Нафтовилучення з пласта

Для кількісної оцінки Н. використовують коефіцієнт Н. (β) — відношення видобутої кількості нафти до початкових запасів (величини зводяться до стандартних або пластових умов); виражається в частках одиниці або у відсотках. Н. визначається ступенем (повнотою) вилучення нафти з об'ємів продуктивного пласта (об'єкта), які беруть участь у процесі розробки (т. зв. коефіцієнт витіснення β_ВИТ.), і часток цих об'ємів у сумарному об'ємі нафтонасичених порід пласта (коефіцієнт охоплення β_ОХОПЛ):

β = β_ВИТ. β_ОХОПЛ.

Під коефіцієнтом витіснення β_ВИТ. розуміють відношення об'єму нафти, який витіснений з області пласта, зайнятої робочим агентом (водою, газом), до початкового вмісту нафти в цій області. Коефіцієнт витіснення залежить, в основному, від кратності промивання (відношення об'єму пропомпованого робочого агента до об'єму пор), відношення коефіцієнтів в'язкості нафти і в'язкості робочого агента, коефіцієнта проникності, статистичного розподілу пор за розмірами і характеру змочуваності порід пласта. У гідрофільних високопроникних пористих середовищах за малої в'язкості нафти, коефіцієнт витіснення нафти водою може сягати 0,8 — 0,9. У малопроникних, частково гідрофобізованих середовищах за підвищеної в'язкості нафти він становить 0,5 — 0,65, а в гідрофобних пластах — не більше 0,25 — 0,4. Разом з тим у випадку витіснення нафти газом високого тиску, вуглекислим газом чи міцелярним розчином, тобто у випадку усунення істотного впливу капілярних сил, коефіцієнт витіснення становить 0,95 — 0,98.

Під коефіцієнтом охоплення β_ОХОПЛ. розуміють відношення об'єму породи, охопленої витісненням, до всього об'єму нафтовмісної породи. Він характеризує втрати нафти по товщині і площі пласта у зонах зтягувальних рядів видобувних свердловин та розрізувальних рядів нагнітальних свердловин, у неохоплених дренуванням і заводненням зонах, у малопроникних включеннях, шарах, лінзах, пропластках та в застійних зонах, які контактують безпосередньо з обводненими шарами і зонами або відокремлені від них непроникними лінзами і шарами. У дуже розчленованих пластах залишкова нафтонасиченість, яка може сягати 20 — 80 %, істотно залежить від розміщення свердловин, умов розкриття пластів у них, діяння на відокремлені лінзи і пропластки, співвідношення коефіцієнтів в'язкостей нафти і води та ін. У цілому, нафтовилучення залежить від багатьох чинників, шляхи керування якими нині відомі або вивчаються, хоч більша частка запасів нафти усе ж залишається в пласті. Збільшення коефіцієнта нафтовилучення — актуальна і важлива задача державного значення, на розв'язування якої спрямовані зусилля нафтовиків.

Іноді в ході проведення прогнозних розрахунків Н. вводять додатково коефіцієнти, які дають змогу враховувати несприятливий вплив інших факторів. Розрізняють поточне Н. (яке визначається в процесі розробки родовища), кінцеве (на момент завершення розробки, яке здійснюється на природних режимах виснаження покладу), додаткове (досягається застосуванням методів підвищення Н. пласта), а також безводне (визначається до моменту прориву води у видобувні свердловини). Син. — нафтовіддача (не рекоменд.).

Поршневе витіснення нафти водою — модель ідеального витіснення нафти водою, коли в пласті між нафтою і водою існує чітка межа поділу, попереду якої рухається нафта, а позаду — тільки вода, тобто біжучий водонафтовий контакт збігається з фронтом витіснення, а залишкова нафтонасиченість за фронтом витіснення залишається постійною.

З проблемою підвищення обсягів нафтовилучення з пластів уже декілька десятиліть стикаються нафтові компанії в різних регіонах світу, у тому числі і нафтогазопромислових регіонів України. Однак різні періоди розробки родовищ характеризуються різними підходами до її вирішення і уявленнями про ефективність та область застосування методів і конкретних технологій підвищення обсягів нафтовилучення.

У світовій практиці загальноприйняті два терміни, які поєднують методи впливу на нафтовий об'єкт з метою поліпшення нафтовидобутку: Enhanced Oil Recovery (ЕОR) і Improved Oil Recovery (IOR). До першого відносяться методи, які ґрунтуються на застосуванні витіснювальних агентів, відмінних від води (теплові, газові, хімічні і мікробіологічні методи); другий термін включає технології впливу на свердловину й інші методи, що призводять до інтенсифікації видобування нафти і побічно до збільшення нафтовилучення.

Методи першої групи в наведеній класифікації — методи підвищення нафтовилучення є комплексом принципових технологічних рішень, спрямованих на поліпшене вироблення запасів нафти порівняно з традиційним методом заводнення. При цьому забезпечується зміна структури дренованого об'єму пласта — збільшення коефіцієнта витіснення вуглеводнів, збільшення охоплення пласта дією, зміна фізико-хімічних характеристик системи «колектор — пластові флюїди — витіснювальний агент». Особливістю цих методів є необхідність проведення значних науково-дослідних робіт у кожному конкретному випадку, а також їх висока вартість, підвищений технологічний і економічний ризик.

На сьогоднішній день у світовій практиці EOR методи класифікуються таким чином: 1) теплові методи: — паротеплова дія на пласт; — внутрішньопластове горіння; — витіснення нафти гарячою водою; — пароциклічні обробки свердловин;

2) газові методи: — дія на пласт вуглеводневим газом; — дія на пласт двоокисом вуглецю; — дія на пласт азотом; — дія на пласт димовими газами;

3) хімічні методи: — витіснення нафти розчинами ПАР; — витіснення нафти розчинами полімерів та іншими загущуючими агентами; — витіснення нафти пінними системами; — витіснення нафти лужними розчинами; — витіснення нафти кислотами; — витіснення нафти композиціями хімічних реагентів; — мікробіологічна дія;

4) гідродинамічні методи: — залучення до розробки недренованих запасів нафти; — бар'єрне заводнення на газонафтових покладах; — нестаціонарне (циклічне) заводнення;

5) фізичні методи: — хвильові методи; — гідророзрив пласта; — буріння бокових стовбурів (в тому числі горизонтальних).

До другої групи, що включає гідродинамічні методи підвищення нафтовилучення з пластів, входять способи і технології, успішно апробовані сучасною наукою і практикою, що використовують типові задачі і рішення на основі розроблених програмно-імітаційних моделей. Ці методи часто є необхідною частиною проектів першої групи методів.

У світі особлива увага приділяється застосуванню так званих третинних методів підвищення нафтовилучення (Tertiary oil recovery — метод нафтовидобутку, що підвищує продуктивність нафтових свердловин. Здійснюється при штучному підтриманні енергії пласта або штучній зміні фізико-хімічних властивостей нафти). Так, в США видобування нафти за рахунок EOR методів у 90-ті роки і пізніше забезпечували теплові і газові методи. У відсотковому співвідношенні додатковий видобуток нафти від загального за рахунок EOR методів в США становив 13,4 %.

Нафтові компанії США і Канади впроваджують методи підвищення нафтовилучення при введенні родовища в розробку, після завершення першої або другої стадії розробки пластів. За об'ємами видобутку нафти за рахунок нових методів підвищення нафтовилучення та кількості впроваджених у промислових масштабах проектів США займають перше місце у світі. У 2000 році в США додатковий видобуток нафти за рахунок методів підвищення нафтовилучення становив понад 37,6 млн т або близько 12 % від загального обсягу видобутку нафти.

В інших країнах із значними обсягами впровадження нових методів підвищення нафтовилучення додатковий видобуток нафти у 2000 році тримався на рівні: у Венесуелі — 22,3 млн т (крім того, ще 7,8 млн т видобутку важких бітумів при дії на пласт паротепловими методами); в Канаді — 12,1 млн т (крім того ще 12,1 млн т, які видобуваються з бітумінозних пісковиків у відкритих розрізах); в КНР — 14,6 млн т.

З усіх способів підвищення нафтовилучення найбільш розповсюдженими будуть залишатися — закачування пари та газів. Інші методи, включаючи і хімічні, полімерні, мікробіологічні, зможуть збільшити обсяги впровадження тільки після значного вдосконалення технологій їх застосування.

• Нафтовий поклад
• водонафтовий поклад,
• газонафтовий поклад,
• газоконденсатно-нафтовий поклад
• Нафтовидобування

• Мала гірнича енциклопедія : у 3 т. / за ред. В. С. Білецького. — Д. : Донбас, 2007. — Т. 2 : Л — Р. — 670 с. — ISBN 57740-0828-2.
• Білецький В. С. Основи нафтогазової інженерії: підруч. для студ. спец. 185 «Нафтогазова інженерія та технології» / Білецький В. С., Орловський В. М., Вітрик В. Г.; НТУ «ХПІ», Харківський національний університет міського господарства імені О. М. Бекетова. — Полтава : ТОВ «АСМІ», 2018. — 415 с. — ISBN 978-966-182-533-7.
• Російсько-український нафтогазопромисловий словник: 13 000 термінів / уклад.: В. С. Бойко, І. А. Васько, В. І. Грицишин та ін. — Київ: Знання, 1992. — 175 с.
• Розробка та експлуатація нафтових родовищ: підручник для студентів ВНЗ / В. С. Бойко. — Київ: ІСДО, 1995. — 496 с.
• Довідник з нафтогазової справи / за заг. ред. В. С. Бойка, Р. М. Кондрата, Р. С. Яремійчука. — Львів: Місіонер, 1996. — 620 с.
• Бойко В. С., Бойко Р. В. Тлумачно-термінологічний словник-довідник з нафти і газу: у 2-х томах. — Київ : Міжнародна економічна фундація, 2004. — Т. 1: А–К. — 560 с.
• Бойко В. С., Бойко Р. В. Тлумачно-термінологічний словник-довідник з нафти і газу: у 2-х томах. — Львів : Апріорі, 2006. — Т. 2: Л–Я. — 800 с.
• Розробка та експлуатація нафтових родовищ: підруч. для студентів ВНЗ / В. С. Бойко. — Вид. 4-те, допов. — Київ: Міжнародна економічна фундація, 2008. — 484 с.
• Проектування експлуатації нафтових свердловин: підруч. для студентів ВНЗ / В. С. Бойко. — Івано-Франківськ: Нова Зоря, 2011. — 784 с.
• Технологія розробки нафтових родовищ: підруч. для студентів ВНЗ / В. С. Бойко. — Івано-Франківськ: Нова Зоря, 2011. — 509 с.
• Технологія видобування нафти: підруч. для студентів ВНЗ / В. С. Бойко. — Івано-Франківськ: Нова Зоря, 2012. — 827 с.
• Наукові основи вдосконалення систем розробки родовищ нафти і газу: монографія / Гришаненко В. П., Зарубін Ю. О., Дорошенко В. М., Гунда М. В., Прокопів В. Й., Бойко В. С. та ін.. — Київ: Науканафтогаз, 2014. — 456 с.