Глава 5. Современные технологии увеличения нефтеотдачи на поздней стадии разработки месторождений

После того, как с помощью методов ГИС-контроля получена информация о техническом состоянии объекта нефтедобычи (скважины эксплуатационной, либо нагнетательной) проводятся, в случае необходимости, ремонтно-восстановительные работы с целью обеспечения их безаварийной работы, которые являются первым этапом КРС.

На следующем этапе КРС необходимо решить проблему восстановления продуктивности объекта нефтедобычи желательно как можно ближе к ее первоначальному уровню.

Известно [60], что коэффициент извлечения нефти () определяется в основном двумя параметрами: коэффициентом вытеснения () и коэффициентом охвата воздействием (), что можно представить в виде следующего уравнения:

. (16)

Однако в этом случае совершенно не учитывается такой важный показатель как коэффициент кольматации , который оказывает существенное влияние на проницаемость призабойной зоны пласта (ПЗП) и соответственно на конечную продуктивность скважины.

При этом, чем выше , тем ниже продуктивность и, соответственно, меньшеи, наоборот, чем ниже, тем выше продуктивность и, соответственно, больше. Влияниенаможно представить в виде дополнительного множителя в уравнении (16):

. (17)

Как уже указывалось нами ранее (см. глава 1), остаточные запасы формируются в пласте-коллекторе под влиянием различных техногенных факторов, а также из-за нарушений технологии нефтедобычи. При этом часть негативных факторов оказывает преобладающее воздействие в ПЗП, что определяется в основном влиянием прямых (при первичном вскрытии) и обратных (при эксплуатации) кольматационных процессов.

Другая часть негативных факторов, влияющих на , определяется протеканием процессов в межскважинном пространстве (МСП), которые характеризуются двумя ранее упомянутыми коэффициентами -и.

При этом характеризует вытесняющие, вернее, отмывающие свойства нагнетаемого в пласт агента (вода или газ), предназначенного для поддержания пластового давления, ахарактеризует степень охвата продуктивной части коллектора воздействием, вытесняющим агентом, которое определяются в первую очередь непрерывностью контура вытеснения, т.е. непрерывностью границы между нефтью и вытесняющих агентом.

В принципе все методы повышения нефтеотдачи, так называемые МУН, применяемые при КРС, направлены на решение трех главных задач:

- восстановление естественной (начальной) проницаемости ПЗП;

- повышение вытесняющих (отмывающих) свойств нагнетаемого в пласт агента;

- обеспечение охвата пласта воздействием по площади и разрезу исключающего нарушение непрерывности контура нефтеносности.

Согласно классификации методов МУН принятой в ОАО «Татнефть» по инициативе Р.Х, Муслимова [61], методы воздействия на продуктивный пласт с целью повышения нефтеотдачи подразделяются на первичные, вторичные и третичные:

- к первичным относятся технологии добычи, основанные на использовании естественного режима работы залежи (регулирование глубины депрессии, уплотнение сетки скважин и др.);

- к вторичным методам относятся технологии добычи основанные на различных режимах применения поддержания пластового давления.

Еще эти методы получили название гидродинамических (см. схему на рисунке 58). К ним можно отнести в первую очередь технологию нестационарного (циклического) заводнения, форсированной отбор жидкости (ФОЖ), изменение фильтрационных потоков.

- к третичным методам интенсификации относятся методы воздействия в первую очередь на ПЗП (см. схему на рисунке 59 а, б) – это в первую очередь тепловые, физические и физико-химические методы воздействия.

К третичным методам воздействия на МСП в первую очередь относятся потокоотклоняющие технологии, микробиологические методы, вибросейсмические, а также бурение БС и БГС, ГРП (рисунок 59 в).

Ниже приводится более подробное описание наиболее эффективных МУН согласно вышеприведенной классификации на основании конкретных примеров применения.

Рисунок 58 [61]

Рисунок 59 а [61]

Рисунок 59 б [61]

Рисунок 59 в [61]