Понятие о коэффициенте нефте-газоизвлечения
Коэффициент конечного нефте-газоизвлечения – отношение извлекаемых запасов нефти и газа к начальным балансовым залежам.
КИН = Qизв. н /Qн.б.; КИГ = Qизв.г. / Qн.б.
Основные факторы влияющие на коэффициент извлечения:
КИН = Квыт × Кохв
Квыт – отношение объема вытесняемой нефти из образца породы при бесконечной промывке к первоначальному её объему в этом образце (определяется в лабораторных условиях), зависит от проницаемости, структуры пустотного пространства, физико-химических свойств нефти и вытесняющего агента.
Кохв – отношение объема залежи, охваченного разработкой к объему всей залежи.
Зависит от проницаемости пласта, его изменчивости, расчленённости, прерывистости, от потерь нефти в тупиковых зонах и плотности сетки скважин.
ГТМ по воздействию на пласт должны быть направлены в первую очередь на увеличение Квыт и Кохв, чтобы в конечном счете увеличить КИН.
Методы увеличения нефтеотдачи (МУН)
Общая классификация МУН (Халимов Э.М.)
| № | Класс | Методы |
| Газовые | 1. Водогазовое воздействие (ВГВ) 2. Воздействие двуокисью углерода СО2 3. Воздействие другими газами (N2, дымовыми и др.) | |
| Гидродинамические | 1. Циклическое заводнение. 2. Комбинированное: заводнение+ГС+БС; заводнение+ГРП 3. Изменение фильтрационных потоков. | |
| Тепловые | 1. Вытеснение нефти теплоносителями. 2. Вытеснение нефти за счет внутрипластовых окислительных экзотермических реакций. | |
| Физико-химические | 1. Полимерное заводнение. 2. Миццеллярное заводнение. 3. Заводнение с применением ПАВ. | |
| Микробиологические | 1. Введение в пласт бактерий. 2. Создание бактериальной микрофлоры в пластовых условиях. | |
| Механические | 1. Виброволновое воздействие |
I Газовые:
изменение гидродинамических условий движения рабочего агента.
КИН = kохв·kвыт - количество извлекаемой нефти
kохв = Vз.охв.в разр./Vзалежи
kвыт = qвыт.н./qобщ.н.
1. Водогазовое воздействие:
виды:
a) совместная закачка
б) поочередная закачка
в) комбинированная закачка
суть метода: поочередное (или совместное) нагнетание воды и газа для повышения охвата неоднородных пластов заводнением.
условия применения: в неоднородных пластах, где образуются тупиковые и застойные зоны при обычном заводнении (рекомендуется на любой стадии разработки).
- Воздействие двуокисью углерода:
метод рекомендуется в залежах:
· с глубиной > 1000м.
· относительно не большой мощностью пласта (10÷15м.)
· вязкость нефти от 10мПа∙с до 15мПа∙с
· пластовое давление > 10МПа
метод возможен на поздних стадиях разработки.
Газы растворяются в нефти, следовательно, увеличивается V нефти, уменьшается ее вязкость и снижается проявление капиллярных сил.
Технология:
1. в виде оторочки CO2.
2. совместно с водой.
II Гидродинамические:
1. Циклическое заводнение:
суть метода заключается в периодическом изменении режима воздействия на неоднородные пласты, создания нестационарного распределения пластового давления и неустановившегося движения жидкости в пласте. Это обеспечивается периодическим изменением объема нагнетаемой воды и добываемой жидкости.
метод направлен на увеличение kохв, устранение капиллярного неравновесия и вовлечение в разработку застойных зон. наиболее эффективен в неоднородных пластах (рекомендуется на любой стадии разработки).
III Тепловые:
1. Вытеснение нефти теплоносителями:
направлены на нагнетание в пласт теплоносителей - горячей воды или пара, в результате происходит снижение вязкости нефти, очищение призабойной зоны от парафина и смолистых веществ, расширение объема пластовой нефти.
Рекомендуется для пластов:
· с высоковязкой нефтью
· глубина пласта меньше 1000м.
· нефтенасыщенная глубина от 10 до 40м.
· kпор. > 0,2
· kпрон > 0,5 мкм2
· глинистость меньше 10%
· расстояние между скважинами 200÷300м.
2. Вытеснение нефти за счет внутрипластовых окислительных экзотермических реакций:
метод ВДОГ(внутрипластовой движущийся очаг горения) рекомендуется для залежей:
· с высоковязкой нефтью (вязкость нефти от 1000мПа∙с и больше)
· содержащих большое количество тяжелых фракций
· глубина до 2000м.
· kпрон > 0,1 мкм2
Метод основан на способности пластовой нефти вступать в реакцию с нагнетаемым в пласт кислородом, сопровождающейся выделением большого количества тепла.
Методы ВДОГ:
- прямоточное сухое горение:
на забое воздухонагнетательной скважины производится поджог нефти, и зона горения перемещается нагнетаемым воздухом в направлении к добывающим скважинам.
- прямоточное влажное горение (сверхвлажное горение):
в пласт нагнетается в определенном соотношении воздух и вода, это обеспечивает образование впереди фронта горения оторочки пара, т.е. перенос тепла в зону впереди фронта горения и способствует увеличению КИН при значительном увеличении расхода нагнетаемого воздуха.
IV Физико-химические:
они направлены на повышение эффективности заводнения путем добавки к воде различных химических реагентов (полимеров, ПАВ, кислот, щелочей и т.д.).
1. Полимерное заводнение:
закачивание водных растворов полимеров (растворов полиакриламида).
добавляют к нагнетаемой воде, что повышает ее вязкость, снижает подвижность и уменьшает относительную вязкость пластовой нефти µ = µн/µв.
условия применения: для залежи с повышенной вязкостью нефти (10÷50 мПа∙с), kпрон ≥ 0,1 мкм2, глинистость ≤ 8-10%, t ≤ 70-90 оС.
2. Мицеллярное заводнение:
при достижении определенного соотношения воды, ПАВ, углеводорода и спирта в растворе образуются физико-химические связанные группы молекул (мицеллы), такой раствор называется мицеллярным.
механизм: оторочка раствора перемещается водой.
- мицеллярно-полимерное заводнение.
этапы:
1. нагнетается объем мицеллярного раствора ≈ 10% пустого пространства залежи.
2. оторочку перемещает буферной жидкостью раствора полимера.
условия (рекомендация):
1. залежь нефти в терегенных коллекторах порового типа, относительно однородных, не содержащих карбонатного цемента.
2. kпрон > 0,1 мкм2.
3. µ = 3 ÷ 20 мПа∙с.
4. t < 80 оС.
3. Заводнение с применением ПАВ:
Снижают поверхностное натяжение на границе воды и нефти, увеличивают приемистость, повышают смачиваемость породы.
условия применения:
1. при повышенной гидрофобности коллекторов.
2. µ = 10 ÷ 30 мПа∙с.
3. kпрон > 0,3 мкм2
4. t до 70 оС.
5. рекомендуется в начале разработки.
В качестве хим.реагентов ПАВ используют: каустическую или каустическую или кольцемированную соль, аммиак, силикат натрия.
a. щелочное заводнение.
при взаимодействии щелочи с органическими кислотами пластовой нефти образуется ПАВ. Улучшение смачиваемости породы, снижение межфазного натяжения и улучшение отмывающих свойств воды.
условия применения: эффективен в малоглинистых гидрофобных коллекторах.
V Микробиологическе:
1. Технология основана на активизации пластовых микроорганизмов путем закачивания аэрированного раствора неорганических солей.
В результате образуются продукты биодеградации остаточной нефти: жирные кислоты, спирты, ПАВ, биополимеры и углекислота, обладающие активными нефтевытесняющими свойствами.
2. Технология основанная на использовании мелассы и сбраживающих её микроорганизмов.
3. Технология на основе биопрепарата «Деворойя».
- сообщества микроорганизмов, выделенных из нефтяных месторождений и способных к активной генерации нефтевытесняющих агентов в пластовых условиях.
4. Технология с использованием микробного полисахарида ксантана, технология основана, на способности растворов переходить в гелеобразное состояние.
VI Механические:
1. Виброволновое воздействие:
Вибросейсмические волновые устройства создают на забое постоянное воздействие упругими колебаниями на пласт в режиме длительной эксплуатации, что приводит к снижению эффективной вязкости флюидов, изменению фазовой проницаемости, вытесняется нефть из мелких пор.