Понятие о коэффициенте нефте-газоизвлечения

Коэффициент конечного нефте-газоизвлечения – отношение извлекаемых запасов нефти и газа к начальным балансовым залежам.

КИН = Q_{изв. н} /Q_н.б.; КИГ = Q_изв.г. / Q_н.б.

Основные факторы влияющие на коэффициент извлечения:

КИН = К_выт × К_охв

К_выт – 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.

К_охв – 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 К_выт и К_охв, чтобы в конечном счете увеличить КИН.

Методы увеличения нефтеотдачи (МУН)

Общая классификация МУН (Халимов Э.М.)

I Газовые:

изменение гидродинамических условий движения рабочего агента.

КИН = k_охв·k_выт - количество извлекаемой нефти

k_охв = V_{з.охв.в разр.}/V_залежи

k_выт = q_выт.н./q_общ.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).

1. 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 k_охв, 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.

· k_пор. > 0,2

^· k_прон > 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.

^· k_прон > 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 = µ_н/µ_в.

условия применения: для залежи с повышенной вязкостью нефти (10÷50 мПа∙с), k_прон ≥ 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. k_прон > 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. k_прон > 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.