Лекция 10. Новые методы увеличения нефтеотдачи пластов

Расчет динамики дебитов нефти и воды

Принимается следующая программа разработки нефтяной залежи.

Нефтяная залежь с общим числом скважин (n₀=73) разбуривается и вводится в разработку равномерным темпом в течение 8 лет по 10 скважин в год.

1. На первой стадии текущий дебит нефти

где t – годы, n_t0 – число действующих скважин в t-м году;

n_t0 = n_tб / 2+∑ n_(t-1)б; n_tб - число пробуренных скважин в t-м году;

∑ n_(t-1)б - общее число пробуренных скважин до t-го года.

Расчетный текущий дебит жидкости в пластовых условиях:

Массовый текущий дебит жидкости в поверхностных условиях:

q_{tF2 =} q_t + (q_tF- q_t)μ₀.

Обводненность А_t= (1-q_t/q_tF)∙100

Среднесуточный дебит одной скважины:

,

где n_t0 - число действующих скважин в t-м году;

ξ_э – коэффициент эксплуатации скважин;

Для второй и третьей стадии текущий расход закачиваемой воды и среднесуточный дебит скважины рассчитываются по тем же формулам, что и для первой стадии.

2. На второй стадии выдерживается постоянным текущий дебит нефти залежи q_t и расчеты проводятся по следующим формулам:

текущий амплитудный дебит,

расчетный текущий дебит,

массовый текущий дебит жидкости: q_tF2= q_t+(q_tF- q_t)μ₀.

3. На третьей стадии залежь разрабатывается при фиксированных условиях, создавшихся в конце второй стадии, и расчет ведется по формулам первой стадии при.

Для первой стадии при t =1, n_t0 = 5

млн.т/год,

млн.т/год,

q_tF2=0,114+(0,119-0,114)∙2,1=0,125 млн.т/год,

,

т/сут.

Для второй стадии при t=9

млн.т/год,

млн.т/год,

q_tF2=1,11+(1,68-1,11)∙1,68=2,30 млн.т/год,

Для третьей стадии при t=13

млн.т/год,

млн.т/год,

q_tF2=0,41+(1,1-0,41)∙2,1=1,86 млн.т/год,

Результаты расчетов приведены в таблице.

Таблица

Показатели разработки Киязлинского месторождения за 20 лет

Годы, t	qt0, млн.т год	Qt0, млн.т	Добыча, млн.т	Суммарная добыча, млн.т	V закач. агента, млн.т/г qt3	Обвод- ненность, Аt,%
нефти qt	жидкосqtF2	∑ qt	∑ qtF2
	0,11	0,91	0,11	0,12	0,11	0,12	0,18	8,57
	0,34	2,73	0,33	0,38	0,44	0,5	0,55	13,59
	0,54	4,56	0,52	0,64	0,96	1,14	0,89	19,94
	0,75	6,38	0,68	0,91	1,64	2,08	1,22	25,68
	0,97	8,20	0,82	1,19	2,46	3,27	1,54	30,76
	1,22	10,02	0,95	1,46	3,41	4,73	1,84	35,24
	1,50	11,85	1,06	1,74	4,47	6,47	2,13	39,20
	1,78	13,30	1,11	1,96	5,57	8,43	2,34	43,58
	2,05	13,30	1,11	2,30	6,68	10,73	2,58	51,86
	2,43	13,30	1,11	2,74	7,79	13,47	2,90	59,61
	2,97	13,30	1,11	3,35	8,90	16,82	3,34	66,94
	3,83	13,30	1,11	4,25	10,01	21,07	3,99	73,95
	3,83	13,30	0,41	1,86	10,42	22,93	1,69	77,78
	3,83	13,30	0,36	1,82	10,78	24,75	1,62	80,14
	3,83	13,30	0,32	1,78	11,10	26,53	1,55	82,21
	3,83	13,30	0,28	1,73	11,37	28,26	1,48	84,03
	3,83	13,30	0,24	1,69	11,62	29,95	1,42	85,64
	3,83	13,30	0,21	1,64	11,83	31,59	1,36	87,07
	3,83	13,30	0,19	1,59	12,01	33,18	1,30	88,34
	3,83	13,30	0,16	1,54	12,18	34,72	1,25	89,48

При всех достоинствах освоенного промышленностью метода заводнения нефтяных залежей как метода извлечения нефти, он тем не менее уже не обеспечивает необходимую конечную степень извлечения нефти из пластов, особенно в условиях неоднородных пластов и повышенной вязкости нефти, когда достигается низкий охват пластов заводнением. По мере роста понимания механизма и особенностей процесса заводнения нефтяных залежей стали на­стойчиво искать способы повышения его эффективности.

В 50-х годах повышение эффективности заводнения осуществ­лялось в основном изменением схемы размещения нагнетательных скважин (законтурное, осевое, блоковое, очаговое, площадное). Много внимания уделялось оптимизации давления нагнетания воды, выбору объектов разработки, повышению эффективности заводнения за счет размещения добывающих скважин и др.

В начале 60-х годов начали усиленно изучать способы улучше­ния вытесняющей способности воды за счет добавки различных активных агентов. В качестве таких агентов стали изучать и при­менять углеводородный газ, полимеры, поверхностно-активные ве­щества, щелочи, кислоты и др. Цель заключается в том, чтобы повысить охват пластов заводнением и устранить или уменьшить отрицательное влияние сил, удерживающих нефть в заводненных зонах пластов.

К низкопотенциальным методам относятся циклическое воздей­ствие на пласты, изменение направления потоков жидкости, при­менение водорастворимых поверхностно-активных веществ, кислот, щелочей и полимеров, увеличивающих нефтеотдачу на 2-8 % по сравнению с обычным заводнением. К наиболее высокопотен­циальным относятся методы вытеснения высоковязкой нефти паром, внутрипластовым горением и маловязкой нефти мицелляр-ными растворами, увеличивающие нефтеотдачу на 15-20%. Эф­фективность вытеснения нефти углекислым и углеводородным га­зами совместно с заводнением занимает промежуточное положе­ние (5-15%) (рис. 1, 2, 3).

Рис.1 Классификация методов увеличения нефтеотдачи пластов

Рис.2

Рис.3

По своему назначению и способу воздействия известные ме­тоды увеличения нефтеотдачи пластов можно классифицировать следующим образом (табл. 1).