Мазур

Александр

Петрович

,

РМмз

-17-7

Отчет

по

НИР

№2: «

Разработка программы ГТМ на примере юрских отложений

»

СОДЕРЖАНИЕ

1.

КЛАССИФИКАЦИЯ МЕТОДОВ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ. .3

1.1Тепловые МУН................................................................................................ 3

1.2 Газовые МУН..................................................................................................7

1.3 Химические МУН........................................................................................ 10

1.4. Гидродинамические МУН.......................................................................... 14

ЗАКЛЮЧЕНИЕ................................................................................................... 17

СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМЫХ ИСТОЧНИКОВ............................................18

Научный

руководитель

:

к

.

т

.

н

.,

доцент

,

Стрекалов

А

.

В

2

Мазур

Александр

Петрович

,

РМмз

-17-7

Отчет

по

НИР

№2: «

Разработка программы ГТМ на примере юрских отложений

»

1.

КЛАССИФИКАЦИЯ МЕТОДОВ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ

1.1

Тепловые МУН

Тепловые

МУН

–

это

методы

интенсификации

притока

нефти

и

повышения

продуктивности

эксплуатационных

скважин,

основанные

на

искусственном увеличении температуры в их стволе и призабойной зоне.

Применяются

тепловые

МУН

в

основном

при

добыче

высоковязких

парафинистых

и

смолистых

нефтей

(Рисунок1.1).

Прогрев

приводит

к

разжижению нефти, расплавлению парафина и смолистых веществ, осевших

в

процессе

эксплуатации

скважин

на

стенках,

подъемных

трубах

и

в

призабойной зоне.

Рисунок 1.1 - Механизм вытеснения нефти при тепловых МУН

Паротепловое воздействие на пласт. Вытеснение нефти паром – метод

увеличения

нефтеотдачи

пластов,

наиболее

распространенный

при

вытеснении

высоковязких

нефтей.

В

этом

процессе

пар

нагнетают

с

поверхности в пласты с низкой температурой и высокой вязкостью нефти

через специальные паронагнетательные скважины, расположенные внутри

контура нефтеносности. Пар, обладающий большой теплоемкостью, вносит в

пласт значительное количество тепловой энергии, которая расходуется на

Научный

руководитель

:

к

.

т

.

н

.,

доцент

,

Стрекалов

А

.

В

3

Мазур

Александр

Петрович

,

РМмз

-17-7

Отчет

по

НИР

№2: «

Разработка программы ГТМ на примере юрских отложений

»

нагрев

пласта

и

снижение

относительной

проницаемости,

вязкости

и

расширение всех насыщающих пласт агентов – нефти, воды, газа. В пласте

образуются следующие три зоны, различающиеся по температуре, степени и

характеру насыщения:

•

Зона

пара

вокруг

нагнетательной

скважины

с

температурой,

изменяющейся от температуры пара до температуры начала конденсации

(400–200°С), в которой происходят экстракция из нефти легких фракций

(дистилляция нефти) и перенос (вытеснение) их паром по пласту, то есть

совместная фильтрация пара и легких фракций нефти.

•

Зона

горячего

конденсата,

в

которой

температура

изменяется

от

температуры начала конденсации (200°С) до пластовой, а горячий конденсат

(вода) в неизотермических условиях вытесняет легкие фракции и нефть.

•

Зона с начальной пластовой температурой, не охваченная тепловым

воздействием, в которой происходит вытеснение нефти пластовой водой.

При нагреве пласта происходит дистилляция нефти, снижение вязкости

и

объемное

расширение

всех

пластовых

агентов,

изменение

фазовых

проницаемостей, смачиваемости горной породы и подвижности нефти, воды

и др.

Внутрипластовое

горение. Метод

извлечения

нефти

с

помощью

внутрипластового горения основан на способности углеводородов (нефти) в

пласте

вступать

с

кислородом

воздуха

в

окислительную

реакцию,

сопровождающуюся

выделением

большого

количества

теплоты.

Он

отличается

от

горения

на

поверхности.

Генерирование

теплоты

непосредственно в пласте – основное преимущество данного метода (Рис. 5).

Процесс

горения

нефти

в

пласте

начинается

вблизи

забоя

нагнетательной скважины, обычно нагревом и нагнетанием воздуха. Теплоту,

которую необходимо подводить в пласт для начала горения, получают при

помощи забойного электронагревателя, газовой горелки или окислительных

реакций.

Научный

руководитель

:

к

.

т

.

н

.,

доцент

,

Стрекалов

А

.

В

4

Мазур

Александр

Петрович

,

РМмз

-17-7

Отчет

по

НИР

№2: «

Разработка программы ГТМ на примере юрских отложений

»

После создания очага горения у забоя скважин непрерывное нагнетание

воздуха в пласт и отвод от очага (фронта) продуктов горения (N

2

, CO

2

, и др.)

обеспечивают

поддержание

процесса

внутрипластового

горения

и

перемещение по пласту фронта вытеснения нефти.

В качестве топлива для горения расходуется часть нефти, оставшаяся в

пласте

после

вытеснения

ее

газами

горения,

водяным

паром,

водой

и

испарившимися фракциями нефти впереди фронта горения. В результате

сгорают наиболее тяжелые фракции нефти.

В

с л у ч а е обычного

(сухого)

внутрипластового

го р е н и я,

осуществленного нагнетанием в пласт только воздуха, вследствие его низкой

теплоемкости по сравнению с породой пласта происходит отставание фронта

нагревания породы от перемещающегося фронта горения. В результате этого

основная доля генерируемой в пласте теплоты (до 80% и более) остается

позади фронта горения, практически не используется и в значительной мере

рассеивается

в

окружающие

породы.

Эта

теплота

оказывает

некоторое

положительное влияние на процесс последующего вытеснения нефти водой

из неохваченных горением смежных частей пласта. Очевидно, однако, что

использование основной массы теплоты в области впереди фронта горения,

то есть приближение генерируемой в пласте теплоты к фронту вытеснения

нефти, существенно повышает эффективность процесса.

Перемещение теплоты из области перед фронтом горения в область за

фронтом

горения

возможно

за

счет

улучшения

теплопереноса

в

пласте

добавлением к нагнетаемому воздуху агента с более высокой теплоемкостью

–

например,

воды.

В

последние

годы

в

мировой

практике

все

большее

применение получает метод влажного горения.

Процесс влажного внутрипластового горения заключается в том, что в

пласт вместе с воздухом закачивается в определенных количествах вода,

которая, соприкасаясь с нагретой движущимся фронтом горения породой,

испаряется.

Увлекаемый

потоком

газа

пар

переносит

теплоту

в

область

Научный

руководитель

:

к

.

т

.

н

.,

доцент

,

Стрекалов

А

.

В

5

Мазур

Александр

Петрович

,

РМмз

-17-7

Отчет

по

НИР

№2: «

Разработка программы ГТМ на примере юрских отложений

»

впереди фронта горения, где вследствие этого развиваются обширные зоны

прогрева,

выраженные

в

основном

зонами

насыщенного

пара

и

сконденсированной горячей воды.

Пароциклические обработки скважин. Циклическое нагнетание пара в

пласты,

или

пароциклические

обработки

добывающих

скважин,

осуществляют периодическим прямым нагнетанием пара в нефтяной пласт

через

добывающие

скважины,

некоторой

выдержкой

их

в

закрытом

состоянии и последующей эксплуатацией тех же скважин для отбора из

пласта нефти с пониженной вязкостью и сконденсированного пара. Цель этой

технологии заключается в том, чтобы прогреть пласт и нефть в призабойных

зонах добывающих скважин, снизить вязкость нефти, повысить давление,

облегчить условия фильтрации и увеличить приток нефти к скважинам.

Механизм процессов, происходящих в пласте, довольно сложный и

сопровождается теми же явлениями, что и вытеснение нефти паром, но

дополнительно

происходит

противоточная

капиллярная

фильтрация,

перераспределение в микронеоднородной среде нефти и воды (конденсата) во

время выдержки без отбора жидкости из скважин. При нагнетании пара в

пласт он, естественно, внедряется в наиболее проницаемые слои и крупные

поры

пласта.

Во

время

выдержки

в

прогретой

зоне

пласта

происходит

активное

перераспределение

насыщенности

за

счет

капиллярных

сил:

горячий конденсат вытесняет, замещает маловязкую нефть из мелких пор и

слабопроницаемых линз (слоев) в крупные поры и высокопроницаемые слои,

то есть меняется с ней местами.

Именно

такое

перераспределение

насыщенности

пласта

нефтью

и

конденсатом и является физической основой процесса извлечения нефти при

помощи пароциклического воздействия на пласты. Без капиллярного обмена

нефтью и конденсатом эффект от пароциклического воздействия был бы

минимальным и исчерпывался бы за первый цикл.

Научный

руководитель

:

к

.

т

.

н

.,

доцент

,

Стрекалов

А

.

В

6

Мазур

Александр

Петрович

,

РМмз

-17-7

Отчет

по

НИР

№2: «

Разработка программы ГТМ на примере юрских отложений

»

1.2 Газовые МУН

Закачка воздуха в пласт. Метод основан на закачке воздуха в пласт и его

трансформации

в

эффективные

выте сняющие

агенты

за

сч е т

низкотемпературных

внутрипластовых

окислительных

процессов.

В

результате

низкотемпературного

окисления

непосредственно

в

пласте

вырабатывается

высокоэффективный

газовый

агент,

содержащий

азот

углекислый газ и ШФЛУ (широкие фракции легких углеводородов) (Рисунок

1.2).

К преимуществам метода можно отнести:

– использование недорого агента – воздуха;

–

использование

природной

энергетики

пласта

–

повышенной

пластовой

температуры

(свыше

60–70

o

С)

для

самопроизвольного

инициирования внутрипластовых окислительных процессов и формирования

высокоэффективного вытесняющего агента.

Быстрое

инициирование

активных

внутрипластовых

окислительных

процессов

является

одним

из

важнейших

следствий

использования

энергетики

пласта

для

организации

закачки

воздуха

на

месторождениях

л е г к о й

н е ф т и .

Интенсивностьокислительныхреакцийдовольнобыстровозрастает

с

увеличениемтемпературы.

Научный

руководитель

:

к

.

т

.

н

.,

доцент

,

Стрекалов

А

.

В

7

Мазур

Александр

Петрович

,

РМмз

-17-7

Отчет

по

НИР

№2: «

Разработка программы ГТМ на примере юрских отложений

»

Рисунок 1.2 Механизм вытеснения нефти при закачке воздуха в пласт

Воздействие

на

пласт

двуокисью

углерода. Двуокись

углерода

растворяется в воде гораздо лучше углеводородных газов. Растворимость

двуокиси

углерода

в

воде

увеличивается

с

повышением

давления

и

уменьшается с повышением температуры.

При

растворении

в

воде

двуокиси

углерода

вязкость

ее

несколько

увеличивается.

Однако

это

увеличение

незначительно.

При

массовом

содержании в воде 3–5% двуокиси углерода вязкость ее увеличивается лишь

на 20–30%. Образующаяся при растворении СО

2

в воде угольная кислота

Н

2

CO

3

растворяет некоторые виды цемента и породы пласта и повышает

проницаемость. В присутствии двуокиси углерода снижается набухаемость

глиняных частиц. Двуокись углерода растворяется в нефти в четыре-десять

раз лучше, чем в воде, поэтому она может переходить из водного раствора в

нефть. Во время перехода межфазное натяжение между ними становится

очень низким, и вытеснение приближается к смешивающемуся.

Двуокись

углерода

в

воде

способствует

отмыву

пленочной

нефти,

покрывающей зерна и породы, и уменьшает возможность разрыва водной

пленки. Вследствие этого капли нефти при малом межфазном натяжении

свободно перемещаются в поровых каналах и фазовая проницаемость нефти

увеличивается.

При растворении в нефти СО

2

вязкость нефти уменьшается, плотность

повышается, а объем значительно увеличивается: нефть как бы набухает.

Увеличение

объема

нефти

в

1,5–1,7

раза

при

растворении

в

ней

СО

2

вносит особенно большой вклад в повышение нефтеотдачи пластов при

разработке месторождений, содержащих маловязкие нефти. При вытеснении

высоковязких

нефтей

основной

фактор,

увеличивающий

коэффициент

вытеснения,

–

уменьшение

вязкости

нефти

при

растворении

в

ней CO

2

.

Вязкость нефти снижается тем сильнее, чем больше ее начальное значение.

Научный

руководитель

:

к

.

т

.

н

.,

доцент

,

Стрекалов

А

.

В

8

Мазур

Александр

Петрович

,

РМмз

-17-7

Отчет

по

НИР

№2: «

Разработка программы ГТМ на примере юрских отложений

»

При

пластовом

давлении

выше

давления

полного

смешивания

пластовой

нефти

с CO

2

двуокись

углерода

будет

вытеснять

нефть,

как

обычный

растворитель

(смешивающее

вытеснение).

Тогда

в

пласте

образуются три зоны: зона первоначальной пластовой нефти, переходная зона

(от свойств первоначальной нефти до свойств закачиваемого агента) и зона

чистого СО

2

. Если СО

2

нагнетается в заводненную залежь, то перед зоной

СО

2

формируется вал нефти, вытесняющий пластовую воду.

Увеличение объема нефти под воздействием растворяющегося в нем

СО

2

наряду с изменением вязкости жидкостей (уменьшением вязкости нефти

и увеличением вязкости воды) – один из основных факторов, определяющих

эффективность его применения в процессах добычи нефти и извлечения ее из

заводненных пластов.

Воздействие на пласт азотом, дымовыми газами и др. Метод основан на

горении твердых порохов в жидкости без каких-либо герметичных камер или

защитных оболочек. Он сочетает тепловое воздействие с механическим и

химическим, а именно:

•

образующиеся

газы

горения

под

давлением

(до

100

МПа)

вытесняют из ствола в пласт жидкость, которая расширяет естественные и

создает новые трещины;

•

нагретые

(180–250°С)

пороховые

газы,

проникая

в

пласт,

расплавляют парафин, смолы и асфальтены;

•

газообразные

продукты

горения

состоят

в

основном

из

хлористого водорода и углекислого газа; хлористый водород при наличии

воды

образует

слабоконцентрированный

солянокислотный

раствор.

Углекислый газ, растворяясь в нефти, снижает ее вязкость, поверхностное

натяжение и увеличивает продуктивность скважины.

Научный

руководитель

:

к

.

т

.

н

.,

доцент

,

Стрекалов

А

.

В

9

Мазур

Александр

Петрович

,

РМмз

-17-7

Отчет

по

НИР

№2: «

Разработка программы ГТМ на примере юрских отложений

»

1.3 Химические МУН

Химические

МУН

применяются

для

дополнительного

извлечения

нефти

из

сильно

истощенных,

заводненных

нефтеносных

пластов

с

рассеянной, нерегулярной нефтенасыщенностью.

Объектами применения являются залежи с низкой вязкостью нефти (не

более

10

мПа*с),

низкой

соленостью

воды,

продуктивные

пласты

представлены

карбонатными

коллекторами

с

низкой

проницаемостью

(Рисунок 1.3).

Вытеснение

нефти

водными

растворами

ПАВ. Заводнение

водными

растворами поверхностно-активных веществ (ПАВ) направлено на снижение

поверхностного

натяжения

на

границе

«нефть

–

вода»,

увеличение

подвижности нефти и улучшение вытеснения ее водой. За счет улучшения

смачиваемости

породы

водой

она

впитывается

в

поры,

занятые

нефтью,

равномернее движется по пласту и лучше вытесняет нефть.

Вытеснение

нефти

растворами

полимеров. Полимерное

заводнение

заключается в том, что в воде растворяется высокомолекулярный химический

реагент – полимер (полиакриламид), обладающий способностью даже при

малых

концентрациях

существенно

повышать

вязкость

воды,

снижать

ее

подвижность и за счет этого повышать охват пластов заводнением.

Основное

и

самое

простое

свойство

полимеров

заключается

в

загущении

воды.

Это

приводит

к

такому

же

уменьшению

соотношения

вязкостей нефти и воды в пласте и сокращению условий прорыва воды,

обусловленных различием вязкостей или неоднородностью пласта.

Кроме того, полимерные растворы, обладая повышенной вязкостью,

лучше

вытесняют

не

только

нефть,

но

и

связанную

пластовую

воду

из

пористой

среды.

Поэтому

они

вступают

во

взаимодействие

со

скелетом

пористой

среды,

то

есть

породой

и

цементирующим

веществом.

Это

вызывает адсорбцию молекул полимеров, которые выпадают из раствора на

Научный

руководитель

:

к

.

т

.

н

.,

доцент

,

Стрекалов

А

.

В

10

Мазур

Александр

Петрович

,

РМмз

-17-7

Отчет

по

НИР

№2: «

Разработка программы ГТМ на примере юрских отложений

»

поверхность

пористой

среды

и

перекрывают

каналы

или

ухудшают

фильтрацию в них воды. Полимерный раствор предпочтительно поступает в

высокопроницаемые

слои,

и

за

счет

этих

двух

эффектов

–

повышения

вязкости

раствора

и

снижения

проводимости

среды

–

происходит

существенное уменьшение динамической неоднородности потоков жидкости

и, как следствие, повышение охвата пластов заводнением.

Рисунок 1.3 - Применение химических методов для вытеснения нефти

Вытеснение

нефти

щелочными

растворами. Метод

щелочного

заводнения

нефтяных

пластов

основан

на

взаимодействии

щелочей

с

пластовыми нефтью и породой. При контакте щелочи с нефтью происходит

ее взаимодействие с органическими кислотами, в результате чего образуются

поверхностно-активные

вещества,

снижающие

межфазное

натяжение

на

границе

раздела

фаз

«нефть

–

раствор

щелочи»

и

увеличивающие

смачиваемость породы водой. Применение растворов щелочей – один из

самых

эффективных

способов

уменьшения

контактного

угла

смачивания

Научный

руководитель

:

к

.

т

.

н

.,

доцент

,

Стрекалов

А

.

В

11

Мазур

Александр

Петрович

,

РМмз

-17-7

Отчет

по

НИР

№2: «

Разработка программы ГТМ на примере юрских отложений

»

породы водой, то есть гидрофилизации пористой среды, что приводит к

повышению коэффициента вытеснения нефти водой.

Вытеснение нефти композициями химических реагентов (в том числе

мицеллярные

растворы). Мицеллярные

растворы

представляют

собой

прозрачные и полупрозрачные жидкости. Они в основном однородные и

устойчивые к фазовому разделению, в то время как эмульсии нефти в воде

или воды в нефти не являются прозрачными, разнородны по строению глобул

и обладают фазовой неустойчивостью.

Механизм вытеснения нефти мицеллярными растворами определяется

их физико-химическими свойствами. В силу того что межфазное натяжение

между раствором и пластовыми жидкостями (нефтью и водой) очень низкое,

раствор, устраняя действие капиллярных сил, вытесняет нефть и воду. При

рассеянной

остаточной

нефтенасыщенности

заводненной

пористой

среды

перед фронтом вытеснения мицеллярным раствором разрозненные глобулы

нефти

сливаются

в

непрерывную

фазу,

накапливается

вал

нефти

–

зона

повышенной

нефтенасыщенности,

а

за

ней

–

зона

повышенной

водонасыщенности.

Нефтяной вал вытесняет (собирает) только нефть, пропуская через себя

воду. В зоне нефтяного вала скорость фильтрации нефти больше скорости

фильтрации воды. Мицеллярный раствор, следующий за водяным валом,

увлекает отставшую от нефтяного вала нефть и вытесняет воду с полнотой,

зависящей от межфазного натяжения на контакте с водой. Такой механизм

процессов

фильтрации

жидкости

наблюдается

во

время

вытеснения

остаточной

(неподвижной)

нефти

из

заводненной

однородной

пористой

среды.

Микробиологическое

воздействие –

это

технологии,

основанные

на

биологических процессах, в которых используются микробные объекты. В

течение

процесса

закачанные

в

пласт

микроорганизмы

метаболизируют

углеводороды нефти и выделяют полезные продукты жизнедеятельности:

Научный

руководитель

:

к

.

т

.

н

.,

доцент

,

Стрекалов

А

.

В

12

Мазур

Александр

Петрович

,

РМмз

-17-7

Отчет

по

НИР

№2: «

Разработка программы ГТМ на примере юрских отложений

»

•

спирты,

растворители

и

слабые

кислоты,

которые

приводят

к

уменьшению вязкости, понижению температуры текучести нефти, а также

удаляют

парафины

и

включения

тяжелой

нефти

из

пористых

пород,

увеличивая проницаемость последних;

•

•

биополимеры,

которые,

растворяясь

в

воде,

повышают

ее

плотность,

облегчают

извлечение

нефти

при

использовании

технологии

заводнения;

•

•

биологические

поверхностно-активные

вещества,

которые

делают поверхность нефти более скользкой, уменьшая трение о породы;

•

• газы, которые увеличивают давление внутри пласта и помогают

подвигать нефть к стволу скважины.

Научный

руководитель

:

к

.

т

.

н

.,

доцент

,

Стрекалов

А

.

В

13

Мазур

Александр

Петрович

,

РМмз

-17-7

Отчет

по

НИР

№2: «

Разработка программы ГТМ на примере юрских отложений

»

1.4. Гидродинамические МУН

Гидродинамич е ские

методы

при

заводнении

п о з в о л я ю т

интенсифицировать текущую добычу нефти, увеличивать степень извлечения

нефти,

а

также

уменьшать

объемы

прокачиваемой

через

пласты

воды

и

снижать текущую обводненность добываемой жидкости (Рисунок 1.4 ).

Рисунок 1.4 - Регулирование отборов гидродинамическими методами

Интегрированные

технологии. Интегрированные

технологии

выделяются в отдельную группу и не относятся к обычному заводнению

водой с целью поддержания пластового давления. Эти методы направлены на

выборочную интенсификацию добычи нефти.

Прирост

добычи

достигается

путем

организации

вертикальных

перетоков

в

слоисто-неоднородном

пласте

через

малопроницаемые

перемычки из низкопроницаемых слоев в высокопроницаемые на основе

специального режима нестационарного воздействия (Рисунок 1.5).

Научный

руководитель

:

к

.

т

.

н

.,

доцент

,

Стрекалов

А

.

В

14

Мазур

Александр

Петрович

,

РМмз

-17-7

Отчет

по

НИР

№2: «

Разработка программы ГТМ на примере юрских отложений

»

Рисунок 1.5 - Механизм циклического воздействия на пласт

Барьерное

заводнение

на

газонефтяных

залежах. Эксплуатация

газонефтяных месторождений осложняется возможными прорывами газа к

забоям добывающих скважин, что вследствие высокого газового фактора

значительно

усложняет

их

эксплуатацию.

Суть

барьерного

заводнения

состоит

в

том,

что

нагнетательные

скважины

располагают

в

зоне

газонефтяного контакта. Закачку воды и отборы газа и нефти регулируют

таким образом, чтобы исключить взаимные перетоки нефти в газовую часть

залежи, а газа – в нефтяную часть.

Нестационарное (циклическое) заводнение. Суть метода циклического

воздействия и изменения направления потоков жидкости заключается в том,

что

в

пластах,

обладающих

неоднородностью

по

размерам

пор,

проницаемости

слоев,

пропластков,

зон,

участков

и

неравномерной

их

нефтенасыщенностью

(заводненностью),

вызванной

этими

видами

неоднородности,

а

также

отбором

нефти

и

нагнетанием

воды

через

Научный

руководитель

:

к

.

т

.

н

.,

доцент

,

Стрекалов

А

.

В

15

Мазур

Александр

Петрович

,

РМмз

-17-7

Отчет

по

НИР

№2: «

Разработка программы ГТМ на примере юрских отложений

»

дискретные

точки

–

скважины,

искусственно

создается

нестационарное

давление. Оно достигается изменением объемов нагнетания воды в скважины

или

отбора

жидкости

из

скважин

в

определенном

порядке

путем

их

периодического повышения или снижения.

В

результате

такого

нестационарного,

изменяющегося

во

времени

воздействия на пласты в них периодически проходят волны повышения и

понижения

давления.

Слои,

зоны

и

участки

малой

проницаемости,

насыщенные

нефтью,

располагаются

в

пластах

бессистемно,

обладают

низкой

пьезопроводностью,

а

скорости

распространения

давления

в

них

значительно ниже, чем в высокопроницаемых насыщенных слоях, зонах,

участках.

Поэтому

между

нефтенасыщенными

и

заводненными

зонами

возникают различные по знаку перепады давления. При повышении давления

в пласте, то есть при увеличении объема нагнетания воды или снижения

отбора

жидкости,

возникают

положительные

перепады

давления:

в

заводненных зонах давление выше, а в нефтенасыщенных – ниже.

При снижении давления в пласте, то есть при уменьшении объема

нагнетаемой

воды

или

повышении

отбора

жидкости,

возникают

отрицательные

перепады

давления:

в

нефтенасыщенных

зонах

давление

выше, а в заводненных – ниже. Под действием знакопеременных перепадов

давления

происходит

перераспределение

жидкостей

в

неравномерно

насыщенном пласте.

Форсированный

отбор

жидкости применяется

на

поздней

стадии

разработки, когда обводненность достигает более 75%. При этом нефтеотдача

возрастает

вследствие

увеличения

градиента

давления

и

скорости

фильтрации. При этом методе вовлекаются в разработку участки пласта, не

охваченные заводнением, а также отрыв пленочной нефти с поверхности

породы.

Научный

руководитель

:

к

.

т

.

н

.,

доцент

,

Стрекалов

А

.

В

16

Мазур

Александр

Петрович

,

РМмз

-17-7

Отчет

по

НИР

№2: «

Разработка программы ГТМ на примере юрских отложений

»

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Во время написания второй научно-исследовательской работы были

рассмотрены основные методы увеличения нефтеотдачи,такие как:

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.

Научный

руководитель

:

к

.

т

.

н

.,

доцент

,

Стрекалов

А

.

В

17

Мазур

Александр

Петрович

,

РМмз

-17-7

Отчет

по

НИР

№2: «

Разработка программы ГТМ на примере юрских отложений

»

Научный

руководитель

:

к

.

т

.

н

.,

доцент

,

Стрекалов

А

.

В

18