии, с изменением числа скважин.

Методы регулирования по первой группе:

1) Методы увеличения гидродинамического совершенства скважин - различные технологии воздействия на ПЗП (ГРП, СКО, вибровоздействие и пр.).

2) Изменение режимов работы скважин (смена штуцеров в фонтанирующих скважинах, смена насосов в скважинах мехфонда, ограничение приемистости нагнетательных скважин).

3) Перевод обводнившегося фонда под закачку (создание поперечных нагнетательных рядов в случаях поблочного разрезания, очаговое заводнение, избирательное заводнение).

4) Приобщение пластов (дострел интервалов).

5) Переход от трехрядных систем разработки на площадные системы заводнения при сохранении фонда скважин.

6) Перевод скважин на вышележащий объект (или добуривание их на нижележащий) без изменения числа скважин на многопластовом месторождении.

Методы регулирования по второй группе:

1) Уплотнение сеток скважин по объектам разработки.

2) Разупружнение эксплуатационных объектов.

3) Заложение (бурение) дополнительных нагнетательных скважин для создания блочно-замкнутых систем заводнения.

4) Перевод скважины на вышележащий объект разработки (возврат на верхний объект).

5) Добуривание скважин на нижний объект разработки (уменьшение фонда скважин по основному объекту и увеличение фонда по нижележащему объекту разработки).

6) Вывод скважин из эксплуатации при достижении предельной обводненности продукции.

7) Заложение дополнительных нагнетательных скважин (на краевых зонах блоков разрезания).