Технологии извлечения высоковязких нефтей из недр с использованием внутрипластового горения

     Характеристика  коллекторов продуктивных отложений Харампурского  месторождения изучался по результатам лабораторных исследований керна  с привлечением первичного описания керна.

     Горизонт  Ю стратиграфически изучен к верхней  части васюганской  свиты. В объеме горизонта выделяются четыре пласта Ю₁¹ - Ю₁⁴ продуктивных на Харампурском месторождении. Пласты развиты по всей территории месторождения и характеризуют резной литолого-фациальной изменчивостью. Зоны глинизации различных размеров и конфигураций экранируют залежи углеводородов во всех пластах за исключением Ю₁³ . Юрская часть разреза является наиболее изученной керном. Коллекторы пластов горизонтов охарактеризованы в 39 разведочных и 12 эксплуатационных скважинах. Освещенность керном эффективных толщин изменяется от 14,3 до 36% газа и нефтенасыщенность от 16,9 до 80% и от 27,7 до 43,3%.

     Горизонт  представлен серыми, зеленовато-серыми, мелкозернистыми  песчаниками олевромистыми, слоистыми за счет прослойков темного глинистого материала, местами с пятнистой текстурой за счет биотурбизации осадка, участками обогащенными смолой и глауконитом, с прослоями олевролитов и оргелитов.

     Коллекторами  горизонта являются среднее и мелко зернистые песчаники и олевролиты. Текстура пород однородная, реже слоистая или мензовитая за счет распределения глинистого материала, органики и слюды, местами за счет намывов сидерита.

     Минеральный состав обломочной части  коллекторов горизонта практически одинаков. Основными породообразующими минералами являются кварц (35-45%), полевые шпаты (40-50%), слюда (2-3%) и обломки пород (10-15%).

     Преобладающий размер обломков составляет в песчаниках 0,14-0,27 мм, в олевралитах 0,06-0,1 мм. По данным анализов грану метрического состава содержание в коллекторах мелкозернистые песчаный фракций (0,25-0,1 мм) составляет в большинстве 40-86,3%.

     Полевые шпаты представлены клавливыми разностями и пломоклазами, среднее  и сильно изменены пелитизацией и сритизацией.

     Цемент  до 10-15% пленочного-порового типа, часто распределен  неравномерно. Глинистый материал - хлорид-гидрослюдяного состава. Поры выполнены каолинитом, составляющим большую часть цемента (до 55-65%).

     Из  вторичных изменений  в породах отличаются структуры разъединения, замещения обломочного материала кальцитом, с образованием вторичного пустотного пространства. Наряду с этим наблюдается хлоритизация обломков, что приводит к сужению или запечатыванию поровых каналов.

     В целом по площади  коллектора горизонта Ю₁, преимущественно V₁ реже, IV классов, по классификации А.А.Ханина при наличии единичных высокопроницаемых прослоев песчаников.

     Различные в фильтрационно-емкостных  свойствах коллекторов  связаны преимущественно с их гранулометрическим составом, степенью отсортированности обломков, характером распределения цемента и интенсивностью проявления вторичных процессов.

     Различающие пласты непроницаемы перемычки представлены песчано-олевралитовыми разностями мелкозернистыми  с глинисто-карбонатным  и карбонатным цементом и аргиллитами темно-серыми олеролитами.

     Покрышкой горизонта являются глинистые отложения. Слагающие их аргелиты темно-серые, до черных, с неравномерным  буровато-коричневым оттенком, плотные, плитчатые, слюдистые, с прослойкой алевролита, в средней части с битуминозными слоями. Характерно наличие мелких углисто-растительных остатков, отмечаются пирит, в нижней части - глауконит. Глинистая масса тонкоотмученная, преимущественно гидрослюдистого состава. Мощность этих отложений составляет 65-368 км.

     Породы  коллектора пласта горизонта  Ю₁ характеризуются невысоким, значениями ФЕС: пористость (14-16%), проницаемость (5,6-41,0 срм² - по керну 4,6-12,8 срм² - по ГИС). Зависимость между началом и остаточной нефтенасыщенностью отсутствует, среднее остаточная нефтенасыщенность составляет для пластов группы Ю₁ - 0,337. 

     Свойства  и состав растворенного  в нефти газа.

     Физико-химическое свойство нефти 

     В 1984 г институтом УкрГинроНИИнефть была составлена технологическая  схема разработки месторождения, утвержденная ЦКРМИГ.

     Южно-Харампурское месторождение было введено в разработку в 1994г. За 2004г. добыча нефти составила 1255,850 тысяч тонн, жидкости - 1628,724 тысяч тонн. С начала разработки добыли 7322,460 тысяч тонн нефти, что составляет 19,5%. Текущая обводненность продукции 22,9%

     Закачка за отчетный период 5539,229 тыс.м³ воды, с начала разработки -17803,895 тыс. м воды. Текущая компенсация составила - 209,3 % накопленная -125,4%.

     2.1 История вопроса

     Внутрипластовое горение. Извлечение нефти из пластов  при внутрипластовом горении осуществляется - нагнетанием в пласт воздуха или же воздуха и воды. В первом случае метод получил наименование «сухого» внутрипластового горения, во втором - «влажного» внутрипластового горения.

     Суть  метода внутрипластового горения при разработке залежей нефти сводится к образованию и перемещению по пласту высокотемпературной зоны сравнительно небольших размеров, в которой тепло генерируется в результате экзотермических реакций между частью содержащейся в пласте нефти и кислородом нагнетаемого в пласт воздуха..

     Метод внутрипластового горения подразделяют по направлению движения окислителя и источнику топлива для поддержания окислительных реакций в пласте.

     Процесс внутрипластового горения имеет следующие разновидности по направлению движения окислителя:

     прямоточный процесс внутрипластового горения и окислителя совпадают;

     противоточный процесс, когда зона горения движется навстречу потоку окислителя.

     По  источнику топлива  для поддержания  окислительных реакций в пласте внутрипластовое горение различают на:

     процесс без ввода в  пласт дополнительного  топлива (топливо для поддержания горения получается только из находящейся в пласте нефти);

     процесс с вводом в пласт  дополнительного  топлива, которое  в определенных условиях компенсирует недостаток в образовании топлива непосредственно из пластовой нефти.

      2.2 Уровень разработанности  проблемы в теории

     В настоящее время  наиболее изучен и  широко применяется  на нефтяных месторождениях прямоточный процесс  внутрипластового горения  без ввода в  пласт дополнительного топлива.

     Прямоточный процесс внутрипластового горения, как и  любая его разновидность, начинается с создания в призабойной зоне пласта нагнетательных скважин фронта горения. После того, как процесс горения стабилизировался, в пласте по направлению от нагнетательной скважины к добывающим можно выделить несколько характерных зон.

     Между забоем нагнетательной скважины и фронтом  горения размещается  выжженная зона. При  нормальном течении  процесса в ней остается сухая, свободная от каких-либо примесей порода пласта. У кровли и подошвы пласта в данной зоне после прохождения фронта горения может оставаться нефтенасыщенность, так как в связи с потерями тепла в кровлю и подошву температура в этих частях может оказаться недостаточной для воспламенения топлива. Лабораторными и промысловыми наблюдениями установлено, что зона фронта горения имеет сравнительно малые поперечные размеры и не доходит до кровли и подошвы пласта. Непосредственно перед фронтом горения в поровом пространстве породы движется зона коксообразования и испарения сравнительно легких фракций нефти и связанной воды. Нагрев этой области пласта осуществляется за счет теплопроводности и конвективного переноса тепла парами воды, нефти и газообразными продуктами горения. Температура в этой зоне падает от температуры горения до температуры кипения воды (в смеси с нефтью) при пластовом давлении. 

     Рис. 8.8. Изменение температуры  по стволу скважины:

     1 - при отсутствии  закачки; 2 - при закачке  горячей воды; 3 - при закачке холодной воды. 

     Перед зоной испарения  движется зона конденсации  паров воды и нефти. Температура зоны равна температуре  кипения смеси  воды и нефти. Впереди  этой зоны движется зона жидкого горячего конденсата нефти и воды. Температура в зоне снижается от температуры конденсации до пластовой. Впереди зоны конденсата нефти и воды может образоваться «нефтяной вал» (зона повышенной нефтенасыщенности) при температуре, равной пластовой.

     Последняя зона - зона нефти  с начальной нефтенасыщенностью и пластовой температурой, через которую фильтруются оставшиеся газообразные продукты горения.

     Условие функционирования прямоточного процесса внутрипластового горения сводится к тому, что количество образовавшегося в пласте кокса должно составлять 17 кг и более на 1 м³ породы, скорость движения в пласте закачиваемого воздуха должна быть больше скорости движения очага горения (при нарушении этого условия возможно противоточное горение).

     В последнее время  с неплохими результатами проводят опытно-промышленные работы по влажному внутрипластовому горению, суть которого заключается в том, что одновременно с воздухом в пласт подают в определенном соотношении воду. Очаг горения после себя оставляет нагретую породу, тепло которой при обычной схеме используется лишь частично на нагревание воздуха. При добавлении воды оставшееся тепло можно использовать на ее нагрев и испарение. Испарившаяся вода проходит через; фронт горения, не оказывая существенного влияния на процесс горения. Достигнув же зоны конденсации водяной пар конденсируется, увеличивая размеры этой зоны и количество тепла в ней. Скорость перемещения нефти от нагнетательной скважины к добывающей при влажном горении выше.

     Другой  важной особенностью влажного горения  является то,по пластовая  температура в зоне горения существенно ниже, чем при «сухом» горении. Это предупреждает пережег пород, слагающих пласт, что нередко служит причиной прекращения внутрипластового горения, так как после высокотемпературной обработки порода при контакте с водой вспучивается, снижая приемистость скважиной воды и воздуха.