Цели и задачи курса «Методы повышения нефтеотдачи пластов».
Разработка нефтяного, газового и газоконденсатного месторождения – это комплекс мер и мероприятий, направленных на извлечение из залежи наивысшего количества нефти, газа, конденсата и получение высокой прибыли при минимальных капитальных вложениях.
Увеличение нефтеотдачи пластов – сложная проблема, для решения которой используется опыт, накопленный во всех областях нефтепромыслового дела. Извлекаемые запасы нефти и газа можно увеличить путем правильной расстановки скважин на залежи с учетом геологического строения пластов. Эффективность эксплуатации залежи улучшается путем воздействия на забой скважины с целью увеличения их дебитов и выравнивания профиля притока нефти и газа и т.д.
Общеизвестно, что после окончания бурения, освоении и в процессе эксплуатации продуктивность скважин существенно меньше ее потенциальных возможностей. Причин этому много – от изменения напряженного состояния пород-коллекторов в призабойной зоне до изменения их фильтрационных свойств под воздействием существующих технологий. В различных горно-геологических условиях и при использовании тех или иных режимов бурения снижение продуктивности скважин существенно отличается друг от друга.
Снижение продуктивности скважин в процессе их вскрытия происходит по следующим причинам:
разгрузка горных пород в призабойной зоне в результате снижения давления на забой во время вскрытия пласта, проявление пластичных деформаций в глинистых пропластках:
фильтрация водной фазы из буровых и тампонажных растворов в пласт-коллектор, а также физико-химическое взаимодействие фильтратов с породами, пластовыми водами и т.д.;
нарушения термодинамического равновесия пластовой системы и фазовых преобразований углеводородов при снижения давления и температуры;
проникновения в породу-коллектор бурового и тампонажного растворов или их фильтратов под воздействием высоких забойных давлений, значительно превосходящих пластовое давление, в том числе и за счет плохо контролируемых и регулируемых дополнительных гидродинамических давлений, возникающих при спускоподъемных операциях, при восстановлений циркуляции растворов пр.
Снижение проницаемости призабойной зоны пласта происходит и в процессе эксплуатации скважин по различным причинам. Интенсивному загрязнению призабойной зоны пласта, иногда с полной потерей проницаемости, подвергаются нагнетательные скважины, имеющие высокую естественную первоначальную проницаемость.
Основной задачей курса является изучение теоретических и практических основ изменения напряженного состояния и фильтрационных свойств пород-коллекторов в призабойной зоне в процессе вскрытия пластов и их разработки, применения современных способов интенсификации притока углеводородов к забоям скважин, являющих мощным инструментом повышения их текущей продуктивности и коэффициента нефтегазоотдачи.
2. Основные понятия нефтеизвлечения.
Прежде всего, необходимо остановиться на основных понятиях нефтеизвлечения.
Коэффициентом извлечения нефти (Кни) называется отношение количества нефти (Qt), добытой из залежи или ее части с начала разработки в течение времени t, к балансовым запасам (Q6) залежи:
Различают текущий и конечный коэффициенты извлечения нефти:
где QН – извлекаемые запасы нефти.
Коэффициент извлечения нефти представляет собой произведение коэффициентов вытеснения (Кв), заводнения (К3) и охвата (Кох)
Коэффициент вытеснения (КВ) – отношение количества нефти, вытесненного при интенсивной длительной промывке объема пустотного пространства коллектора, в который проник рабочий агент, к начальному количеству нефти в этом же объеме.
Коэффициент заводнения (КЗ) – отношение количества нефти, вытесненного из промытого объема пустотного пространства, в который проникла закачиваемая вода при промывке его до заданной обводненности продукции скважин, к количеству, вытесняемому из того же объема пустотного пространства при полной его промывке. Коэффициент охвата пласта воздействием (КОХ) – отношение суммы объемов коллекторов, охваченных процессом вытеснения нефти, к общему объему коллекторов содержащих нефть.
Коэффициент охвата вытеснением (Кох) представляет собой отношение части эффективного объема залежи эксплуатационного объекта (Vox), участвующего в дренировании под воздействием вытесняющего агента, к общему эффективному объему залежи (объекта) (Vo6щ).
Коэффициент охвата вытеснением входит в формулу, используемую для прогноза коэффициента нефтеотдачи. Его величина оказывает большое влияние на конечную нефтеотдачу и на темпы добычи нефти.
Различают коэффициент охвата по толщине и коэффициент охвата по площади. Коэффициент охвата вытеснением по мощности (Кохh) определяется в скважине как отношение нефтенасыщенной мощности, подвергшейся воздействию, к суммарной эффективной нефтенасыщенной мощности объекта. В нагнетательных скважинах подвергающимися воздействию считают те пласты и прослои эксплуатационного объекта, в которые поступает нагнетаемая вода, а в добывающих скважинах – пласты и прослои, активно отдающие нефть в условиях стабильного или даже возрастающего пластового давления.
Коэффициент охвата вытеснением по площади (Kохs) определяют для каждого пласта эксплуатационного объекта в отдельности. Численно он равен отношению площади, охваченной процессом вытеснения, к общей площади распространения пласта-коллектора в пределах залежи. Величины Koxh, Koxs, Кох зависят от геологической характеристики эксплуатационного объекта. Большое влияние оказывают также степень соответствия принятой системы и разработки геологической характеристике объекта и условиям се реализации.
3. Методы воздействия на залежь.
Методов воздействия на залежь с целью увеличения ее производительности и повышения нефтеотдачи достаточно много. При этом одни методы направлены на интенсификацию (стимуляцию) работы скважин (увеличение дебита добывающих и приемистости нагнетательных скважин), другие – только на повышение нефтеотдачи, третьи – как на интенсификацию работы скважин, так и на повышение нефтеотдачи пластов.
Все методы воздействия на залежь можно разбить на две группы: первая – методы, обеспечивающие восполнение энергии пласта и вытеснение нефти за счет закачиваемого рабочего агента, т.е. поддержание пластового давления; вторая – методы, улучшающие фильтрацию нефти в призабойной зоне.
Вторую группу можно расчленить на две подгруппы: методы, улучшающие условия фильтрации нефти в призабойной зоне за счет совершенствования первичного и вторичного вскрытия пласта, и методы, улучшающие фильтрацию путем обработки призабойной зоны пласта.
Первую группу методов с некоторой долей условности можно разделить на два типа.
Первый тип – методы объемного воздействия на пласт с целью приращения извлекаемых запасов путем увеличения коэффициентов вытеснения и охвата залежи воздействием. Следствием такого воздействия может стать улучшение смачивания, снижение межфазного натяжения между нефтью и водой, перераспределение локального градиента давления в пласте и стимулирование капиллярных сил, вовлечение в работу недренируемых пропластков, участков пласта и застойных зон.
Второй тип – технологии локального воздействия на призабойную зону пласта с целью увеличения текущего дебита нефти. Следствием такого воздействия может стать увеличение проницаемости призабойной зоны (раскрытие трещин, очистка от кольматирующих компонентов), снижение проводимости призабойной зоны пласта для воды (гидрофобизация или механическое закупоривание пор и трещин в промытых пропластках).