Методы повышения нефтеотдачи (МУН)

1.

Методы повышения нефтеотдачи
(МУН)
К.т.н., доцент каф. РЭНГМ
Безверхая Елена Владимировна

2.

Разработка месторождений
углеводородов определяется:
- способами разработки;
- системами размещения скважин;
- коэффициентами нефтеотдачи;
- информационной базой.

3.

Первый этап
продолжался до 1946 г. и
характеризовался следующими
признаками:
-естественным режимом разработки;
- равномерной, в основном
треугольной, сеткой скважин,
- плотность сетки – 2-6 га/скв.;
- коэффициентом нефтеотдачи – 0,10,2;
-контролируемый параметр –
пластовое давление.

4.

Второй этап
продолжался с 1946 г. по 1980 г. и
характеризовался интенсивным
внедрением технологии заводнения как на
разрабатываемых, так и на вновь вводимых
месторождениях.
За счёт применения заводнения удалось
более чем в 2 раза повысить нефтеотдачу
пластов увеличением коэффициента
вытеснения. При этом одновременно
уменьшился коэффициент охвата с 0,9 при
режиме истощения до 0,6-0,7
Для контроля за разработкой начали
применять термометры, дебитомеры и
другие приборы.

5.

Третий этап
продолжался с 1980 г. по 1990 г. и характеризовался различными
методами, направленными на совершенствование технологии
заводнения за счёт:
- перехода на площадное и избирательное заводнение;
- применения различных добавок к воде, улучшающих её
вытесняющую способность (ПАВ, щёлочи, кислоты и др.);
- выбора оптимальных режимов закачки воды и отбора
продукции (смена направлений фильтрации, повышение давлений
нагнетания, циклический режим закачки воды и т. д.).
Была значительно усовершенствована информационная база,
появились методы автоматизации контроля за разработкой, на
основании которой активно применялись методы регулирования
процесса заводнения.
Совершенствованием контроля и регулированием разработки
удалось повысить нефтеотдачу на ряде месторождений до 0,5-0,6.
В опытно-промышленных масштабах применяют различные методы
повышения нефтеотдачи: термические, физико-химические,
газовые и др.

6.

Для проведения работ были созданы
специализированные организации,
обеспеченные необходимой техникой.
С целью целевого финансирования и
стимулирования опытных работ при
Министерстве нефтяной промышленности
был создан специальный фонд повышения
нефтеотдачи. Всё это способствовало
активному освоению новых методов
повышения нефтеотдачи и увеличению
добычи нефти за счёт методов повышения
нефтеотдачи до 11-12 млн т в год.

7.

Четвертый этап
С 90-х годов начался распад
государственной системы контроля за
разработкой нефтяных месторождений.
Созданные многочисленные частные
компании, особенно в начальный период,
решали, в основном, текущие проблемы
увеличения отбора нефти при
минимальных затратах.
С этого времени нефтяные компании, по
существу, перестали заниматься
перспективными вопросами, связанными с
рациональным использованием нефтяных
ресурсов, охраной недр и т. д.

8.

Трудноизвлекаемые запасы
Отнесение запасов к трудноизвлекаемым
производится на основании геолого экономической экспертизы ГКЗ МПР
России на представляемое
недропользователем технико экономическое обоснование, на которое
получены положительные заключения
соответствующего субъекта Федерации и
Минтопэнерго России.
Решение об отнесении запасов к
трудноизвлекаемым принимается
Министерством природных ресурсов
Российской Федерации по согласованию с
Министерством экономики Российской
Федерации.

9.

Классы
Виды
Аномальных
нефтей
нефтяных
газов
Вязкость нефти >30 спз
и
Газовый фактор 200 м3/т
Наличие Н2S, CO2
Проницаемость <0,05 мкм
Два, или более типа коллектора с пористостью и
проницаемостью, различающихся на 2 порядка
Неблагоприятны
х коллекторов
Прерывистые К<0,6, расчлененные >3
Терригенные пласты нефтенасыщенной мощностью <2 м,
карбонатные <4 м
Начальная нефтенасыщенность <55%, глинистость >2%
Нефть – вода нефтенасыщенная мощность <3 м
Контактных зон
Нефть-газ мощность газонасыщенной части пласта в 3
раза больше мощности нефтенасыщенной части
Факторов,
осложняющих
бурение скважин
и добычу нефти
Глубина 4000 и более м
Пластовая температура >1000C и <300C
Аномально высокое пластовое давление (Кан = 1,7)
и аномально низкое (Кан = 0,7)

10.

Структура запасов нефти в России
Соотношение извлекаемых и
остаточных запасов нефти
80
70
60
50
Активные
запасы
Трудноизвлекае
мые запасы
40
30
20
10
0
Степень
Доля выработ Доля
запасов ки
добычи
КИН
Певнева 2012
10

11.

Средняя конечная нефтеотдача
пластов в РФ снизилась до 35-38%.
Ежегодная добыча нефти с
применением МУН в РФ в настоящее
время составляет всего 2,0-2,5 млн т.
Отметим, что в США дополнительная
добыча нефти с применением МУН в
последние годы составляет примерно
30-35 млн т.

12.

Пути воспроизводства сырьевой
базы:
1) разведка, открытие, освоение новых
месторождений;
2) повышение степени извлечения
запасов на разрабатываемых
месторождениях.
Открытие и ввод в разработку новых
месторождений связаны с очень
большими затратами, особенно если
учесть, что эти месторождения находятся
в основном в труднодоступных районах.

13.

Методы разработки
Первичные методы разработки,
характеризуются равномерным распределением
пластовой энергии по всему объёму пластовой
системы, что способствует максимальному
охвату залежи процессом нефтеизвлечения.
На втором этапе реализуются вторичные
методы поддержания пластового давления
путём закачки воды или газа.
На третьем этапе для повышения эффективности
разработки месторождений применяются
третичные методы увеличения
нефтеотдачи (МУН), которые принято
называть современными.

14.

Выбор МУН
Для каждой залежи обоснование наиболее
эффективного метода повышения
нефтеотдачи должно проводиться на
основании комплексных исследований,
включающих:
-лабораторно-экспериментальные
работы,
-численное моделирование на
адекватных геолого-фильтрационных
моделях,
-опытно-промышленные работы на
представительных участках залежи,
-технико-экономический анализ.

15.

Нефтеотдача - КИН
Один из показателей эффективности
режима работы залежей и в целом
процесса ее разработки — нефтеотдача
(степень полноты извлечения нефти).
Ее характеризуют коэффициентом
нефтеотдачи:
◦ - конечный
◦ -текущий
◦ -проектный

16.

Текущий КИН
Под текущим коэффициентом нефтеотдачи
(текущей нефтеотдачей) понимается
отношение добытого из пласта количества
нефти на определенную дату к балансовым
(геологическим) ее запасам.
Текущая нефтеотдача возрастает во времени
по мере извлечения из пласта нефти

17.

Конечный и проектный КИН
Конечный коэффициент нефтеотдачи это
отношение извлеченных запасов нефти
(добытого количества нефти за весь
срок разработки) к балансовым
запасам.
Проектный коэффициент нефтеотдачи
отличается от конечного (фактического)
тем, что он
обосновывается и планируется при
подсчете запасов нефти и
проектировании разработки.

18.

КИН рассчитывается:
КИН=η1*η2*η3
η1 -коэффициент вытеснения (отношение
количества добытой из залежи нефти к её
геологическим запасам, первоначально
находившимся в заводнённом объёме пласта)
η2 -коэффициент охвата пласта заводнением
(отношение запасов нефти в заводнённом
объёме пласта к начальным геологическим
запасам нефти, находившихся в пластах,
охваченным заводнением)
η3 -коэффициент охвата пласта воздействием
(отношение начальных геологических запасов
нефти в пластах, охваченных заводнением, ко
всем начальным геологическим запасам нефти в
разрабатываемой залежи)

19.

Коэффициент вытеснения
редко превышает 0,6-0,7 и зависит от
многих факторов:
◦ -проницаемости коллектора,
◦ -наличия в пласте глинистых материалов,
◦ -микронеоднородности,
◦ - вязкости нефти,
◦ -поверхностного натяжения нефти на границе с
водой,
◦ -смачиваемости породы пластовыми флюидами,
◦ -содержания в нефти асфальтосмолистых
компонентов, реологических свойств нефти,
◦ -от характеристики вытесняющего агента.

20.

Коэффициент вытеснения
Коэффициентом вытеснения (Квыт.) нефти
водой называют отношение объема нефти,
вытесненной водой из образца породы или
модели пласта до полного обводнения
получаемой продукции, к начальному объему
нефти, содержащейся в образце породы или
модели пласта: