Методы увеличения нефтеотдачи пластов. Лекция 1

1. Лекция 1. Введение. Основы применения методов увеличения нефтеотдачи.

Геологические запасы – количество нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов,
которое находится в недрах в изученных бурением залежах, наличие которых в недрах доказано
пробной или промышленной эксплуатацией, или испытанием скважин, или обосновано геологогеофизическими исследованиями;
Извлекаемые запасы – часть геологических запасов, которая может быть добыта из залежи
(месторождения) за весь срок разработки в рамках оптимальных проектных решений с
использованием доступных технологий при соблюдении требований по охране недр и окружающей
среды.
(Приказ Министерства природных ресурсов и экологии от 1 ноября 2013 г. № 477 «Об утверждении
Классификации запасов и ресурсов нефти и горючих газов»)

2. Лекция 1. Введение. Основы применения методов увеличения нефтеотдачи.

Коэффициент извлечения нефти (КИН, нефтеотдача) – это отношение начальных извлекаемых
запасов к начальным геологическим запасам (мера полноты извлечения нефтяных запасов в
сравнении с потенциально возможным расчетным значением), выраженное в долях единицы.
При расчете и обосновании КИН учитывают как достигнутый уровень развития техники и
технологии разработки месторождений, так и перспективы применения новых методов разработки
и интенсификации добычи нефти, новой техники и технологий.
В 2010 г. средний КИН в мире составил 0,30 – 0,35. Значения КИН изменяются от 0,09 до 0,75
(полнота извлечения нефти от 9 до 75%). КИН 0,4 – 0,5 считают довольно высоким, таких значений
можно достичь, если извлекаемая нефть имеет низкую вязкость, а коллекторы – хорошую
проницаемость. При КИН 0,2 – 0,3 (как правило, вследствие высокой вязкости нефти), речь идет о
трудно извлекаемых запасах.

3. Лекция 1. Введение. Основы применения методов увеличения нефтеотдачи.

0.50
70
60
0.45
50
40
0.40
30
20
0.35
10
0.30
1961
0
1966
1971
КИН
1976
1981
1986
1991
1996
2001
2006
Доля трудно извлекаемых запасов, %
2011
Динамика изменения КИН и доли трудно извлекаемых
запасов в СССР и России.
Понижение величины КИН можно объяснить
изменением структуры запасов нефти – увеличением
доли трудно извлекаемых запасов, а также увеличением
доли
месторождений,
расположенных
на
труднодоступных территориях
В действующих нормативно-технических документах указаны следующие методы увеличения
нефтеотдачи (МУН):
– обработка призабойной зоны пласта химическими реагентами;
– ремонтно-изоляционные работы, изоляция притока пластовых вод;
– гидроразрыв пласта;
– бурение горизонтальных добывающих скважин;
– бурение вторых стволов добывающих скважин;
– прочие методы.

4. Лекция 1. Введение. Основы применения методов увеличения нефтеотдачи.

«Прочие методы» принято разделять на гидродинамические, газовые, тепловые и химические.
Заводнение (закачка воды в пласт) также является методом увеличения нефтеотдачи и в настоящее
время практически ни одно месторождение не разрабатывают без применения заводнения (за
исключением разработки залежей высоковязких нефтей и битумов – здесь используют не
заводнение, а применяют термические методы, которые, однако, часто включают закачку воды.)
В соответствии с технической концепцией действующих нормативных документов можно дать
такое определение:
методы увеличения нефтеотдачи (МУН) – это методы и приемы воздействия на пласт,
которые позволяют достичь проектного коэффициента извлечения нефти.

5. Лекция 1. Введение. Основы применения методов увеличения нефтеотдачи.

В развитии технологий разработки месторождений условно выделяют 4 этапа, различающиеся
способами разработки и системами размещения скважин.
1 этап продолжался с начала промышленной добычи нефти до 1946 г. Нефть добывали за счет
естественной энергии пласта (упругой, растворенного газа, законтурных вод, газовой шапки,
потенциальной энергии гравитационных сил). Использовали равномерную сетку скважин с
плотностью 20000-60000 м2/скв. (площадь объекта разработки, приходящаяся на одну скважину).
Контролируемым параметром при разработке было пластовое давление. КИН – 0,1 – 0,2.
2 этап – с 1946 по 1980-85 гг. В практику добычи нефти, как на уже разрабатываемых, так и на
вновь вводимых в эксплуатацию месторождениях, интенсивно внедряли заводнение. В 1948 г. на
Туймазинском месторождении (Башкирия) впервые в СССР было применено промышленное
законтурное заводнение с самого начала разработки. На других месторождениях, начали применять
внутриконтурное заводнение с площадным и рядным размещением нагнетательных скважин.
Применение заводнения позволило более чем в 2 раза увеличить КИН. Для контроля за разработкой
стали использовать термометры, измерители расхода жидкости и газа, другие приборы.

6. Лекция 1. Введение. Основы применения методов увеличения нефтеотдачи.

3 этап (с 1980-85 по 1990-95 гг.) характеризовался совершенствованием технологий заводнения за
счет перехода на площадное и избирательное заводнение, применения различных добавок к воде,
улучшающих ее вытесняющую способность (поверхностно-активные вещества, щелочи, кислоты и
др.), выбора оптимальных режимов закачки воды и отбора продукции (повышение давления
нагнетания, смена направлений фильтрации, циклический режим закачки воды и т. д.). В это же
время внедряли и совершенствовали информационные технологии, методы автоматизации контроля
за разработкой, методы регулирования процесса заводнения. Начали интенсивно исследовать и
применять в опытно-промышленных масштабах различные МУН – термические, химические,
газовые, физические. КИН, на ряде месторождений, удалось повысить до 0,5-0,6.
4 этап начался с 1990-х гг. и продолжается в настоящее время. Сейчас нормативные документы
предписывают применять не только заводнение, но и другие МУН, в частности, обработки
призабойных зон скважин. Обработки призабойных зон скважин (стимуляция скважин) – это
процесс, увеличивающий или восстанавливающий характеристики скважины, и, как следствие,
повышающий нефтеотдачу за счет интенсификации фильтрационных процессов в пластах.

7. Лекция 1. Введение. Основы применения методов увеличения нефтеотдачи.

Увеличение нефтеотдачи пластов, то есть повышение степени извлечения нефти из недр,
было и остается самой актуальной задачей на протяжении всей истории развития нефтяной
промышленности. На каждом этапе развития техники и технологий специалисты стремились
продлить добычу нефти из скважин, повысить их продуктивность, улучшить вытеснение нефти из
пласта за счет повышения качества вскрытия, обработки призабойных зон, размещения скважин,
искусственного воздействия на пласты, регулирования процесса разработки.
Пример применения различных МУН на конкретном предприятии «Салым Петролеум
Девелопмент Н.В.» (Салымское месторождение, Нефтеюганский район):
– заводнение;
– щелочь-ПАВ-полимерное заводнение (пилотный проект);
– обработки призабойной зоны пласта;
– ремонтно-изоляционные работы;
– гидроразрыв пласта;
– бурение горизонтальных добывающих скважин;
– зарезка вторых стволов добывающих скважин.

8. Лекция 2. Заводнение.

Заводнение, исторически, было первым МУН, позволившим существенно, более чем в 2 раза,
повысить коэффициент извлечения нефти. Промышленное применение заводнения нефтяных
пластов в СССР было начато в 1948 г. при разработке девонских горизонтов Туймазинского
нефтяного месторождения.
В настоящее время (и в обозримом будущем) заводнение остается (и останется) необходимым
элементом разработки месторождений. Сегодня ~80% всей нефти в Российской Федерации
добывают с применением традиционных технологий заводнения. Большинство методов
воздействия на пласт, которые относят к МУН, – гидродинамические, химические, тепловые
(частично), физические - основаны на заводнении.

9. Лекция 2. Заводнение.

Общие сведения о строении и свойствах пластов.
Пласт - геологическое образование, сформированное в сходных условиях осадконакопления и
обладающее схожим составом и свойствами. Пласт – это геологический слой, являющийся
основной формой залегания осадочных горных пород и отражающий последовательность их
отложения.
Поверхность, ограничивающая пласт снизу, называется подошвой, сверху – кровлей.
Нефтегазовый коллектор – часть пласта, обладающая физическими (структурными) свойствами,
позволяющими аккумулировать жидкие и газообразные углеводороды, а также фильтровать
(отдавать) их при наличии перепада давления.
Ловушка – часть пласта, способная удерживать скопления углеводородов, вследствие ее
экранирования относительно непроницаемыми породами.
Залежь – естественное скопление нефти в ловушке, образованной коллектором, целостная
динамическая система.
Коллектор может быть на два (и более) пласта, залежь – на два (и более) коллектора. Совокупность
залежей нефти или газа, расположенных на одном участке земной поверхности, представляет собой
нефтяное или газовое месторождение.

10. Лекция 2. Заводнение.

Общие сведения о строении и свойствах пластов.
Нефть неравномерно пропитывает глубокозалегающие
плотные, пористые, слабопроницаемые (в большей части
объема залежей) породы – песчаники, известняки или
доломиты. Строение нефтяных залежей очень сложное.
В залежах, по их простиранию (по площади), изменяются
физические и фильтрационные свойства коллекторов.
Коллекторы разделены непроницаемыми «линзами»
(слоями и пропластками), вследствие чего их толщина
бессистемно изменяется.

11. Лекция 2. Заводнение.

Общие сведения о строении и свойствах пластов.
Коллекторы разделены непроницаемыми
«линзами» (слоями и пропластками),
вследствие чего их толщина бессистемно
изменяется.
Фотографии керна (образца пласта). Длина
каждого керна около 1 м.

12. Лекция 2. Заводнение.

Основные свойства коллектора нефти и газа.
Наиболее важными для нас являются емкостная и фильтрационная характеристики коллектора. Они
зависят от от его состава, пористости и проницаемости.
Пористость коллекторов – наличие в них пор, каверн, трещин и других полостей, содержащих
нефть, газ и воду. Коэффициент открытой пористости (пористость) – это отношение объема
открытых, сообщающихся между собой, пор к объему породы. Пористость выражают в долях
единицы или в процентах. Пористость коллекторов редко превышает 30%, а в большинстве случаев
составляет 12-25%.

13. Лекция 2. Заводнение.

Основные свойства коллектора нефти и газа.
Проницаемость коллекторов – способность пропускать сквозь себя жидкости при наличии
перепада давления. Проницаемость определяют при фильтрации жидкостей через керн на основе
линейного закона фильтрации Анри Дарси (1856 г.) по которому скорость фильтрации в пористой
среде пропорциональна градиенту давления и обратно пропорциональна вязкости: