Технологические результаты испытания внутрипластового горения

Таблица 2

На наиболее показательных объектах США и Венесуэлы

Геолого-физические условия проведения внутрипластового горения

Таблица 1

Примечания: 1. Пласты всех объектов сложены песчаником.

2. Про­ницаемость объекта 2 определена по данным анализа керна.

В табл. 2 приведены основные технологические резуль­таты этих испытаний. Наибольший интерес из них представляют опыты, проведенные на месторождениях со значительной глуби­ной залегания продуктивных пластов и малой вязкостью нефти. Месторождение легкой нефти Слосс было открыто в 1954 г. Его начальные геологические запасы нефти составляли 6 млн. м³. Оно было разбурено к 1958 г. с плотностью 16 га/скв. Через 2,5 года после начала разработки была достигнута максимальная добыча нефти - 1530 м³/сут. Месторождение разрабатывалось вначале на упругом режиме, а затем на режиме растворенного газа, и к середине 1958 г. текущая нефтеотдача достигла 11 % от начальных запасов нефти. В это время было начато заводнение месторождения, в результате которого среднесуточная добыча нефти увеличилась на 400 м³/сут. К середине 1963 г. вся залежь была обводнена. В это время и начались испытания влажного горения на одном из участков месторождения.

* Объекты те же, что и в табл. 2.

Общие результаты заводнения и достигнутая при этом нефте­отдача не приводятся, однако указывается, что к началу приме­нения влажного горения остаточная нефтенасыщенность пласта оценивалась величиной порядка 30 % (± 10 %).

Четыре добывающие скважины располагались примерно в 320 м от нагнетательной. Скважины эксплуатировались до чи­стой воды и перед началом опытных работ простаивали уже в те­чение 2-3 лет.

Горение было начато в мае 1963 г., после чего в течение 34 сут в пласт закачивался один воздух с расходом 28 тыс. м³/сут. В июне 1963 г. процесс был переведен на режим влажного горе­ния. Закачка водовоздушной смеси в нагнетательную скважину продолжалась до октября 1965 г., затем из-за резкого снижения приемистости нагнетание рабочих агентов разделили: воздух закачивали в оценочную скважину, расположенную в 45 м от нагнетательной, а воду - в нагнетательную. Средний водо-воздушный фактор составлял 7,5 · 10 ^-3 м³/м³. Темп нагнетания воздуха также был высоким - более 40 тыс. м³/сут. Давление нагнетания составляло 23 МПа.

Добыча нефти за счет влажного горения составила 13,4 тыс.м³, а средний дебит нефти реагирующих скважин - 13,5 м³/сут. Сум­марная закачка воздуха равна 40,7 млн. м³.

Согласно анализу кернов из скважин, расположенных на рас­стоянии 45 и 90 м от нагнетательной, был сделан вывод, что фронт горения продвинулся на расстояние порядка 90 м, а сред­ний охват пласта горением по толщине составляет 80%. Удель­ное количество сгорающей нефти равно примерно 15 кг/м³ пласта (13-15 % от начальной насыщенности).

К концу 1965 г. коэффициент извлечения нефти на опытном участке достиг 43% от запасов нефти к началу осуществления процесса. Было принято решение о расширении программы примене­ния влажного горения на месторождении Слосс. Эта программа реализована на площади 388,5 га и была самой крупной из извест­ных программ третичных методов добычи нефти. Как и на опыт­ном участке, система размещения скважин была площадной пятиточечной. Всего было десять элементов, плотность размеще­ния скважин на большинстве из них составляла 32 га/скв. Два элемента из упомянутых были объединены. Программа испытаний включала 9 нагнетательных и 27 добывающих скважин.

Средний темп нагнетания воздуха составлял 250 тыс. м³/сут, или 28 тыс. м³/сут в расчете на одну нагнетательную скважину. После создания фронта горения его постепенно увеличивали в течение месяца. В дальнейшем в призабойной зоне сильно по­вышалось сопротивление и скважины практически не принимали воду. Поэтому сравнительно длительный период (примерно 8 мес.) в пласт закачивали только воздух.

Нагнетание воды было начато в ноябре 1967 г. Накопленный водовоздушный фактор за 4,5 года составил 4,4 · 10 ^-3 м³/м³. Всего в пласт в период осуществления влажного горения было закачано 1,72 млн. м³ воды. Затем 2,5 года осуществлялось обыч­ное заводнение.

Перед началом опытных работ нефть давали только шесть скважин с суммарным дебитом 51, 7 м³/сут. Все остальные сква­жины были обводнены и закрыты. По оценкам, за счет продолже­ния заводнения можно было бы получить максимум 19,1 тыс. м³ нефти.

Максимальный отбор нефти был достигнут на стадии осуще­ствления влажного горения в 1968 г. и составил 87,5 м³/сут.

За период осуществления процесса горения (4,5 года) из за­лежи было добыто 102,8 тыс. м³ нефти. С учетом добычи нефти из опытного участка к началу реализации расширенной про­граммы общий отбор нефти составил 116,2 тыс. м³ нефти. В ра­счете на эту добычу воздухонефтяной фактор составил 3700 м³/м³.

В результате применения влажного горения с учетом добычи при заводнении из залежи было извлечено 179,7 тыс. м³ нефти, т. е. 19,1 % от остаточных после заводнения запасов нефти. На­копленный воздухонефтяной фактор составил 2390 м³/м³.

Объемный коэффициент охвата пласта горением был значи­тельно ниже 50 % из-за трудностей регулирования процесса при площадной системе размещения скважин. В то же время наблю­далось перемещение высокотемпературных зон на значительные расстояния (до 360 м).

В целом результаты работ на месторождении Слосс дают весьма важный обнадеживающий материал о возможности эф­фективного применения влажного горения для доразработки месторождения маловязких нефтей после их частичного заводне­ния.

Интересные результаты были получены и на месторождении Суплаку де-Барку (Румыния). Здесь на пятиточечном элементе с плотностью размещения скважин 0,5 га/скв в 1966 г. был на­чат процесс сухого внутрипластового горения. При этом дебиты отдельных скважин увеличивались от 2-5 до 90-100 м³/сут. В 1967-1971 гг. горение осуществлялось на восьми новых участ­ках площадью около 4 га каждый.

Средний удельный расход воздуха при осуществлении сухого горения на первоочередном опытном участке составлял около 2200 м³/т. Начатая в июне 1973 г. закачка воды наряду с возду­хом, позволила уже к октябрю 1973 г. уменьшить удельный рас­ход воздуха до 1700 м³/т. Нефтеотдача за фронтом горения со­ставляла 45-50 % от запасов.

В 1971 г. испытания влажного горения были начаты на место­рождении Беллевью (США). Опытный участок площадью 4 га представлял собой четыре семиточечных элемента. За период раз­работки с 1921 до марта 1971 г., несмотря на применение различ­ных методов интенсификации добычи, нефтеотдача по опытному участку составляла всего лишь 5%. За два первых года испыта­ний в пласт было закачано 118,9 млн. м³ воздуха и 72 тыс. м³ воды. Накопленная добыча нефти за этот период достигла 40,4 тыс. т, что составляло 13, 65 % от запасов нефти на начало процесса. Воздухонефтяной фактор составил 2768 м³/м³.

В нашей стране первый промысловый опыт применения влаж­ного горения был начат на залежи, содержащей нефть повышен­ной вязкости, где, как известно, тепловые методы воздействия дают наибольший эффект. В качестве объекта для испытаний влажного горения была выбрана залежь горизонта ПКв площади Хоросаны месторождения Балаханы - Сабунчи - Романы. Опыт­ный участок расположен в северо-западной части площади Хоросаны. Его геолого-промысловая характеристика приведена ниже.

Коллектор ........................................................ ……………………… Песчаник

Глубина залегания кровли пласта, м ........ ……………………… 250—300

Площадь опытного участка, га........................ ……………………... 9,26

Толщина пласта, м: общая …………………………………………….. 57

эффективная нефтенасыщенная................. ……………………… 35,4

Проницаемость, мкм² .................................... ……………………… 0,53

Нефтенасыщенность, %^:

начальная ....................................................... …………………. 80

текущая на 1/IV 1973 г....................................... ………………… 71

Вязкость нефти, мПа·с..................................... ………………….. 136

Нефтеотдача на 1/IV 1973 г., %...................... …………………. 11,4

Разработка залежи горизонта ПКв в районе опытного участка была начата в 1930 г. на режиме растворенного газа с переходом в дальнейшем на гравитационный режим с весьма невысокими темпами отбора нефти, составляющими в среднем около 0,3 % в год от начальных балансовых запасов нефти.