В процессе разработки месторождений температура пласта может изменятся в связи с закачкой горячей воды в пласт и т.д

ВОПРОС №1

Понятие о нефтяной залежи, нефтяном месторождении.

Типы пород-коллекторов. Основные показатели коллекторских свойств нефтяных и газовых пластов. Текстура и структура горных пород.

ОТВЕТ

Залежь – это единичное скопление нефти в пористом или трещиноватом пласте, ограниченное в кровле и подошве непроницаемыми породами (глинами, аргиллитами и т.д.), а по контуру нефтеносности пластовыми водами.

Нефтяное месторождение – это залежь или группа залежей нефти, приурочены к одному или различным стратиграфическим горизонтам и контролируемым единым структурным элементом.

Выделяют три основные группы залежей – пластовые, массивные и литологически экранированные.

Типы пород-коллекторов.

Нефтяные и газовые месторождения приурочены к коллекторам трех типов: гранулярным, трещиноватым и смешанного типа.

К гранулярным относятся коллектора, сложенные песчано-алевролитовыми породами, поровое пространство которых состоит из межзерновых полостей.

Трещиноватые коллектора сложены карбонатными отложениями, поровое пространство которых слагается системой трещин.

Коллекторы смешанного типа чаще всего встречаются на практике. Они сложены как системами трещин так и поровым пространством блоков, а также кавернами и карстами.

Фильтрационные и коллекторские свойства пород нефтяного и газового пласта характеризуются следующими основными показателями:

1. Гранулометрический состав пород;

2. Пористость;

3. Проницаемость;

4. Капиллярные свойства;

5. Удельная поверхность породы;

6. Механические свойства;

7. Насыщенность пород водой, нефтью и газом.

Упомянутые свойства пород находятся в тесной зависимости от химического состава, структуры и текстуры пород.

Структура породы определяется преимущественно размером и формой зерен. По размерам различают псефитовую, псаммитовую, алевролитовую и пелитовую структуры.

Текстура породы: К текстурным особенностям породы относят слоистость, характер размещения и расположения пород, взаиморасположение и количественное соотношение цемента и зерен породы.

ВОПРОС №2

Гранулометрический состав пород. Удельная поверхность горных пород. Фиктивный грунт. Эффективный диаметр. Зависимость удельной поверхности от других параметров реальных пород.

ОТВЕТ

Гранулометрический (механический) состав породы – это количественное содержание в породе частиц различной крупности. От гранулометрического состава пород зависит количество нефти, остающейся в пласте, после окончания его разработки в виде пленок, покрывающих поверхность зерен и в виде капиллярного удержанной нефти.

Механический состав пород определяют ситовым и седиментационным анализом.

Ситовой анализ применяется для разделения песка на фракции от 0,05 мм и более.

Седиментационным методом определяются содержание частиц меньшей крупности по скорости оседания зерен неодинакового размера.

Удельная поверхность пород – это суммарная поверхность частиц или поровых каналов, содержащихся в единице объема образца. Она зависит от степени дисперсности (раздробленности) частиц, из которых они слагаются.

Проницаемость, адсорбционная способность, содержание остаточной воды зависят от удельной поверхности нефтеносных пород, таким образом, удельная поверхность является одной из важнейших характеристик горной породы.

Легко установить, что если бы все частицы имели шарообразную форму (фиктивный грунт), то поверхности всех частиц в 1 м³ породы составила.

где S_уд – удельная поверхность породы;

m – пористость;

d – диаметр частицы.

Для естественных песков, удельная поверхность вычисляется суммированием ее значения по каждой фракции гранулометрического состава.

Можно установить зависимость между удельной поверхностью и другими параметрами реальных пород.

Для этого реальный грунт заменяем эквивалентным естественному фиктивным грунтом. Диаметр частиц такого фиктивного грунта называется эффективным.

где P – масса породы;

P_i – масса данной фракции;

d_i – средний диаметр фракции.

или

С другой стороны или

где k – проницаемость;

m – пористость;

R – радиус порового канала.

Исходя из вышеизложенного:

Таким образом, можно сделать вывод, что чем меньше радиус поровых каналов и проницаемость породы, тем больше ее удельная поверхность

ВОПРОС №3

Пористость, коэффициент пористости, виды пористости. Первичная и вторичная пористость. Проницаемость, виды проницаемости горных пород. Закон Дарси.

ОТВЕТ

Под пористостью горных пород понимают наличие в ней пустот (пор). Различают общую, открытую и закрытую пористости.

Общая пористость – это весь объем пустот в породе.

Открытая пористость – объем связанных поровых каналов, по которым может фильтроваться жидкость или газ.

Закрытая пористость – объем изолированных пустот.

Очевидно, что общая пористость есть сумма открытой и закрытой.

Для количественной характеристики пористости используется коэффициент пористости, равны отношению объема пустот образца породы к объему всего образца:

Измеряется коэффициент пористости в % или долях единицы.

По происхождению поры подразделяются на первичные и вторичные.

К первичным порам относят пустоты между зернами, образующиеся в процессе осадконакопления и формирования породы.

Ко вторичным порам – поры, образующиеся в результате последующих процессов разлома и дробления породы, растворения, возникновения трещин и так далее.

По величине поровые каналы делятся на сверхкапиллярные, капиллярные и субкапиллярные.

Под проницаемостью понимают свойство горных пород пропускать через себя жидкости или газы под действием перепада давления. Различают три типа проницаемости: абсолютная, эффективная и относительная.

Абсолютная проницаемость – это проницаемость пористой среды при фильтрации через нее воздуха или газа, не вступающей во взаимодействие с породой.

Эффективная (или фазовая) проницаемость. Она характеризует проводимость породы по отношению к одной из несколько одновременно фильтрующихся фаз. Например, при совместной фильтрации воды и нефти.

Относительная фазовая проницаемость – отношение эффективной проницаемости к абсолютной.

Для определения коэффициента проницаемости используется закон Дарси:

где u - скорость фильтрации;

k – коэффициент проницаемости;

m_н – вязкость нефти;

DP – перепад давления;

L – длина образца.

- градиент давления, означающий прирост давления на 1 м глубины.

Размерность проницаемости совпадает с размерностью площади. В системе СИ она измеряется в м² или мкм².

1д = 10^-12 м²

ВОПРОС №4

Физико-механические свойства горных пород. Закон Гука. Коэффициент пьезопроводности. Пластовое и горное давление. Анизотропные и изотропные среды. Пластичность. Явление Крипа.

ОТВЕТ

Наиболее важные физико-механические свойства горных пород: упругость, прочность на сжатие и разрыв, пластичность и т.д.

Упругость и упругие свойства горных пород влияют на перераспределение давления в пласте в процессе эксплуатации месторождения. Сильно сжатые породы и жидкости при снижении давления могут быть значительным источником энергии, под действием которой происходит движение нефти по пласту к забоям скважин.

Давление в пласте перераспределяется не мгновенно, а постепенно после всякого изменения режима работы скважины. Для характеристики скорости распространения изменений давления по пласту вводится понятие о коэффициенте пьезопроводности.

Величина коэффициента пьезопроводности выражается формулой :

где К_пр – коэффициент проницаемости, мкм²

m - вязкость жидкости, МПа×с

m – коэффициент пористости, д.ед.

b_ж – коэффициент сжимаемости жидкости, 1/МПа

b_п – коэффициент сжимаемости породы, 1/МПа

Выражение в скобках можно записать таким образом:

- коэффициент упругоемкости

тогда

Коэффициент пьезопроводности позволяет количественно оценить процесс перераспределения давления в пласте.

Установлено, что большая часть горных пород при отсутствии высокого всестороннего давления при быстром погружении или разгрузке в большом диапазоне напряжений хорошо подчиняется закону Гука.

(Закон Гука)

где V₀ – объем элемента пласта, м³

DV_пор – изменение объема пор этого элемента при изменении пластового давления на DP, м³

b_с – коэффициент объемной упругости пористой среды.

Прочность пород на сжатие и разрыв – эту величину необходимо знать при изучении процессов искусственного воздействия на породы призабойной зоны скважин (торпедирование, гидроразрыв пласта), применяемых для увеличения притоков нефти.

Давление, под котором находятся нефть, вода и газ в залежи, называют пластовым давлением.

Пластовое давление в различных частях залежи не одинаково в своде меньше, на крыльях больше. В общем случае гидростатическое давление определяется по формуле.

где

r - плотность воды, г/см³

H – глубина кровли пласта, м.

Породы, залегающие в недрах земли находятся под влиянием горного давления, которое обуславливается весом вышележащих пород, тектоническими силами, пластовым давлением и термическими напряжениями, возникающими под влиянием тепла земных недр.

Анизотропия– различие свойств горных пород в разных направлениях.

Изотропные среды – это среды, где свойства горных пород идентичны во всех направлениях.

Пластичность – свойство твердых тел необратимо деформироваться под действием механических нагрузок.

Установлено, что многие горные породы подвержены явлению Крипа (ползучести), которое характеризуется постоянным нарастанием деформации при постоянном напряжении. Явление Крипа в наибольшей степени свойственны глинам, аргиллитам, глинистым сланцам.

После этого, как горные породы подверглись деформации, они, при снятии с них напряжения, уже не восстанавливают свою геометрию.

ВОПРОС №5

Тепловые свойства горных пород. Основные параметры, характеризующие термические свойства горных пород, их зависимость от других свойств породы.

ОТВЕТ

Перед началом разработки продуктивные пласты, залегающие на различных глубинах находятся в состоянии теплового равновесия, соответствующего температурному градиенту данного района.

В процессе разработки месторождений температура пласта может изменятся в связи с закачкой горячей воды в пласт и т.д.

Для правильного прогнозирования поведения продуктивного пласта необходимо знать основные параметры, характеризующие термические свойства пород. Это теплоемкость, коэффициенты теплопроводности и температуропроводности.

Теплоемкость породы (С) – определяется отношением количества теплоты (dQ), сообщаемого элементарному объему породы продуктивного пласта в условиях залегания к соответствующему изменению температуры (dT).

Теплоемкость, отнесенная к массе (m), называется удельной теплоемкостью.

Удельная теплоемкость характеризуется количеством теплоты, необходимой для нагрева единицы массы породы на один градус.

Коэффициент теплопроводности – (l) – характеризует количество теплоты (dQ), переносимой в породе через единицу площади (S), в единицу времени при градиенте температуры DT/Dx, равном единице.

Коэффициент температуропроводности –(a) – характеризует скорость прогрева пород, т.е. скорость распространения изотермических границ в них.

Зависимость от других свойств породы

Удельная теплоемкость пород возрастает с уменьшением их плотности. Теплоемкость пород зависит от минералогического состава пород и не зависит от строения структуры и дисперсного состояния минералов. С увеличением влажности и температуры теплоемкость пород возрастает.

Зависимость коэффициента температуропроводности от других термических свойств пород определяются соотношением.

где a - коэффициент температуропроводности

t - коэффициент теплопроводности

с – удельная теплоемкость

r - плотность породы

Температуропроводность горных пород повышается с уменьшением пористости и с увеличением влажности. В нефтенасыщенных породах она более низка, чем в водонасыщенных, т.к. теплопроводность нефти меньше чем воды. Температуропроводность пород почти не зависит от минерализации пластовых вод.

Вдоль напластования температуропроводность перед выше, чем поперек напластования.

ВОПРОС №6

Нефть, ее состав. Физическое состояние нефти. Физико-химические свойства природных нефтей, их характеристика.

ОТВЕТ

Нефть, ее состав в химическом отношении нефть состоит из углерода (84-88%) и водорода (11-14%), а также содержит в виде примесей кислород, серу, азот и т.д. Нефть представляет смесь углеводородов метанового, нафтенового и ароматического рядов, причем преобладают углеводороды метанового ряда с общей формулой C_nH_2n+2, из которых углеводороды до С₄H₁₀ при нормальных условиях газы, от C₅H₁₂ до C₁₆H₃₄ – жидкости и от С₁₇H₃₆ – твердые тела (парафин, смолы).

По количеству серы нефти делятся на два класса: малосернистые, сернистые.

По содержанию смол делятся на 3 подкласса: малосмолистые, смолистые, высокосмолистые.

По содержанию парафина делятся на 3 подкласса: малопарафиновые, парафиновые и высокопарафиновые.

Физическое состояние нефти

Углеводороды в зависимости от их состава, давления и температуры могут находится в залежи в различных состояниях – газообразном, жидком или в виде газожидкостных смесей. Поэтому в зависимости от условий залегания залежи подразделяются на:

1) чисто газовые; 2) газоконденсатные;

2) газонефтяные; 4) нефтяные;

Однако, резко очерченных границ, разделяющих месторождение на отдельные типы не существует. Нефтью принято называть все углеводороды, которые в пластовых условиях находятся в жидком состоянии.

Физические свойства природных нефтей

следующие: 1) давление насыщения нефти газом; 2) сжимаемость нефти, объемный коэффициент; 3) плотность пластовой нефти; 4) вязкость пластовой нефти; 5) реологическая характеристика нефтей.

Теперь дадим краткую характеристику каждому из вышеперечисленных свойств.

Давление насыщения нефти газом, им называют максимальное давление, при котором газ начинает выделятся из нефти.

Давление насыщения зависит о соотношения объемов нефти и растворенного газа, от их состава и пластовой температуры.

С повышением температуры давление насыщения может значительно увеличиваться. В природных условиях давления насыщения может соответствовать пластовому или быть меньше его. При первом условии нефть будет полностью насыщена газом, во втором – недонасыщена.

Сжимаемость нефти. Объемный коэффициент. Нефть, как и все жидкости, обладает упругостью, т.е. способностью изменять объем под действием внешнего давления. Упругость жидкостей измеряется коэффициентом сжимаемости, определяемым из соотношения:

где DV – изменение объема нефти

V – исходный объем нефти

DP – изменение давления.

Коэффициент сжимаемости характеризует относительное изменение единицы объема нефти при изменении давления на одну единицу.

Объемный коэффициент – он характеризует соотношение объема нефти в пластовых условиях к объему этой же нефти после отделения газа на поверхности.

Объем нефти в пластовых условиях превышает объем сепарированной нефти в связи с повышенной пластовой температурой и содержанием большого количества растворенного газа в пластовой нефти.

Используя объемный коэффициент можно определить усадку нефти, т.е. уменьшение объема пластовой нефти при извлечении ее на поверхность (в %)

Объемный коэффициент нефти определяют экспериментально.

Плотность пластовой нефти – это масса единичного объема веществ г/см³

С повышением давления плотность нефти значительно уменьшается при насыщении ее углеводородными газами.

Вязкость пластовой нефти – свойство нефти, определяющее характер ее движения в пласте и трубах и сопротивление движению, МПа×с

По уравнению Ньютона напряжение внутреннего трения равно:

где u - скорость течения на расстоянии r от стенок

m - коэффициент абсолютной или динамической вязкости.

Для технических целей пользуются кинематической вязкостью - n

Реологическая характеристика нефтей

Реологические свойства нефтей очень разнообразны и не всегда определяются основными реологическим свойством – вязкостью нефти.

Нефти многих месторождений относятся к неньютоновским жидкостям.

Неньютоновскими или аномальными жидкостями называются жидкости, не подчиняющиеся закону Ньютона.

Режим пласта в условиях проявления неупругих свойств горных пород называют реологическим.

Реологическая характеристика нефтей определяется содержанием в них смол, асфальтенов и парафина, т.к. при значительном содержании их в нефти вязкость нефти зависит от скорости сдвига, т.е. она приобретает свойства неньютоновских жидкостей, и как следствие отмечается низкая нефтеотдача пласта, быстрое обводнение скважин, неравномерность профилей притока и т.д.

ВОПРОС №7

Пластовые воды. Гидрофильная и гидрофобная поверхность. Виды остаточной воды. Физические свойства пластовых вод.

ОТВЕТ

Вместе с нефтью и газом в пласте залегает вода.

Виды пластовой воды: подошвенная или краевая, промежуточная, остаточная или релихтовая.

Подошвенными или краевыми принято называть воды, заполняющие поры коллектора под залежью и вокруг нее.

Промежуточными называют воды, приуроченные к водоносным пропласткам, залегающим в самом нефтеносном пласте. Вода, оставшаяся со времен образования залежи называется остаточной или релихтовой.

Пластовая вода часто является агентом вытесняющим нефть из пласта. Ее свойства влияют на количество вытесняемой нефти, т.к. некоторые воды лучше отмывают нефть, другие хуже.

Если остаточная вода в пласте в виде тонкой пленки покрывает поверхность твердой фазы гидрофильная.

Если же пленка воды отсутствует, то нефть соприкасается непосредственно с твердой фазой и тогда поверхность нефтяного коллектора считается гидрофобной

Виды остаточной воды

По вопросу о виде остаточной воды существуют следующие мнения:

3) существует капиллярно связанная вода в узких капиллярных каналах, где интенсивно проявляются капиллярные силы.

4) адсорбционная вода, удерживаемая молекулярными силами у поверхности твердого тела.

5) пленочная вода, покрывающая гидрофильные участки поверхности твердой фазы.

6) свободная вода, удерживаемая капиллярными силами в дисперсной структуре.

Физические свойства пластовых вод.

Плотность пластовых вод возрастает с увеличением концентрации солей. Плотность пластовых вод может быть различной, от 1 до 1,14 г/см³.

Тепловое расширение воды характеризуется коэффициентом теплового расширения, который показывает, как изменяется единица объема воды при изменении ее температуры на 1°С.

Сжимаемость пластовой воды. Коэффициент сжимаемости характеризует изменение единицы объема воды при изменении давления на единицу.

Объемный коэффициент пластовой воды характеризует отношение объема воды в пластовых условиях к объему ее в стандартных условиях. Увеличение пластового давления способствует уменьшению объемного коэффициента, а рост температуры сопровождается его повышением.

Вязкость воды в пластовых условиях зависит от температуры и концентрации растворенных солей. Влияние давления на вязкость незначительно.

ВОПРОС №8

Роль поверхностных явлений при фильтрации нефти, газа и воды. Поверхностная энергия, коэффициент поверхностного натяжения. Работа адгезии и когезии. Смачивание. Краевой угол смачивания. Статический и кинетический гистерезис смачивания.

ОТВЕТ

Граница разреза фаз имеет сложную поверхность с большой площадью. При наличии границы раздела между двумя фазами небольшая область вблизи поверхности раздела по своим свойствам отличается от основной части жидкости. Это отличие заключается в том, что граничные области обладают избытком энергии по отношению к внутреннему объему. Такая энергия называется поверхностной или свободной. Для перемещения молекулы жидкости из объема к границе раздела требуется затратить определенное количество энергии. Отношение этой энергии, называемой поверхностной, к единице площади поверхности носит название коэффициента поверхностного натяжения.

Смачивание и краевой угол

Работа адгезии и когезии

Поверхностное натяжение твердого тела непосредственно измерить трудно. Поэтому пользуются косвенными методами. К таким методам относятся измерение работы адгезии, когезии, исследование теплоты смачивания и угла избирательного смачивания и т.д.

Адгезия измеряется работой, которую надо затратить, чтобы оторвать твердое тело от жидкости в направлении нормали к поверхности раздела.

Работа когезии характеризует энергетические изменения поверхностей раздела при взаимодействии частиц одной фазы. Смачиваемость жидкостью твердого тела тем лучше, чем меньше работа когезии.

Если на поверхность твердого тела нанести каплю жидкости, то под действием молекулярных сил она растекается по поверхности твердого тела и принимает форму линзы. Угол q, образованный касательной к капле в точках ее периметра, называется углом смачивания.

При контакте твердого тела с углеводородной жидкостью возможны три варианта избирательного смачивания.

7) Если 0<q<90° - вода лучше смачивает поверхность твердого тела, и такая поверхность называется гидрофильной.

8) При 90°<q<180° - вода не смачивает поверхность твердого тела и такая поверхность называется гидрофобной.

9) Если q=90° - поверхность обладает нейтральной избирательной смачиваемостью

Статический гистерезис смачивания – это явление, заключающееся в задержке установления равновесного значения смачивания вследствие трения при перемещении капли по поверхности твердого тела. В присутствии адсорбционного слоя статический гистерезис смачивания резко возрастает.

Кинетическим гистерезисом смачивания принято называть изменение угла смачивания при передвижении по твердой поверхности трехфазного периметра смачивания. Причины гистерезиса еще недостаточно изучены.

ВОПРОС №9

Источники пластовой энергии. Режимы работы залежи. Механизм проявления капиллярных сил. Эффект Жомена.

ОТВЕТ

В зависимости от геологического строения района и залежи приток нефти, воды и газа к скважинам обуславливается:

10) напором краевых вод;

11) напором газа, сжатого в газовой шапке;

12) энергией газа, растворенного в нефти и в воде и выделяющегося из них при снижении давления;

13) упругостью сжатых пород;

14) гравитационной энергией.

В зависимости от вида преимущественно проявляющейся энергии вводят понятия режимов работы залежей: водонапорный, режим газовой шапки, режим растворенного газа, упругий или упруговодонапорный, гравитационный и смешанный.

Механизм проявления капиллярных сил.

Гидравлические сопротивления во время движения жидкости в пористой среде скорости потока и вязкости жидкостей. По результатам наблюдений за движением воды и нефти в пористой среды установлено, что в области ВНК (водонефтяного контакта) вместо раздельного фронтового движения фаз перемещается смесь воды и нефти. Жидкости в капиллярных каналах разбиваются на столбики и шарики, которые на время закупоривают поры пласта вследствие капиллярных сил.

С началом движения столбика нефти в капилляре возникает сила трения, обуславливаемая давлением нефти на стенки капилляра. Это явление сопровождающееся действием дополнительных сопротивлений при движении пузырьков газа и несмешивающихся жидкостей в капиллярных каналах названо эффектом Жомена.

Многочисленные эффекты Жомена возникают также при движении газо-водонефтяных смесей в пористой среде. Здесь дополнительные сопротивления могут быть и невелики, но в пористой среде на преодоление капиллярных сил из-за большого количества столбиков затрачивается значительная часть пластовой энергии капиллярные силы способствуют уменьшению проницаемости фаз. Если бы эффект Жомена проявлялся в пласте также интенсивно, как в цилиндрических капиллярах, движение жидкостей в пористой среде было бы затруднено. Эффект Жомена в пористой среде значительно ослабляется вследствие сжимаемости газовых пузырьков и упругости жидкости и пород пласта. При этом происходит сдвиг не сразу всей массы, а отдельных ее участков.

ВОПРОС №10

Нефтеотдача пластов. Виды нефтеотдачи. Коэффициенты вытеснения и охвата. Зависимость нефтеотдачи от вида используемой энергии. Пластовые формы существования остаточной нефти. Методы повышения нефтеотдачи пластов.

ОТВЕТ

Нефтеотдача – отношение количества извлеченной из пласта нефти к первоначальным ее запасам в пласте. Различают текущую, конечную и проектную нефтеотдачу.

Под текущей нефтеотдачей понимают отношение количества извлеченной из пласта нефти на данный момент разработки к первоначальным (балансовым, ее запасам)

Конечная нефтеотдача – отношение количества добытой нефти к балансовым запасам в конце разработки пласта. Вместо термина «нефтеотдача» употребляют также термин «коэффициент нефтеизвлечения».

Проектный коэффициент нефтеотдачи отличается от конечного тем, что он обосновывается и планируется при подсчете запасов нефти и проектировании разработки.

Нефтеотдача зависит от многих факторов, поэтому ее представляют в виде следующего произведения:

где h_выт – коэффициент вытеснения нефти из пласта, под которым понимают отношение объема нефти, вытесненной из области пласта, занятой рабочим агентом к начальному содержанию нефти в этой же области.

h_охв - коэффициент охвата, под которым понимают отношение запасов нефти вовлеченных в разработку, к балансовым запасам нефти в пласте.

Нефтеотдача зависит от вида используемой энергии. Наибольшее ее значение отмечается в условиях вытеснения нефти водой, что связано с большими запасами энергии краевых вод, к тому же вода обладает лучшей отмывающей и вытесняющей способностью, чем газ. Эффективность вытеснения нефти газом ниже эффективности при других источниках пластовой энергии. Это объясняется ограниченным объемом газа, который имеется в пласте и небольшим соотношением вязкости газа и нефти, что способствует быстрому прорыву газа в скважины, вследствие его большой подвижности. Газ является фазой, не смачивающей породы пласта, что способствует увеличению количества остаточной нефти.

Значительно эффективнее проявляется энергия газа из газовой шапки. Высокая вязкость нефти по сравнению с вязкостью воды способствует уменьшению нефтеотдачи.

Исходя из причин, вызывающих неполную отдачу пластом нефти, можно отметить следующие пластовые формы существования остаточной нефти:

1) капиллярно удержанная нефть;

2) пленочная нефть, покрывающая поверхность твердой фазы;

3) нефть в малопроницаемых участках;

4) нефть в линзах, отделенных от пласта непроницаемыми породами;

5) нефть, задержавшаяся у местных непроницаемых «экранов» (сбросы и т.д.)

Методы повышения нефтеотдачи пластов

Среди всех существующих методов можно выделить 4 основные группы:

1. Гидродинамические методы (это система изменения режимов добывающих и нагнетательных скважин по специальной программе). Сюда относят: циклическое заводнение, изменение направления фильтрационных потоков (ИНФП), создание высоких давлений нагнетания, форсированный отбор жидкости.

2. Физико-химические методы (методы, основанные на использовании средств, улучшающих отмывающие свойства воды). Сюда относят: заводнение с применением активных примесей (ПАВ – поверхностно-активных веществ, полимеров, щелочи, двуокиси, углерода, мицеллярных растворов).

3. Газовые методы (для залежей с большим этажом нефтеносности). Включают в себя: водогазовое циклическое воздействие, вытеснение нефти газом высокого давления.

4. Тепловые методы (комплекс технологий для воздействия на пласт теплотой). Вытеснение нефти теплоносителями (горячей водой, паром), пароциклическая обработка, внутрипластовое горение, использование воды как терморастворителя нефти

Для месторождений с маловязкими нефтями, разрабатываемых с заводнением, наиболее подходят гидродинамические методы повышения нефтеотдачи.

Для месторождений с высоковязкими нефтями – тепловые методы, а остальные методы могут применятся для интенсификации добычи нефти и регулирования процесса разработки.