Файл: Исследование способов поддержания нефтеотдачи пластов углеводородов на поздних стадиях разработки.pptx

Закачка воздуха в пласт	Воздействие на пласт азотом, дымовыми газами и др.	Методы смешивающегося вытеснения
Метод основан на закачке воздуха в пласт и его трансформации в эффективные вытесняющие агенты за счет низкотемпературных внутрипластовых окислительных процессов. В результате низкотемпературного окисления непосредственно в пласте вырабатывается высокоэффективный газовый агент, содержащий азот углекислый газ и ШФЛУ (широкие фракции легких углеводородов). К преимуществам метода можно отнести: – использование недорого агента – воздуха; – использование природной энергетики пласта – повышенной пластовой температуры (свыше 60–70oС) для самопроизвольного инициирования внутрипластовых окислительных процессов и формирования высокоэффективного вытесняющего агента.	Метод основан на горении твердых порохов в жидкости без каких-либо герметичных камер или защитных оболочек. Он сочетает тепловое воздействие с механическим и химическим, а именно: а) образующиеся газы горения под давлением (до 100 МПа) вытесняют из ствола в пласт жидкость, которая расширяет естественные и создает новые трещины; б) нагретые (180–250°С) пороховые газы, проникая в пласт, расплавляют парафин, смолы и асфальтены; в) газообразные продукты горения состоят в основном из хлористого водорода и углекислого газа; хлористый водород при наличии воды образует слабоконцентрированный солянокислотный раствор. Углекислый газ, растворяясь в нефти, снижает ее вязкость, поверхностное натяжение и увеличивает продуктивность скважины	К этой группе новых методов относят вытеснение нефти смешивающимися с нею агентами—двуокисью углерода СО2, сжиженными нефтяными газами (преимущественно пропаном), обогащенным газом (метаном со значительным количеством С2—С6), сухим газом высокого давления (в основном метаном). Методы эффективны при определенных компонентных составах и фазовых состояниях нефти и давлении, при котором может происходить процесс смешивания. Эти методы целесообразно применять для залежей с большими глубинами залегания пластов—более 1000—1200 м. Благоприятны также низкая вязкость пластовой нефти—менее 5 мПа×с и относительно небольшая мощность пластов—до 10—15 м.

Заводнение пластов

Поддержание пластового давле-ния производится закачкой воды через нагнетательные скважины, расположенные за пределами нефтеносной части продуктивного пласта в зоне, занятой водой ( за внешним контуром нефтеносности). При этом, линию нагнетания намечают на некотором расстоянии за внешним контуром нефтеносности. Для однородных высокопроницаемых пластов, содержащих легкую нефть малой вязкости и с хорошей гидродинамической связью залежи с водоносной зоной, метод законтурного заводнения является достаточно эффективным, обеспечивающим нефтеотдачу, близкую к естественному водонапорному режиму.

Приконтурное заводнение применя-ется для пластов с сильно пониженной проницаемостью в законтурной части. При нем нагнетательные скважины бурятся в водонефтяной зоне пласта между внутренним и внешним контурами нефтеносности. Первоначально метод приконтурного заводнения был предложен для залежей геосинклинальных областей с резко ухудшенной проницаемостью.Впоследствии оказалось, что приконтурное заводнение весьма эффективно и для платформенных залежей.

При внутриконтурном заводнении поддержание или восстановление баланса пластовой энергии осуществляется закачкой воды непосредственно в нефтенасыщенную часть пласта. В России применяют следующие виды внутриконтурного заводнения:

- разрезание залежи нефти рядами нагнетательных скважин на отдельные площадки;

- барьерное заводнение;

- разрезание на отдельные блоки самостоятельной разработки;

- сводовое заводнение;

- очаговое заводнение;

- площадное заводнение.

Приконтурное заводнение

Законтурное заводнение

Внутриконтурное заводнение

Проблемы, связанные с методом заводнения

1) Отрицательное влияние высокого отношения вязкостей нефти и воды, а также ньютоновских свойств нефти на текущую и конечную нефтеотдачу. Чем выше μ0=μн/μв тем ниже нефтеотдача, при одинаковом отношении объема закачанной в пласт воды к объему пор пласта.

2) Невозможность полного вытеснения нефти водой даже при благоприятных условиях значительной проницаемости коллекторов в виду несмешиваемости нефти и воды.

3) Обеспечение более полного охвата пластов процессом заводнения: отдельные пропластки, входящие в объекты разработки, не поглощают воду, следовательно из них не вытесняется нефть; обводнение отдельных скважин происходит весьма неравномерно, что ведет к оставлению в пласте не охваченных заводнением нефтенасыщенных зон.

Схема движения водонефтяного контакта в пласте при μ0=1-5 Мпа∙с и µ0=20-30 Мпа∙с : 1-область, занятая водой и оста-точной нефтью; 2 – водонефтяной контакт; 3 – область, занятая нефтью; 4 – скопление нефти, оставшейся позади водо-нефтяного контакта

Слева схема вертикального разреза участка пласта с несколькими пропластками, справа схема разреза пласта, состоящего из трех пропластков,разрабатываемого при трехрядной схеме расположения скважин: 1 – нагнетательная скважина; 2 – пропласток 1; 3 – добывающая скважина; 4 – пропласток 2, вклинивающийся между первым и вторым рядом добывающих скважин; 5 – добывающая скважина второго ряда; 6 – пропласток 3

Методы решения проблем, связанных с заводнением пластов

Решение первой проблемы:

Применение для закачки в пласт горячей воды и водяного пара.
Загущение воды полимерными добавками и другими веществами.
Использование влажного и сверхвлажного внутрипластового горения.

Решение второй проблемы:

Обеспечение смешиваемости нефти с вытесняющим ее веществом.
Применение высокотемпературного воздействия на пласт, при котором происходило бы выпаривание нефти.

Решение третьей проблемы:

Комплексное использование методов воздействия на призабойную зону добывающих и нагнетательных скважин.
Повышение давления нагнетания.
Методы регулирования разработки.
Выбор наиболее подходящей системы разработки.

Регулирование отборов гидродинамическими методами

Барьерное заводнение на газонефтяных залежах	Нестационарное (циклическое) заводнение	Форсированный отбор жидкости	Система дренажных стволов как метод увеличения дебита
Эксплуатация газонефтяных месторождений осложняется возможными прорывами газа к забоям добывающих скважин, что вследствие высокого газового фактора значительно усложняет их эксплуатацию. Суть барьерного заводнения состоит в том, что нагнетательные скважины располагают в зоне газонефтяного контакта. Закачку воды и отборы газа и нефти регулируют таким образом, чтобы исключить взаимные перетоки нефти в газовую часть залежи, а газа – в нефтяную часть	Суть метода циклического воздействия и изменения направления потоков жидкости заключается в том, что в пластах, обладающих неоднородностью по размерам пор, проницаемости слоев, пропластков, зон, участков и неравномерной их нефтенасыщенностью (заводненностью), вызванной этими видами неоднородности, а также отбором нефти и нагнетанием воды через дискретные точки – скважины, искусственно создается нестационарное давление. Оно достигается изменением объемов нагнетания воды в скважины или отбора жидкости из скважин в определенном порядке путем их периодического повышения или снижения.	Применяется на поздней стадии разработки, когда обводненность достигает более 75%. При этом нефтеотдача возрастает вследствие увеличения градиента давления и скорости фильтрации. При этом методе вовлекаются в разработку участки пласта, не охваченные заводнением, а также отрыв пленочной нефти с поверхности породы	Увеличить дебиты эксплуатационных скважин при одновременном сокращении их количества на нефтяном или газовом месторождении можно за счет внутрипластового дренажа по горизонтальным стволам, пробуренным в контур питания одиночной скважины или куста эксплуатационных скважин. Рядом со старыми вертикальными скважинами закладывают несколько многозабойных скважин с горизонтальными боковыми ответвлениями, направленными в контур питания эксплуатационных скважин. Такие ответвления будут пересекать трещины или литологически изолированные области продуктивного пласта и питать нефтью истощенную часть призабойной зоны эксплуатационных скважин.