Таблица 2
На наиболее показательных объектах США и Венесуэлы
Геолого-физические условия проведения внутрипластового горения
Таблица 1
Объект (страна) | Год проведения | Эффективная нефтенасыщенная толщина ласта, м | Глубина залегания кровли пласта, м | Проницаемость, мкм2 | Нефтенасыщенность, % | Вязкость нефти, мПа·с | Режим работы залежи до начала процесса горения |
1. Слосс (США) | 4,3 | 0,191 | 30+10 | 0,8 | Заводнение Режим растворен- ного газа и завод- нение Режим растворен- ного газа и грави- тационный режим Смешанный режим. растворенного га- за и водонапорный: | ||
2. Дели (США) | 2,53 | 1,069 | |||||
3. Беллевью (США) | |||||||
4. Каддо-Париш (США) | 4,9 | 0,606 | |||||
5. Карлайд (США) | 10,7 | 2,05 | |||||
6. Ист-Тиа-Хуана (Венесуэла) |
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.
|
|
Объект | Площадь участка, га | Число скважин | Накопленный объем нагнетания | Водовоздушный фактор, мЗ/100 м2 | Добыча нефти, тыс. м3 | Воздухо-нефтяной фактор в целом на весь период, м3/м3 | Концентрация сгорающего топлива, кг/м3 | Нефтеотдача, % | ||||
нагнетательных | добывающих | Воздуха, млн. м3 | Воды, тыс. м3 | От балансовых запасов | прирост | От остаточных запасов | ||||||
388,5 16,2 1,1 1,7 4,6 | 389,5 64,8 118,9 8,31 26,39 46,1 | 1720 10,9 72 14,3 19,8 322,7 | 0,44 0,017 0,06 0,17 0,075 0,7 | 166,3 21,5 42,9 3,3 4,9 217,4 | 2342 3013 2768 2518 5386 170 | 15 14,4 - - - - | 68,8 77 - 28 41,4 - | 7,6 30 12,9 - 37,54 - | 19 45,4 13,6 13,3 15,5 52,6 |
* 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.