Геолого-физические методы увеличения нефтеотдачи пластов

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ

«ТЮМЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

Филиал  в г. Нижневартовске

КАФЕДРА «НЕФТЕГАЗОВОЕ  ДЕЛО»

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Контрольная работа по дисциплине:

Управление  продукции скважин

На  тему: «Геолого-физические методы увеличения нефтеотдачи пластов».

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Выполнил студент гр.ЭДНбс-11(1)                                            Волков Ю.В.

Проверил: преподаватель                                                            Сахипов Д.М.

 

                                   

 

 

 

 

 

 

 

 

 

                                                г. Нижневартовск 2014

Содержание

                                                                                                                                                    стр.

1. Введение.                                                                                                 3                                                                                                
2. Классификация методов увеличения нефтеотдачи пластов                 5
3. Геолого-физические методы увеличения нефтеотдачи пластов          7
4. Заключение              13
5. Список использованной литературы                                                      15

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1. Введение

 
 
        Эффективность извлечения нефти из нефтеносных пластов современными, промышленно освоенными методами разработки во всех нефтедобывающих странах на сегодняшний день считается неудовлетворительной, притом что потребление нефтепродуктов во всем мире растет из года в год. Средняя конечная нефтеотдача пластов по различным странам и регионам составляет от 25 до 40%.  
        Например, в странах Латинской Америки и Юго-Восточной Азии средняя нефтеотдача пластов составляет 24–27%, в Иране – 16–17%, в США, Канаде и Саудовской Аравии – 33–37%, в странах СНГ и России – до 40%, в зависимости от структуры запасов нефти и применяемых методов разработки.  
        Остаточные или неизвлекаемые промышленно освоенными методами разработки запасы нефти достигают в среднем 55–75% от первоначальных геологических запасов нефти в недрах (Рис. 1).  
 
Рис.1 
 
        Поэтому актуальными являются задачи применения новых технологий нефтедобычи, позволяющих значительно увеличить нефтеотдачу уже разрабатываемых пластов, на которых традиционными методами извлечь значительные остаточные запасы нефти уже невозможно. 
        Во всем мире с каждым годом возрастает интерес к методам повышения нефтеотдачи пластов, и развиваются исследования, направленные на поиск научно обоснованного подхода к выбору наиболее эффективных технологий разработки месторождений. 
        В целях повышения экономической эффективности разработки месторождений, снижения прямых капитальных вложений и максимально возможного использования реинвестиций весь срок разработки месторождения принято делить на три основных этапа. 
        На первом этапе для добычи нефти максимально возможно используется естественная энергия пласта (упругая энергия, энергия растворенного газа, энергия законтурных вод, газовой шапки, потенциальная энергия гравитационных сил). 
        На втором этапе реализуются методы поддержания пластового давления путем закачки воды или газа. Эти методы принято называть вторичными. 
        На третьем этапе для повышения эффективности разработки месторождений применяются методы увеличения нефтеотдачи (МУН). 
Распределение остаточной нефтенасыщенности пластов требует, чтобы методы увеличения нефтеотдачи эффективно воздействовали на нефть, рассеянную в заводненных или загазованных зонах пластов, на оставшиеся с высокой текущей нефтенасыщенностью слабопроницаемые слои и пропластки в монолитных заводненных пластах, а также на обособленные линзы и зоны пласта, совсем не охваченные дренированием при существующей системе добычи. Представляется совершенно бесспорным, что при столь широком многообразии состояния остаточных запасов, а также при большом различии свойств нефти, воды, газа и проницаемости нефтенасыщенных зон пластов не может быть одного универсального метода увеличения нефтеотдачи. 
       Известные методы увеличения нефтеотдачи пластов в основном характеризуются направленным эффектом и воздействуют максимум на одну-две причины, влияющие на состояние остаточных запасов. 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2. Классификация методов увеличения нефтеотдачи пластов

 

        По типу рабочих агентов классификация известных методов увеличения нефтеотдачи пластов выглядит следующим образом: 
 
1.) Тепловые методы: 
• паротепловое воздействие на пласт; 
• внутрипластовое горение; 
• вытеснение нефти горячей водой; 
• пароциклические обработки скважин.

 
2.) Газовые методы: 
• закачка воздуха в пласт; 
• воздействие на пласт углеводородным газом (в том числе ШФЛУ); 
• воздействие на пласт двуокисью углерода; 
• воздействие на пласт азотом, дымовыми газами и др.

 
3.) Химические методы: 
• вытеснение нефти водными растворами ПАВ (включая пенные системы); 
• вытеснение нефти растворами полимеров; 
• вытеснение нефти щелочными растворами; 
• вытеснение нефти кислотами; 
• вытеснение нефти композициями химических реагентов (в том числе мицеллярные растворы и др.); 
• микробиологическое воздействие.

 
 4.) Гидродинамические методы: 
• интегрированные технологии; 
• вовлечение в разработку недренируемых запасов; 
• барьерное заводнение на газонефтяных залежах; 
• нестационарное (циклическое) заводнение; 
• форсированный отбор жидкости; 
• ступенчато-термальное заводнение. 
 
5.) Группа комбинированных методов. 
        С точки зрения воздействия на пластовую систему в большинстве случаев реализуется именно комбинированный принцип воздействия, при котором сочетаются гидродинамический и тепловой методы, гидродинамический и физико-химический методы, тепловой и физико-химический методы и так далее. 
 
6.) Методы увеличения дебита скважин. 
        Отдельно следует сказать о так называемых физических методах увеличения дебита скважин. Объединять их с методами увеличения нефтеотдачи не совсем правильно из-за того, что использование методов увеличения нефтеотдачи характеризуется увеличенным потенциалом вытесняющего агента, а в физических методах потенциал вытесняющего нефть агента реализуется за счет использования естественной энергии пласта. Кроме того, физические методы чаще всего не повышают конечную нефтеотдачу пласта, а лишь приводят к временному увеличению добычи, то есть повышению текущей нефтеотдачи пласта.  
 
        К наиболее часто применяемым физическим методам относятся: 
 
• гидроразрыв пласта; 
• горизонтальные скважины; 
• электромагнитное воздействие; 
• волновое воздействие на пласт; 
• другие аналогичные методы.

        А также дополнительная перфорация и перестрел старых интервалов.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

3. Геолого-физические методы увеличения нефтеотдачи пластов 
   

 
Гидравлический разрыв пласта.

       При гидравлическом разрыве пласта (ГРП) происходит создание трещин в горных породах, прилегающих к скважине, за счет давления на забое скважины в результате закачки в породы вязкой жидкости. При ГРП в скважину закачивается вязкая жидкость с таким расходом, который обеспечивает создание на забое скважины давления, достаточного для образования трещин (Рис. 2). 
        Трещины, образующиеся при ГРП, имеют вертикальную и горизонтальную ориентацию. Протяженность трещин достигает нескольких десятков метров, ширина – от нескольких миллиметров до сантиметров. После образования трещин в скважину закачивают смесь вязкой жидкости с твердыми частичками – для предотвращения смыкания трещин под действием горного давления. ГРП проводится в низкопроницаемых пластах, где отдельные зоны и пропластки не вовлекаются в активную разработку, что снижает нефтеотдачу объекта в целом. При проведении ГРП создаваемые трещины, пересекая слабодренируемые зоны и пропластки, обеспечивают их выработку, нефть фильтруется из пласта в трещину гидроразрыва и по трещине к скважине, тем самым увеличивая нефтеотдачу.  

 

 

 
 
Рис.2. Схема проведения ГРП

 
 Горизонтальные скважины.

Технология  повышения нефтеотдачи пластов методом строительства горизонтальных скважин зарекомендовала себя в связи с увеличением количества нерентабельных скважин с малодебитной или обводненной продукцией и бездействующих аварийных скважин по мере перехода к более поздним стадиям разработки месторождений, когда обводнение продукции или падение пластовых давлений на многих разрабатываемых участках (особенно в литологически неоднородных зонах нефтеносных пластов с трудноизвлекаемыми запасами) опережает выработку запасов при существующей плотности сетки скважин. Увеличение нефтеотдачи происходит за счет обеспечения большей площади контакта продуктивного пласта со стволом скважины. 
 
Электромагнитное воздействие.

Метод основан на использовании внутренних источников тепла, возникающих при воздействии на пласт высокочастотного электромагнитного поля. Зона воздействия определяется способом создания (в одной скважине или между несколькими), напряжения и частоты электромагнитного поля, а также электрическими свойствами пласта. Помимо тепловых эффектов электромагнитное воздействие приводит к деэмульсации нефти, снижению температуры начала кристаллизации парафина и появлению дополнительных градиентов давления за счет силового воздействия электромагнитного поля на пластовую жидкость.  
        Технология предназначена для интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи пластов и позволяет восстанавливать продуктивность добывающих и нагнетательных скважин.        

Акустическое воздействие в  ультразвуковом диапазоне частот обеспечивает  высокую интенсивность  механических колебаний  в пористых средах и вызывает нелинейные эффекты в прискважинном пространстве, которые приводят к восстановлению его проницаемости.

В технологическом  процессе используется комплекс аппаратуры ААВ-400, который позволяет  оперативно контролировать процесс воздействия и оценивать характер насыщенности обрабатываемого интервала продуктивного пласта.  

Программно-аппаратный комплекс акустического воздействия  ААВ-400 позволяет проводить исследование  характера насыщенности, стимулирование притока нефти или поглощения воды, оценку результатов воздействия за одну спуско-подъемную операцию. 

Метод оценки характера насыщенности коллекторов  включает в себя акустическое воздействие и комплексное  исследование  скважины, состоящие  из каротажа сейсмоакустической  эмиссии по методу: каротаж - воздействие - каротаж и корреляцию с любыми имеющимися  данными  ГИС по каждой скважине.

Выбор интервала пласта для селективного проведения акустического воздействия  осуществляется в процессе обработки. Время на обработку одной скважины не превышает  48 часов. 

Технология  электромагнитного воздействия  на продуктивные пласты с высоковязкими  нефтями и битумами

                                                    Электромагнитное воздействие (ЭМВ) на призабойную зону пласта основано на использовании особенностей термогидродинамических процессов в продуктивных коллекторах, возникающих при воздействии высокочастотного электромагнитного поля (ЭМП). При этом методе осуществляется глубокий объемный нагрев с малым градиентом температуры, что является важным с точки зрения увеличения нефтеотдачи пластов и интенсификации притока жидкости к скважине. Уменьшается вязкость нефти, увеличивается пластовое давление вследствие выделения растворенных газов и  испарения легких фракций углеводородной пластовой жидкости. 
Зона теплового воздействия определяется способом создания ВЧ электромагнитного поля в пласте, напряженностью, частотой, а также электрическими свойствами пласта. Она мало зависит от коллекторских свойств пласта и начального притока нефти в скважину, что позволяет применять электромагнитное воздействие при одновременной эксплуатации скважин. 
Применением ЭМВ  осуществляется: 
1) глубокий прогрев призабойной зоны пласта электромагнитным полем высокой частоты; 
2) вызов и значительное увеличение притока нефти к скважине; 
3) увеличение приемистости низкопроницаемых пластов; 
4) очистка призабойной зоны скважины; 
5) разрушение парафиновых, газогидратных и асфальто-смолистых пробок в скважинах. 
Помимо эффектов, связанных с прогревом пласта, ЭМВ способствует: 
     1) снижению температуры начала кристаллизации парафина в нефти, изменению ее реологических характеристик; 
     2) деэмульсации нефти как на забое скважины, так и в продуктивном пласте; 
     3) снижению поверхностного натяжения на границе раздела фаз нефть-вода, нефть-порода, что повышает коэффициент вытеснения за счет доотмыва пленочной и капиллярно-удерживаемой нефти; 
     4) появлению дополнительных градиентов давления за счет силового взаимодействия ЭМП с пластовыми жидкостями. 
При электромагнитном воздействии на пласт части энергии распространяющихся в пласте ЭМ волн преобразуется  в тепло из-за диэлектрических потерь в нефтенасыщенной породе пласта. Вследствие этого в пласте практически мгновенно (ЭМ волны распространяются в среде с очень большой скоростью) возникают объемные распределенные источники тепла,  чем и объясняется большой радиус охвата тепловым воздействием.

 
 Волновое воздействие на пласт.

Известно  множество способов волнового и  термоволнового (вибрационного, ударного, импульсного, термоакустического) воздействия на нефтяной пласт или на его призабойную зону.  
        Основная цель технологии – ввести в разработку низкопроницаемые изолированные зоны продуктивного пласта, слабо реагирующие на воздействие системы ППД, путем воздействия на них упругими волнами, затухающими в высокопроницаемых участках пласта, но распространяющимися на значительное расстояние и с достаточной интенсивностью, чтобы возбуждать низкопроницаемые участки пласта. 
        Применением таких методов можно достичь заметной интенсификации фильтрационных процессов в пластах и повышения их нефтеотдачи в широком диапазоне амплитудно-частотной характеристики режимов воздействия.  
        При этом положительный эффект волнового воздействия обнаруживается как в непосредственно обрабатываемой скважине, так и в отдельных случаях, при соответствующих режимах обработки проявляется в скважинах, отстоящих от источника импульсов давления на сотни и более метров.  
       То есть при волновой обработке пластов принципиально можно реализовать механизмы как локального, так и дальнего площадного воздействия.  
       Перспективной является волновая обработка целых участков месторождений, занимающих площади до нескольких квадратных километров. Схема обработки показана на рис. 3. В данном случае генератор устанавливается в одной из скважин выбранного участка месторождения, а воздействие осуществляется на окружающие скважины. Как свидетельствуют известные результаты обработок, проведенных по такой схеме, в ряде случаев наблюдалось уменьшение обводненности в добывающих скважинах.

Рисунок 3. Схема обработки. 1 - нагнетательная скважина; 2 - добывающая скважина  3 - скважина, оборудованная волновым  генератором  4 - интервалы перфорации скважин  5 - появление дополнительного перетока флюида между пропластками, вызванного волновым воздействием.

Суть  этого эффекта определятся параметрами  волнового воздействия. Ключевым моментом такого рода волновых обработок является теоретический расчет параметров волнового  воздействия (частота, амплитуда, глубина  установки генератора, выбор излучающей скважины), которые должны быть резонансными. Описанная выше теория введения в  резонанс нефтяных пластов позволяет  рассчитать оптимальные значения этих характеристик для любого месторождения. В настоящее время технология дорабатывается на уровне опытно-промышленных экспериментов.  
        Все вышеперечисленные методы характеризуются различной потенциальной возможностью увеличения нефтеотдачи пластов.