Методические приемы детальной корреляции скважин. 5 страница

Применение рассматриваемого вида заводнения в названных весьма благоприятных геологических условиях позволяет добиваться высокого нефтеизвлечения (до 60 – 65 %). Добывающие скважины могут быть расположены в основном в пределах внутреннего контура нефтеносности. При этом нефть из водонефтяной зоны может быть вытеснена к забоям добывающих скважин нагнетаемой водой. Таким путем без существенного увеличения потерь нефти в пласте можно сократить количество скважин для разработки объекта и объемы попутной (отбираемой вместе с нефтью) воды.

Для разработки нефтяной части нефтегазовой залежи законтурное заводнение целесообразнее применять при обеспечении неподвижности ГНК путем регулируемого отбора газа из газовой шапки. При законтурном заводнении на одну нагнетательную скважину обычно приходится четыре - пять добывающих скважин.

Системы разработки с законтурным заводнением, кроме того, рекомендуется применять при разработке групп близко расположенных, небольших по размерам нефтяных залежей (залежей-спутников), когда нагнетательные скважины, расположенные за контуром нефтеносности, оказывают при закачке воды влияние одновременно на несколько залежей.

Приконтурное заводнение. При этом виде заводнения нагнетательные скважины располагаются вблизи внешнего контура нефтеносности в пределах водонефтяной зоны залежи (рис. 5.44) [15].

Применяется в основном при той же характеристике залежей, что и законтурное заводнение, но при плохой гидродинамической связи залежи с законтурной зоной. Плохая связь залежи с водоносной частью пласта обусловлена ухудшением проницаемости пласта вблизи ВНК или наличием под ним или на его уровне водонепроницаемого экрана. Присутствие такого экрана особенно характерно для залежей в карбонатных коллекторах, где вторичные геохимические процессы могут приводить к закупорке пустот минеральными солями, твердыми битумами и др.

По принципам расположения скважин, соотношению числа и добывающих и нагнетательных скважин, подходу к разработке газонефтяных залежей, значениям достигаемого нефтеизвлечения приконтурное заводнение приближается к законтурному.

Внутриконтурное заводнение. При этом виде заводнения нагнетание воды ведется в скважины, расположенные в пределах залежи, т. е. в нефтяной зоне. Применяют целый ряд разновидностей внутриконтурного заводнения.

При разрезании залежи рядами нагнетательных скважин закачка воды в пласты производится через скважины, расположенные рядами, называемыми разрезающими рядами, или линиями разрезания. Скважины разрезающих рядов после бурения непродолжительно эксплуатируются на нефть при возможно более высоких дебитах. Это дает возможность очистить прискважинные зоны пласта и снизить пластовое давление в ряду, т. е. создает условия для успешного освоения скважин под закачку воды. Затем скважины в ряду осваивают под нагнетание через одну, продолжая интенсивную добычу нефти из промежуточных скважин ряда. Это способствует перемещению нагнетаемой в пласт воды вдоль разрезающего ряда. Этот период освоения разрезающего ряда очень важен, поскольку позволяет сократить возможные потери нефти в ряду между скважинами и обеспечить за счет интенсивной эксплуатации промежуточных скважин быстрый рост добычи нефти уже в начальной фазе освоения эксплуатационного объекта.

После обводнения промежуточных нагнетательных скважин они также переводятся под закачку воды. При такой технологии освоения скважин разрезающего ряда вдоль него в пласте создается полоса воды. Добывающие скважины при этой разновидности заводнения располагают в рядах, параллельных разрезающим рядам. Отбор нефти из добывающих скважин и продолжающееся нагнетание воды в скважины разрезающего ряда обусловливают расширение полосы воды, созданной вдоль этого ряда, и перемещение ее границ в направлении к добывающим рядам. Таким путем обеспечиваются вытеснение нефти водой и перемещение ее в пласте к добывающим скважинам.

Рассматриваемый вид заводнения применяют на залежах пластового типа с параметрами пластов и нефтей, указанными для законтурного заводнения, но с большой площадью нефтеносности, а также на залежах разных размеров при практически повсеместном залегании пласта-коллектора, но при ухудшении условий фильтрации у ВНК.

Выделяют подвиды этого вида заводнения – разрезание на площади и блоковое.

При заводнении с разрезанием эксплуатационного объекта на площади разрезающие ряды располагают таким образом, чтобы выделить площади самостоятельной разработки, различающиеся по геолого-промысловой характеристике (участки с разным количеством пластов в эксплуатационном объекте, с разной продуктивностью разреза, с различным характером нефтеводонасыщения и т. д.).

Так, при весьма большой площади нефтеносности многопластового эксплуатационного объекта и общем для всех пластов ВНК количество нефтенасыщенных пластов и соответственно нефтенасыщенная толща объекта уменьшаются от свода залежи к периферии. В этих условиях возможно реализовать разрезание эксплуатационного объекта на площади с разным количеством нефтенасыщенных пластов. Большое преимущество такой системы разработки - возможность начинать разработку крупного объекта с площадей наиболее продуктивных и с наибольшими запасами. Но применение такого способа возможно при условии, что ко времени ввода объекта в разработку известно положение внешних и внутренних контуров нефтеносности по всем его пластам.

При блоковом заводнении нефтяную залежь разрезают рядами нагнетательных скважин на полосы (блоки), размещают ряды добывающих скважин в таком же направлении. При вытянутой форме залежи ряды скважин располагают обычно перпендикулярно к ее длинной оси (рис. 5.45).

При «круговой» форме залежей с обширными площадями нефтеносности направление рядов скважин выбирают с учетом зональной неоднородности продуктивных пластов вкрест выявленной превалирующей ориентации зон с повышенной толщиной (и, как правило, с повышенными пористостью и проницаемостью) коллекторов (рис. 5.46).

В результате достигается пересечение всех зон, содержащих основную часть запасов нефти, линиями разрезания и, следовательно, обеспечивается большее влияние на них закачки воды. При ином направлении разрезающие ряды в значительной части могут оказаться на участках с пониженной проницаемостью пласта, что обусловит низкую приемистость значительной доли нагнетательных скважин и отсутствие в части высокопродуктивных зон воздействия нагнетания воды.

При проектировании систем разработки с рассматриваемым видом заводнения особое внимание следует уделять обоснованию ширины блоков и количества рядов добывающих скважин в блоке. Решение этого вопроса диктуется необходимостью обеспечивать влияние нагнетания воды на всю ширину блоков, не допуская консервации их внутренних частей.

Ширину блоков выбирают от 4 до 1,5 км в зависимости от гидропроводности объекта. Уменьшение ширины полос повышает активность системы заводнения, благодаря возрастанию перепада давления на единицу ширины блока, что позволяет частично компенсировать пониженную продуктивность залежи. Чтобы избежать значительных потерь нефти в центральных частях блоков (на участках стягивания контуров нефтеносности), в пределах блока располагают обычно нечетное количество рядов добывающих скважин, при этом внутренний ряд обычно играет роль «стягивающего». При повышенной ширине блоков (3,5 – 4 км) принято располагать пять рядов добывающих скважин, при меньшей ширине (1,5 – 3 км) - три ряда. В зависимости от количества рядов добывающих скважин блоковое заводнение называют пятирядным или трехрядным. Количество добывающих скважин, приходящихся на одну нагнетательную, при пятирядной и трехрядной системах соответственно составляет около 5 и 3.

На залежах с широкими водонефтяными зонами всю систему разработки с разрезанием следует распространять и на водонефтяную зону, за исключением самых внешних ее частей с небольшой нефтенасыщенной толщиной (менее 3 – 4 м). В некоторых случаях при монолитном строении высокопроницаемых пластов более успешным может быть вариант с комбинированным заводнением, при котором периферийная неразбуренная зона может быть расширена вплоть до изопахиты нефтенасыщенной толщины 5 – 6 м. При этом система разработки с разрезанием залежи, распространенная до этой изопахиты, сочетается с законтурным заводнением, за счет которого в указанных условиях может быть обеспечено вытеснение нефти из неразбуренной периферийной зоны к разбуренной основной части.

Преимущества систем разработки с блоковым заводнением заключаются в том, что они могут проектироваться и реализовываться, когда детальные сведения о конфигурации контуров нефтеносности еще отсутствуют. Применение таких систем дает возможность осваивать блоки эксплуатационного объекта в нужной последовательности, регулировать разработку с помощью перераспределения объемов закачки воды.

Обычно внутриконтурное разрезание нефтяных залежей рядами нагнетательных скважин на блоки или площади применяют для эксплуатационных объектов с умеренной неоднородностью строения при широком распространении пластов-коллекторов на площади, при средней проницаемости более 0,007 – 0,1 мПа∙с при вязкости пластовой нефти до 15 – 20 мПа∙с.

На раннем этапе внедрения заводнения для залежей с умеренными площадями нефтеносности рекомендовалось так называемое сводовое заводнение. При нем предусматривалось расположение нагнетательных скважин в сводовых частях залежей - в виде линейного разрезающего ряда по длинной оси структуры при вытянутой антиклинальной форме залежи или в виде групп из нескольких скважин в своде при брахиантиклинальном строении залежи. Обычно такой вид внутриконтурного заводнения сочетали с законтурной закачкой воды.

Этот вид заводнения себя не оправдал и впоследствии широкого применения не нашел. Это обусловлено нецелесообразностью искусственного обводнения чисто нефтяной, лучшей по продуктивности центральной части залежи при расположении рядов добывающих скважин в менее продуктивных частях, в том числе и в природной водонефтяной зоне.

Площадное заводнение – применяется для залежей (эксплуатационных объектов), характеризующихся сравнительно однородным замещением песчаников глинистыми породами и низкими значениями вязкости нефти, проницаемости, гидропроводности и подвижности. Пласт должен характеризоваться значительной толщиной, что способствует лучшей выработке запасов. В залежах со значительной неоднородностью вода из нагнетательных скважин может прорываться понаиболее проницаемым пропласткам, что приводит к преждевременному обводнению добывающих скважин.

Применяемые обычно при площадном заводнении системы показаны на рисунке 5.47.

Наиболее широкое применение нашли пятиточечная, семиточечная и девятиточечная системы. Они обычно рекомендуются для эксплуатационных объектов с терригенными или карбонатными коллекторами порового типа и широко применяются при разработке объектов с низкой проницаемостью коллекторов, с повышенной вязкостью нефти. Такие системы, так же как и блоковая система с разрезанием на узкие полосы, можно применять и для высокопродуктивных объектов при необходимости получения высоких уровней добычи нефти или продления фонтанного периода эксплуатации в случае больших трудностей с организацией механизированной эксплуатации скважин.

Ячеистую систему заводнения целесообразно применять для залежей нефти повышенной вязкости, приуроченных к трещинно-поровым карбонатным коллекторам (рис. 5.47 г).

Системам разработки с площадным заводнением свойственны и негативные моменты. Они практически не позволяют регулировать скорость продвижения воды к разным добывающим скважинам элемента системы разработки путем перераспределения объемов закачиваемой воды. В связи с этим возрастает вероятность преждевременного обводнения значительной части добывающих скважин. Этот процесс усугубляется неодновременным вводом новых добывающих скважин в элементе, остановками отдельных скважин для подземного и капитального ремонта, отключением обводненных скважин, существенными различиями дебитов скважин и др.

В связи с низкой продуктивностью залежей, при которой применяется площадное заводнение, и вследствие указанных особенностей процесса разработки коэффициент извлечения нефти, как правило, не превышает 0,40 – 0,45.

Избирательное заводнение - разновидность внутриконтурного заводнения - предусматривает выбор местоположения нагнетательных скважин после разбуривания эксплуатационного объекта по равномерной сетке.

Избирательное заводнение применяют при резкой зональной неоднородности пластов, выражающейся в не повсеместном залегании коллекторов, в наличии двух или трех разновидностей коллекторов разной продуктивности, распределенных неравномерно по площади, и т. д., а также при нарушении объекта серией дизъюнктивных нарушений.

При составлении первого проектного документа на разработку местоположение нагнетательных скважин не определяют. После разбуривания объекта и некоторого периода эксплуатации всех скважин на нефть для освоения под закачку воды выбирают скважины, местоположение которых наиболее полно отвечает геологическому строению пластов и обеспечивает эффективное воздействие на весь объем залежи. В конечном счете нагнетательные скважины оказываются размещенными по площади объекта неравномерно.

Очаговое заводнение по сути является избирательным заводнением, но применяется как дополнение к другим разновидностям заводнений (законтурному, приконтурному, разрезанию на площади, блоки и др.). Очаги заводнения (нагнетание воды в отдельные скважины или небольшие группы скважин) обычно создают на участках, не испытывающих или недостаточно испытывающих влияние заводнения после освоения запроектированного основного его вида. Под нагнетательные выбирают скважины из числа добывающих, преимущественно из тех, которые основную свою задачу уже выполнили, т. е. расположенные па заводненных участках объекта разработки. При необходимости для создания очагов заводнения бурят дополнительные скважины.

Очаговое заводнение применяют очень широко: это одно из главнейших мероприятий по развитию и совершенствованию основных систем разработки с заводнением.

Головное заводнение. Головным называют нагнетание воды в наиболее повышенные зоны залежей, тектонически или литологически экранированных в сводовых частях.

Барьерное заводнение. Эта разновидность внутриконтурного заводнения применяется при разработке нефтегазовых и нефтегазоконденсатных залежей пластового типа с целью изоляции газовой (газоконденсатной) части залежи от нефтяной. Кольцевой ряд нагнетательных скважин располагают в пределах газонефтяной зоны, вблизи внутреннего контура газоносности. В результате нагнетания воды в пласте образуется водяной барьер, отделяющий газовую часть залежи от нефтяной. Применение барьерного заводнения обеспечивает возможность одновременного отбора нефти и газа из недр без консервации газовой шапки на длительное время, обязательной при разработке с использованием природных видов энергии или при охарактеризованных выше разновидностях заводнения. Барьерное заводнение может сочетаться с другими его видами или с использованием энергии напора пластовых вод.

Таким образом, во многих случаях при проектировании системы разработки эксплуатационного объекта исходя из его геолого-промысловой характеристики для него могут быть рекомендованы два, а иногда и три конкурирующих вида заводнения. Например, приконтурное заводнение может рассматриваться наряду с поперечным разрезанием объекта на блоки; разрезание на узкие блоки может конкурировать с площадным заводнением и т. д. Из числа возможных вариантов, обоснованных геологически, оптимальный вариант выбирают с помощью гидродинамических и экономических расчетов при учете других элементов системы разработки (плотности сетки добывающих скважин, перепада давления между зонами нагнетания и отбора).

Нефтегазовые залежи. Paзработка нефтегазовых залежей осуществляется с применением следующих систем: 1) без поддержания пластового давления; 2) путем законтурного заводнения; 3) с барьерным заводнением.

Рассмотрим перечисленные системы разработки более подробно.

1. Системы разработки нефтегазовых залежей без поддержания пластового давления рекомендуются для эксплуатационных объектов, где основными движущими силами являются энергия расширяющегося газа в газовой шапке и энергия подошвенной или краевой воды. В этом случае количество добываемой нефти и нефтеотдача будут зависеть от соотношений объемов нефтяной и газовой частей залежи, коллекторских свойств, фильтрационных характеристик залежи, неоднородности пласта, соотношений вязкостей нефти и внедряющейся в залежь пластовой воды, углов падения пласта. За счет внедряющейся в пласт воды может добываться от 38 до 74 %промышленных запасов нефти, при уменьшении проницаемости пласта в 2,5 раза; приток пластовой воды значительно сокращается, а суммарный отбор нефти соответственно сокращается с 51 до 36 %.

2. Системы разработки нефтегазовых залежей с законтурным заводнением применяются на тех эксплуатационных объектах, где размеры, объема газовой части пласта по сравнению с нефтяной очень небольшие, энергия пластовой водоносной системы незначительная, коллекторские и фильтрационные свойства пласта обычно низкие, вязкость нефти может быть повышенной. В этом случае запаса пластовой энергии в залежи недостаточно, поэтому для обеспечения соответствующей нефтеотдачи такие объекты разрабатываются с законтурным заводнением с обеспечением начального пластового давления на контуре нефтеносности. Нагнетательный ряд располагается за внешним контуром нефтеносности, разработка в этом случае почти не отличается от разработки нефтяных залежей.

3. Системы разработки нефтегазовых залежей с барьерным заводнением рекомендуются в том случае, когда отсутствует трещиноватость пород, проницаемость вкрест напластования гораздо ниже аналогичной величины по напластованию пород. Наибольшая эффективность описываемой системы достигается при наличии плотных непроницаемых пропластков в интервале газонефтяного контакта, а также при небольших углах падения пород.

Нагнетательные скважины бурятся вдоль внутреннего контура газоносности или в некоторых случаях в непосредственной близости от него. Закачиваемая вода образует как бы барьер, который изолирует газонасыщенную часть залежи от нефтенасыщеной, что позволяет одновременно добывать как нефть, так и газ. Особое внимание при контроле за разработкой уделяется исследования, позволяющим оценить возможность прорыва воды в добывающие скважины.[15]

5.5.4 Нетрадиционные методы разработки нефтяных залежей

Нетрадиционными методами разработки условно принято называть все методы воздействия на пласт, отличающиеся от широко применяемого (традиционного) метода заводнения с нагнетанием в пласты обычной воды. Эти методы необходимы для разработки залежей нефти, на которых обычное заводнение не может быть проведено вообще, и для залежей, где оно не обеспечивает достаточных коэффициентов извлечения нефти. Таким образом, применение нетрадиционных методов предусматривает увеличение коэффициентов нефтеизвлечения по сравнению с их значением при использовании природного режима и обычного заводнения. Поэтому часто традиционные методы разработки называют методами увеличения коэффициента извлечения нефти (МУН).

Основное внимание сосредоточено на методах в их наиболее простом виде - при нагнетании в пласт одного из агентов. Эти методы широкого промышленного применения не нашли, но они явились исходными для создания в последние годы арсенала более эффективных комплексных методов.

Простые наиболее освоенные нетрадиционные методы по видам применяемых агентов можно объединить в следующие группы:

· физико-химические методы - методы, базирующиеся на заводнении, но предусматривающие повышение его эффективности путем добавки к воде различных химических реагентов (полимеров, поверхностно-активных веществ, кислот, щелочей и др.);

· теплофизические методы - нагнетание в пласты теплоносителей - горячей воды или пара;

· термохимические методы - применение процессов внутрипластового горения нефти - «сухого», влажного или сверхвлажного;

· методы вытеснения нефти смешивающимися с ней агентами-растворителями, углеводородными газами под высоким давлением и др.

При обосновании применения нетрадиционных методов следует учитывать, что многие из них дорогостоящие и требуют использования дефицитных реагентов или сложного оборудования, либо плотных сеток скважин. Поэтому при их проектировании и внедрении особое внимание следует уделять вопросам экономики.

Заводнение с использованием химических реагентов. Эта группа новых методов основана на нагнетании в продуктивные пласты в качестве вытесняющего агента водных растворов химических веществ с концентрацией 0,001 – 0,4% и более. Обычно в пласте создают оторочки растворов в объеме 10 – 50% общего объема пустот залежи, которые вытесняют нефть. Затем оторочку перемещают путем нагнетания в пласт обычной воды, называемой в этом случае рабочим агентом. Методы могут применяться при тех же плотностях сеток скважин, что и при обычном заводнении. С их помощью можно существенно расширить диапазон значений вязкости пластовой нефти (до 50 – 60 мПа∙с), когда возможно применение методов воздействия, в которых большую роль играет заводнение. Применение методов на начальных стадиях разработки позволяет ожидать увеличение коэффициентов извлечения нефти по сравнению с их значением при обычном заводнении на 3 –10 пунктов.

Теплофизические методы. Применение этих методов основано на внесении в пласт тепла с поверхности. В качестве теплоносителей применяют пар или горячую воду.

Метод вытеснения нефти паром рекомендуется для разработки залежей высоковязких нефтей вплоть до 1000 мПа∙с и более. При большей вязкости нефти нагнетание пара должно быть более продолжительным и даже постоянным. Применение метода позволяет достигать значений коэффициентов извлечения нефти до 0,4 – 0,6. Метод обеспечивает снижение вязкости пластовой нефти, гидрофилизацию породы-коллектора, тепловое расширение породы и содержащихся в ней жидкостей.

Выбор залежей для применения метода основывается на необходимости создания условий для минимальных потерь тепла, вводимого с поверхности, таких как:

· глубина залегания пласта до 1000 м, во избежание чрезмерно высоких потерь тепла в породы через ствол нагнетательной скважины;

· нефтенасыщенная толщина – 10-40 м.: при меньшей толщине резко возрастают потери тепла в породах, покрывающих и подстилающих продуктивный пласт; при чрезмерно большой толщине горизонта возможен низкий охват воздействием по вертикали;

· высокие коллекторские свойства пород (коэффициент пористости более 0,2%, проницаемость более 0,5 мкм²), поскольку при этом сокращаются потери тепла на нагревание собственно пород продуктивного пласта;

· процесс наиболее эффективен при разработке залежей с высокой начальной нефтенасыщенностью, так как при этом потери тепла на нагрев содержащейся в пласте воды минимальны;

· расстояние между скважинами должно быть не более 200 – 300 м

Нагнетание пара может вызвать усиление выноса породы в добывающие скважины, а также разбухание глин в пласте, приводящее к уменьшению размера пор и к соответствующему снижению проницаемости. Поэтому целесообразно выбирать объекты с пластами, не подверженными разрушениям, с низкой глинистостью (не более 10%). Более благоприятны для процесса мономинеральные (кварцевые) песчаники, менее благоприятны – полимиктовые, с обломками глинистых пород.

Метод вытеснения нефти горячей водой может применяться для разработки нефтяных залежей высоковязких нефтей с целью повышения коэффициента извлечения нефти и залежей высокопарафинистых нефтей для предотвращения выпадения парафина в твердом виде в пласте. Повышение коэффициента извлечения нефти обусловливается теми же факторами, что и при нагнетании пара. Однако этот процесс намного менее эффективен, поскольку для прогрева пласта, вследствие отставания фронта прогрева пласта от фронта вытеснения нефти, требуется закачивать в пласт большие объемы горячей воды (в 3 – 4 раза превышающие объем пустот продуктивного пласта).

Метод применяется для залежей, по которым даже незначительное снижение пластовой температуры в процессе разработки может приводить к выпадению парафина в пласте и закупориванию его пор. Для предотвращения этого следует при заводнении нагнетать воду с температурой, превышающей пластовую на величину ее потерь по пути к забою скважины. Так же, как и при нагнетании пара, выбор объектов для воздействия горячей водой лимитируется величиной теплопотерь в скважине и в пласте.

Термохимические методы. Они основаны на способности пластовой нефти вступать в реакции с нагнетаемым в пласт кислородом (воздухом), сопровождающиеся выделением большого количества тепла (внутрипластовым «горением»). Таким образом, методы предусматривают генерирование тепла непосредственно в продуктивном пласте путем инициирования процесса горения у забоя нагнетательной скважины и перемещения зоны (фронта) горения по пласту путем последующего нагнетания воздуха. Для разработки нефтяных залежей могут быть применены следующие методы:

· прямоточное сухое горение, когда на забое воздухонагнетательной скважины производится «поджог» нефти и зона горения перемещается нагнетаемым воздухом в направлении к добывающим скважинам;

· прямоточное влажное или сверхвлажное горение, при котором в пласт нагнетаются 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 коэффициента извлечения нефти при и значительном уменьшении расхода нагнетаемого воздуха.

Второй процесс намного более эффективен, так как реализуются те же факторы улучшения механизма вытеснения нефти, что и при нагнетании в пласт пара, и, кроме того, дополнительные факторы, свойственные этому процессу (вытеснение нефти водогазовыми смесями, образующимся углекислым газом, поверхностно-активными веществами и др.).

Методы могут быть рекомендованы для залежей:

· расположенных на глубине до 1500 – 2000 м;

· с вязкостью пластовой нефти от 30 до 1000 мПа*с и более. Такие нефти содержат достаточное количество тяжелых фракций, служащих в процессе горения топливом (коксом);

· с проницаемостью пород более 0,1 мкм² и нефтенасыщенностью более 30 – 35%;

· с толщиной пласта более 3 – 4 м.

· с нефтенасыщенной толщиной 70 – 80 м и более;

· с терригенными и карбонатными коллекторами;

· при плотных сетках скважин до 2 – 3 га/скв – для сухого горения и 12 – 16 га/скв – для влажного горения

Методы смешивающегося вытеснения. К этой группе новых методов относят вытеснение нефти смешивающимися с ней агентами: двуокисью углерода С0₂, сжиженными нефтяными газами (преимущественно пропаном), обогащенным газом (метаном со значительным количеством С₂-С₆), сухим газом высокого давления. Каждый из методов эффективен при определенных компонентных составах и фазовых состояниях нефти и давлении, при котором может происходить процесс смешивания. Вытеснение нефти сухим газом высокого давления наиболее эффективно для залежей с пластовым давлением более 20 МПа, вытеснение обогащенным газом 10 – 20 МПа, сжиженным газом и двуокисью углерода 8 – 14 МПа.

Следовательно, эти методы целесообразно применять для залежей:

· с большими глубинами залегания пластов – более 1000 – 200 м.;

· с вязкость пластовой нефти менее 5 мПа∙с;

· с толщиной пластов до 10 – 15 м.;

· при низкой проницаемости;

· с пластовым давлением более 20 МПа;

Методы вытеснения нефти газом высокого давления и обогащенным газом рекомендуются для пластов с высокой нефтенасыщенностью более 60 – 70%.Вытеснение углекислым газом, как уже отмечалось выше, может быть достаточно эффективным и при меньшей ее величине (35-40%), что позволяет использовать его после значительного обводнения пластов в результате разработки с применением обычного заводнения.

Ввод в разработку новых залежей со сложными геолого-физическими условиями (пониженная проницаемость, макро- и микронеоднородность, повышенная или высокая вязкость нефти и др.) потребовал поиска вытесняющих агентов с более действующими характеристиками.

В последние годы резко возросли масштабы исследовательских и промысловых работ по поиску и применению новых способов и воздействия на нефтяные пласты. Большое признание нашли методы воздействия, основанные на сочетании двух или более агентов, каждый из которых в отдельности оказывается малоэффективным. Так, широко применяют физико-химические методы с добавками к воде полимера и ПАВ, а также методы с добавлением к этим двум компонентам кислот и щелочей.

Комбинирование различных методов открывает широкие возможности для создания новых технологий разработки залежей с трудноизвлекаемыми запасами нефти.[19]

Контрольные вопросы к главе 5.5

1. Что понимают под системой разработки?

Дата добавления: 2014-11-29