Вопрос 19. Методы интенсификации разработки нефтяных месторождений

Разработка любого нефтяного месторождения ведется до момента потери рентабельности от дальнейшей добычи нефти. Методы интенсификации добычи нефти направлены на сокращение срока разработки месторождения и как результат на повышение его рентабельности. Многие методы интенсификации разработки одновременно являются и МУН, например ГРП и др.

Первое направление в интенсификации добычи нефти, направлено на уже имеющийся фонд скважин- обработка призабойных зон скважин, с целью повышения проницаемости и как результат необходимых темпов отбора. Как правило при эксплуатации нефтяного месторождения дебит нефтяных скважин и приемистость нагнетательных со временем падают, что связано с ухудшением характеристик призабойной зоны пласта. Для облегчения притока нефти к забоям скважин и поглощения нагнетательными закачиваемой воды. По характеру воздействия на призабойную зону скважин они делятся на следующие группы:

* химические

* механические

*тепловые

* физические

К первой группе относятся кислотные обработки, направленные на растворение породы и асфальтенов в призабойной зоне пласта. Это соляно-, глино-,пенно-,термо- кислотные обработки, кислотные ванны и.т.д.

Ко второй относятся ГРП, торпедирование и гидропескоструйная перфорация.

К тепловым методам относятся горячие закачки, обработка паром, применение глубинных нагревательных приборов- огневых и электрических.

К физическим- обработка ПАВ, вибрационное и акустическое воздействие.

Форсированный отбор жидкости, рассматривается как метод интенсификации и МУН обводненных залежей. Гидродинамические предпосылки заключаются в создании повышенных депрессий на пласт по фонду обводненных скважин, что способствует дововлечение в разработку слабо дренируемых пропластков и зон независимо от различияв строении коллекторов, условий насыщения и вязкостных соотношенй по нефти и воде.

Другое направление интенсификации добычи нефти, направлено на повышение фонда скважин- сгущение сетки скважин.

Все современные системы разработки основаны на заводнении. Заводнение – самый распространенный метод интенсификации. Большинство месторождений России эксплуатируется с применением заводнения. Задача заводнения- вытеснение нефти из порового пространства пласта, и поддержание необходимого пластового давления, тем самым обеспечивая необходимый уровень добычи нефти.

При добычи вязких нефтей испльзуются тепловые методы интенсификации и увеличения нефтеотдачи(ВДОГ, закчи горячей воды, пара).

20.Обоснование коэффициентов вытеснения и коэффициентов охвата при проектировании систем раз-ки нефтяных месторождений.

Как уже отмечалось, в России нефтяные месторождения разрабатывают в основном с искусственным воздействием на пласт. При нагнетании в пласт воды (или другого рабочего агента) вытеснение нефти к забоям добывающих скважин и дренирование залежи в целом происходит практически только за счет энергии закачки. В этих условиях особо важное значение приобретает оценка степени охвата продуктивного объема процессом вытеснения нефти. Охваченной процессом вытеснения считают ту часть эксплуатационного объекта, где в результате поступления в пласты нагнетаемой воды не происходит снижения пластового давления, благодаря чему скважины эксплуатируются с устойчивыми дебитами, соответствующими продуктивной характеристике перфорированных пластов.

Коэффициент вытеснения -это отношение кол-ва нефти вытесненной из пласта при длительной интенсивной промывке к начальному кол-ву нефти в этом же объеме пласта, зависит от св-в вытесняющего агента.

Квыт=Vвыт/ Vнач.о.

Коэффициент вытеснения, в процессе разработки с применением заводнения, зависит от:

1) Минералогического состава и микроструктуры гор.пород.

2) Отношения вязкости нефти к вязкости воды.

3) Структурно-механических свойств нефти, их зависимостей от температуры пластов

4) Смачиваемости пород и характера проявления капиллярных сил

5) Скорости вытеснения нефти водой

Коэффициент охвата -это отношение объема породы, из которой вытесняется нефть; ко всему объму породы. явл-ся более трудно обосновываемым.Он может уточнен по результатам комплексных исследований промыслово-геофизическими методами. Он зависит от:

1) Физических свойств и геологической неоднородности разрабатывемого пласта в целом

2) Параметров системы разработки месторождения

3) Использования наклоннонаправленных скважин, скважин с разветвленными стволами, а также от применения ГРП

4) Давления на забоях скважин, применения методов воздействия на ПЗП и совершенства вскрытия пластов

5) Применения способов и технических средств эксплуатации скважин

6) Применения методов управления процессом разработки месторождения путем частичного изменения системы разработки или без изменения системы разработки