- •Технология и техника методов повышения нефтеотдачи пласта
- •Введение
- •1. Состояние остаточных запасов нефти
- •1.1. Показатели эффективности извлечения нефти из пластов при их заводнении
- •1.2. Достигаемые значения нефтеотдачи пластов в зависимости от различных факторов показателей эффективности заводнения
- •1.3. Виды остаточных запасов нефти и её свойства
- •1.4. Классификация методов и факторы, определяющие их эффективность
- •1.6.Критерии эффективного применения методов.
- •Геолого-физические условия эффективного применения методов увеличения нефтеотдачи пластов при заводнении.
- •2. Разработка нефтяных месторождений с использованием заводнения
- •2.1. Системы разработки месторождения с использованием заводнения
- •2.2.Изменение направлений фильтрационных потоков
- •3. Повышение нефтеотдачи пластов физико-химическими методами
- •3.1. Физико-химические методы регулирования охвата неоднородных пластов воздействием при заводнении
- •3.2. Методы повышения нефтеотдачи пластов на основе использования гелеобразующих композиций химреагентов
- •3.3. Применение пав и композиций на их основе для увеличения нефтеотдачи пластов. Механизм вытеснения нефти из пористой среды с применентем пав
- •3.4. Увеличение охвата воздействием неоднородного пласта с применением композиций на основе силиката натрия
- •3.5. Гелеобразующие композиции на основе нефелина и соляной кислоты
- •3.6. Технология увеличения нефтеотдачи неоднородных пластов на основе использования отработанной щелочи
- •3.7. Технология увеличения нефтеотдачи пластов на основе кислотного воздействия
- •3.8.Применение биополимеров для увеличения нефтеотдачи
- •3.8.1.Предложения и выводы по применению биополимеров
- •3.9. Расчет фильтрация водных растворов активных примесей в пласте
- •3.10. Вытеснение нефти с применением внутрипластового горения.
- •3.11. Методы увеличения нефтеотдачи пластов применяемые на месторождениях ао «Томскнефть».
- •3.11.1. Технология использования полимерно углеводородных систем (пус).
- •3.11.2. Технологический процесс закачки композиции.
- •3.11.3. Экономической эффективность от дополнительной добычи нефти за счет закачки полимерно- углеводородной системы (пус)
- •3.11.4. Заключение
- •3.12. Проект физико-химического воздействия
- •4. Воздействие на пласт физическими полями
- •4.1.Тепловые методы воздействия на пласт.
- •5. Механические методы воздействия
- •5.1. Гидравлический разрыв пласта
- •5.1.1.Общие сведения о гидравлическом разрыве пласта
- •5.1.2. Опыт применения гидроразрыва пласта за рубежом
- •5.1.3. Основные понятия о методе гидравлического разрыва пласта
- •Сравнительная стоимость различных жидкостей (доллары сша)
- •5.1.4. Расчет гидравлического разрыва пласта
- •5.1.5. Техника и технология гидравлического разрыва пласта
- •2.4. Продуктивность скважины должна быть ниже или незначительно отличаться от проектно-базовой.
- •5.1.6. Оценка технологической эффективности проведения грп
- •6.Воздействие на призабойную зону скважины с целью повышения нефтеотдачи
- •6.1. Форсированный отбор жидкости
- •6.1.1.Борьба с обводнением скважин
- •6.2. Физико-химические методы воздействия на призабойную зону скважин
1.2. Достигаемые значения нефтеотдачи пластов в зависимости от различных факторов показателей эффективности заводнения
Эффективность использования геологических запасов нефти залежи характеризуется коэффициентом нефтеотдачи – отношение извлекаемого из залежи количества нефти Qни к начальным балансовым запасам Qнб:
= Qни / Qнб.
Коэффициент нефтеотдачи - это относительная величина, показывающая, какой объем нефти от начальных балансовых запасов извлекается или может быть извлечен из выработанной или предположительно выработанной залежи до предела экономической рентабельности эксплуатации, и является показателем завершенного процесса разработки или такого, который предполагается завершить в определенных условиях.
Коэффициент нефтеотдачи можно вычислить, пользуясь отношением разности начальной Sн и остаточной S0 нефтенасыщенности пород залежи к начальной нефтенасыщенности, т.е.
=( Sн –S0 )/Sн.
Из определения коэффициента нефтеотдачи следует, что он не характеризует физически возможную предельную полноту нефтеизвлечения, показывая только ту долю нефти, которая может быть извлечена из залежи при разработке ее до экономически целесообразного предела. Таким образом, понятие «коэффициент нефтеотдачи» является , по существу, условным: оно определяет только ту часть балансовых запасов, извлечение которых экономически целесообразно. Физически возможная добыча нефти из залежей может быть несколько больше.
Коэффициент физической нефтеотдачи физ – это относительная величина, показывающая, какая часть балансовых запасов нефти может быть извлечена из пласта при данном режиме, независимо от времени и себестоимости добычи нефти, т.е. ценой любых затрат:
физ=(Qни +Q)/Qнб,
где Q – количество нефти, добываемой из залежи после достижения экономически рентабельного предела разработки до физически возможного извлечения нефти.
При анализе разработки нефтяных месторождений возникает необходимость в оценке степени использования запасов в частично выработанных зонах залежи. Для такой оценки в общем случае, независимо от метода воздействия или при отсутствии искусственного воздействия на залежь, можно пользоваться коэффициентом использования запасов, который в отличие от коэффициента нефтеотдачи характеризует незавершенный , продолжающийся процесс разработки залежи.
Коэффициентом использования запасов и называется относительная величина, показывающая, какая доля извлекаемых запасов нефти извлечена из залежи, не выработанной до предела экономической рентабельности разработки:
где - суммарная добыча нефти из залежи с начала разработки до какого-то определенного момента времени t; Qi(t) – функция годового отбора нефти в зависимости от времени разработки.
В частом случае при вытеснении нефти из пласта водой или другими агентами, т.е. при искусственном воздействии на залежь, для оценки степени использования запасов нефти в частично выработанной залежи можно пользоваться коэффициентом выработки, также характеризующим незавершенный процесс разработки залежи.
Коэффициент выработки в – это относительная величина, показывающая, какая доля балансовых запасов нефти извлекается из залежи (или части ее), не выработанной до предела экономической рентабельности разработки при вытеснении нефти различными агентами (водой, газом, взаимно смешивающимися жидкостями и т.д.):
где Qнбв –начальные балансовые запасы нефти в объеме пласта, охваченном воздействием к данному моменту времени.
Коэффициенты использования и выработки запасов характеризуют незавершенный процесс нефтеизвлечения, определяя на той или иной стадии разработки залежи полноту извлечения нефти из недр. Разница между этими коэффициентами заключается в том, что первый из них указывает на степень использования запасов любой залежи, а второй - только тех, где используется вытеснение нефти водой, газом, взаимно смешивающими агентами и т.д. По мере выработки запасов нефти, увеличения охвата залежи вытесняющим агентом коэффициенты использования и выработки запасов растут, приближаясь к предельным значениям, и сравниваются с ними в конце разработки залежи.
Достигаемые фактические значения нефтеотдачи пластов месторождений с достаточно высокими проектными значениями каэффициента нефтеотдачи (более 50%) находящихся в поздней стадии эксплуатации показывают, что они являются вполне реальными.
Если представить в обобщенном виде, то при одном и том же методе разработки, при заводнении месторождений, конечная нефтеотдача пластов, как показатель в среднем, определяется на 60-70% объективными геолого-физическими условиями, существующие до начала разработки, на 25-30% применяемой системой разработки и на 5-10% технологией, условиями бурения и эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин. Относительное влияние отдельных геолого-физических факторов на нефтеотдачу пластов, хотя и не в чистом виде, отражено в табл.1 на основе статистического усреднения нефтеотдачи по месторождениям страны (на период 1989г. по 164 месторождениям) , группируемых по тому или иному признаку.
Таблица 1
Признак месторождения |
Конечная нефтеотдача,% |
в том числе нефтегазовая залежь, проницаемость пла- стов менее 0,05 мкм2 Вязкость более 30 мПа .с
в том числе трещиноватые трещинно-кавернозно-пористые |
43
50
32
35 22
54 31 |
Фактор карбонатные коллекторы очень сильный и неблагоприятный для конечной нефтеотдачи пластов, особенно трещиновато-порового типа. Самый сильный фактор для нефтеотдачи пластов – вязкость нефти. При вязкости нефти более 25-30 мПа.с нефтеотдача при заводнении пластов становится очень низкой.
Средние относительные темпы добычи нефти (% от запасов в год) по группам месторождений с разными основными признаками приведены в табл.2.
Основные признаки месторождений |
Относительные темпы добычи нефти |
|
7,3 4,0
2,9 8,1 3,6 7,4 2,4 |
Факторы вязкость нефти, малая проницаемость пластов и карбонатность коллекторов оказывают большое влияние на темпы добычи нефти, сильно снижают их даже от уменьшенных извлекаемых запасов.