МЕТОДЫ ИНТЕНСИФИКАЦИИ ДОБЫЧИ НЕФТИ

нефть; 3 - вода; 4- направление движения воды и нефти;

положение ВНК: ВНКнач-начальное, ВНКк – конечное.

При водонапорном режиме основным видом энергии является напор краевой воды, которая внедряется в залежь и относительно быстро полностью компенсирует отбираемое количество нефти и попутной воды. В процессе эксплуатации залежи в ее пределах происходит движение всей массы нефти.
Объем залежи постепенно сокращается за счет подъема ВНК.

ВОДОНАПОРНЫЙ РЕЖИМ

гидродинамической связи залежи с законтурной зоной пласта и с областью

питания.

ЭТО ОБЕСПЕЧИВАЕТСЯ ПРИ СЛЕДУЮЩИХ ГЕОЛОГИЧЕСКИХ УСЛОВИЯХ:
больших размерах законтурной области;
небольшой удаленности залежи от области питания,
высокой проницаемости и относительно однородном строении пласта-коллектора как в пределах залежи, так и в водоносной области;
отсутствии тектонических нарушений,
низкой вязкости пластовой нефти;
при небольших размерах залежи и соответственно умеренных отборах жидкости из продуктивного горизонта, благодаря чему они могут полностью компенсироваться внедряющейся в залежь водой.

ВОДОНАПОРНЫЙ РЕЖИМ

напора краевой воды, но в отличие от водонапорного режима основным

источником энергии при этом служит упругость пород-коллекторов и насыщающей их жидкости

При этом режиме отбор жидкости не полностью компенсируется внедряющейся в залежь водой. В области снижения давления происходит соответствующее расширение породы и пластовой воды. Коэффициенты упругости воды и породы незначительны, однако при больших размерах области сниженного давления, во много раз превышающих размеры залежи, упругие силы пласта служат источником значительной энергии.

Упруговодонапорный режим может проявляться в залежах, имеющие слабую гидродинамическую связь (или не имеющие ее), с пониженной проницаемости и значительной неоднородности пласта, повышенной вязкости нефти.

в газовой шапке. В результате снижения пластового давления в нефтяной

части залежи происходит расширение газовой шапки и соответствующее перемещение вниз ГНК.

Режим в чистом виде может действовать в залежах, не имеющих гидродинамической связи с законтурной областью, или при весьма слабой активности краевых вод.

Изменение объема залежи в процессе разработки
1 – газ; 2 – запечатывающий слой на границе ВНКнач; положение ГНК: ГНКнач- начальное, ГНКтек- текущее, ГНКк- конечное;

разработки ниже давления насыщения, в результате чего газ выделяется из

раствора и пузырьки окклюдированного газа, расширяясь, вытесняют нефть к скважинам.

Динамика основных
показателей разработки:
давление: Рпл –пластовое, Рнас –насыщение; годовые отборы: qк – нефти, qж – жидкость; В – обводненность продукции; G – промысловый газовый фактор; kизвл.н-коэффициент извлечения нефти

РЕЖИМ РАСТВОРЕННОГО ГАЗА

Режим в чистом виде проявляется при отсутствии влияния законтурной области, при близких или равных значениях начального пластового давления и давления насыщения, при повышенном газосодержании пластовой нефти, при отсутствии газовой шапки

той же причине сокращается объем залежи.

Нефть отбирается очень низкими

темпами: менее 1-2% в год от начальных извлекаемых запасов.

Изменение объема залежи в процессе разработки:
1- 3 - последовательные границы нефтенасыщения пласта (в результате "осушения" верхней части залежи);
стрелками показано направление фильтрации нефти

ГРАВИТАЦИОННЫЙ РЕЖИМ

Силы тяжести в пласте действуют очень медленно, но за их счет в течение длительного времени может быть достигнут высокий коэффициент извлечения нефти.

η < 60%.

В) При режиме растворенного газа η =

8–30 %, обычно 15–20%.

С) При газонапорном режиме
η = 0,6 – 0,7.

КИН – коэффициент извлечения нефти

флюидов по отдельным высокопроницаемым каналам, макронеоднородность – к образованию непромытых

зон.
Удельной поверхности пород.
Физико-химических свойств среды и флюидов.
Условий вытеснения (скоростей фильтрации, сетки скважин и т.д.)

плохо промытых агентом
В линзах, не вскрытых скважиной.
Задержанная у местных непроницаемых

«экранов» (сбросы и перемычки).

М., Недра, 1982.
Справочное руководство по проектированию и разработке нефтяных месторождений.

Т.1
Справочное руководство по проектированию и разработке нефтяных месторождений. Т.2
Лысенко В.Д. Теория разработки нефтяных месторождений.– М., Недра, 1993.–312с.
Сафонов Е.Н., Алмаев Р.Х. Методы извлечения остаточной нефти на месторождениях Башкирии. – Уфа, 1997.- 247с.
Сургучев Л.М.Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов
Шелкачев В.Н. Сравнительный анализ нефтедобычи и разработки нефтяных месторождений по странам мира. – М., ВНИИИЭНГ, 1996. – 120 с.
Сургучев М.Л., Горбунов А.Т, Забродин Д.И. Методы извлечения остаточной нефти. -М., Недра, 1991.- 347с.
Халимов Э.М., Леви Б.И. и др. Технология повышения нефтеотдачи пластов. - М., Недра, 1984.- 272с.
 

методами поддержанием пластового давления (ППД) – законтурного, внутриконтур-ного и площадного

заводнения.
Вторичные - методы восполнения пластовой энергии
Третичные – физико-химические, тепловые, биологические и т.д.

и зарубежный опыт)
Достоинства и недостатки метода.
Заключение
Литература
8. Вопросы для тестирования
План

презентации (реферата)