Анализ и результаты ВВГ в нефтедобыче

Основные нефтяные месторождения ТАССР, приуроченные к терригенным коллекторам девона, находятся на поздней стадии разработки. Темпы снижения добычи нефти могут быть сдержаны введением в разработку запасов трудноизвлекаемых углеводородов: тяжелых нефтей и природных битумов пермских отложений, а также высоковязких нефтей терригенных и карбонатных отложений карбона.

Для их выработки с достаточно высокими технико-экономическими показателями необходимо создавать и совершенствовать методы повышения нефтеотдачи пластов, в том числе и влажное внутрипластовое горение (ВВГ).

С 1979 г. процесс ВВГ испытывается на залежи № 24 бобриковского горизонта Ромашкинского месторождения для интенсификации темпов добычи нефти и увеличения конечной нефтеотдачи пластов. Предусмотрено проведение опытно-промышленных работ по испытанию ВВГ на Архангельском, Нурлатском и Вишнево-Полянском месторождениях ТАССР. На указанных объектах применение ВВГ проектируется как средство первичного воздействия на продуктивный пласт.

Рис. 1. Схема залежи № 24:
А, Б — границы участков; I. II. III — участки разработки различными методами; 1 — песчаники; 2 — алевролиты; 3 — зоны выклинивания; 4 — заводненные участки к 1 / I 1984 г.; 5 — зоны охвата газами горения; 6,7 — соответственно внутренний и внешний ВНК; 8 — границы элементов скважин; скважины: 9 — добывающие, 10 — контрольно-добывающие, 11 — водонагнетательные, 12 13 — зажигательные (действующие, проектные), 14 — ликвидированные.

Рассмотрим результаты внедрения процесса ВВГ на залежи № 24, схема которой показана на рис. 1, и оценим его технологический эффект. Контрольным объектом для сравнения выбрано месторождение Трикс-Лиз в США [1] Их основные геолого-физические характеристики представлены в табл. 1.

По технологической схеме залежь № 24 следует разрабатывать двумя методами: северо-западную часть (западнее скв. 13, 14, см. рис. 1) с применением ВВГ и последующим проталкиванием горячей оторочки холодной водой, юго-восточную — с законтурным заводнением. Предполагалось создание 9 очагов горения, из них 3 — в 1978 г., по 2 очага — в 1979-1981 гг. Расчетная продолжительность этапа влажного горения в каждом элементе составляет 3,5 года при объеме суммарной закачки воздуха 44,0 млн. м³ с максимальным темпом 40,0 тыс. м³/сут в течение 2,5 лет (объемы воздуха и газов приведены к нормальным условиям). Нагнетание холодной воды в выжженную зону предусматривалось в объеме 80-100 м³/сут до достижения 95%-ной обводненности скважин. Технологические показатели процесса ВВГ рассчитаны из условия равенства концентрации остаточного топлива (17 кг/м3), коэффициента использования кислорода (0,85) и водовоздушного фактора (0,002). В результате внедрения ВВГ конечную нефтеотдачу залежи планировалось увеличить на 10% по сравнению с нефтеотдачей, получаемой при заводнении.

Залежь ввели в разработку в начале 1978 г. на естественном режиме для снижения пластового давления до 7,0—7,5 МПа. В связи с отставанием строительства компрессорной станции для поддержания необходимого пластового давления была организована закачка воды в законтурную скв. 1 при давлении 16-17 МПа на ее устье. Это обеспечило высокую скорость продвижения фронта вытеснения и увеличение перепада пластового давления до 6-7 МПа в пределах одного элемента.

Впервые очаг горения создали в марте 1979 г. в окрестности скв. 5 введением в пласт электронагревателем около 4,5 млн. кДж тепла. Были отмечены прямые признаки процесса внутрипластового горения: в газообразной продукции соседней скв. 11 содержалось до 8% углекислого газа, 1,5% окиси углерода и до 5% кислорода. Однако в период стабилизации горения произошел прорыв газов горения вплоть до скв. 31 и давление нагнетания воздуха снизилось с 11,0 до 5,5 МПа. В связи с этим был резко увеличен темп закачки, что вызвало фонтанирование реагирующих скв. 11, 23, 31 через глубинный насос. При переводе на фонтанный способ эксплуатации они были задавлены соленой водой, но под действием пластовой энергии не осваивались и в дальнейшем бездействовали. Это изменило направления фильтрационных и тепловых потоков, что снизило коэффициент использования кислорода закачиваемого воздуха, нагнетание которого было прекращено в сентябре 1979 г.

В 1979-1980 гг. в скв. 1 и 2 закачивали большие объемы воды, это привело к распространению фронта вытеснения вплоть до скв. 11.

В конце 1979 г. начали разрабатывать северо-западную часть залежи, которую выделили в самостоятельный объект разработки под названием залежь № 6. По технологической схеме разработки здесь предусматривалось очаговое заводнение под давлением на устье 8-10 МПа. Фактически воду в скв. 3 закачивали под давлением на устье около 17,0 МПа, что вызвало гидроразрыв пласта до скв. 29 и 30 и быстрое обводнение скважин участка.

В феврале 1981 г. в скв. 5 вторично инициировали горение в условиях, когда значительная часть пласта в пределах элемента была заводнена. Объем закачки воздуха увеличивали по 50 м³/ч через каждые 6 сут и к июню 1981 г. он достиг 34,0 тыс. м³/сут при среднем давлении нагнетания 7,0 МПа. До июля процесс происходил в соответствии с технологической схемой, в дальнейшем коэффициент использования кислорода был ниже проектного. Это вызывалось в основном теми же причинами, что и в 1979 г., т. е. бездействием реагирующих скважин. Их пуск в регулярную эксплуатацию с февраля 1982 г., а также снижение объема закачки воздуха нормализовали процесс внутрипластового горения. Область распространения газов горения по пласту к 1/1 1982 г. показана на рис. 1. Повышение температуры пласта на 22°C по сравнению с начальной было зафиксировано в скв. 11. В сентябре 1982 г. закачку воздуха в скв. 5 прекратили из-за ее аварийного состояния.

Второй очаг горения создан в январе 1981 г. в скв. 8. Газы горения распространились в северном направлении из-за высокого пластового давления в районе скв. 24, созданного в результате закачки воды в скв. 3. Суточный объем закачки воздуха наращивали в таких же масштабах, что и в скв. 5, а давление нагнетания при максимальном расходе составило 10,5 МПа. С июля 1981 г. наблюдались рост содержания кислорода в газообразной продукции и ее прорыв в скважины, расположенные вне элемента. Попытка перевода сухого горения во влажное (в скв. 8 закачали 780 м3 воды) не получила распространения, так как некоторые специалисты высказали возможность снижения концентрации остаточного топлива. С ноября 1981 г. реагирующие скважины эксплуатировали нерегулярно. Содержание кислорода в их продукции не снижалось, в июне 1982 г. закачку воздуха прекратили.

Процесс ВВГ контролировали прослеживанием во времени состава добываемых газов, жидкостей и температуры пласта в наблюдательных скважинах. Проанализировано более 1500 проб газов из 25 скважин, которые позволили выявить направления фильтрации газов горения по пласту и время их прорыва в скважины. Коэффициент использования кислорода в 1981-1982 гг. составил в среднем 0,77. Наблюдалась тенденция роста вязкости и плотности нефти активно реагирующих скважин.

Основными причинами, усложнившими проведение ВВГ и снизившими коэффициент использования кислорода закачиваемого воздуха по сравнению с проектным, явились:

отклонение фактических показателей разработки от проектных, выразившееся в опережающем внедрении заводнения, что привело к созданию большого перепада давления в пределах одного очага горения;

необходимость выполнения планов закачки воздуха в пласт, что потребовало более интенсивного наращивания объемов его нагнетания в период стабилизации процесса горения;

простаивание реагирующих скважин, резко изменившее направление фильтрационных и тепловых потоков и вызвавшее обход закачиваемым воздухом высокотемпературных зон;

отставание срока внедрения этапа влажного горения.

В связи с усложнениями процесса внутрипластового горения некоторые исследователи высказали предположение о недостаточной концентрации остаточного топлива q в условиях залежи № 24 [2]. Поэтому этот показатель был оценен по данным лабораторных опытов, корреляционным формулам и опытнопромысловым работам, выполненным в условиях, близких к условиям залежи.

В лабораторных опытах использовали трубчатую модель пласта длиной 110 см, заполненную кварцевым песком проницаемостью 3,6 мкм² и насыщенную разгазированной нефтью залежи № 24. Установлено, что процесс ВВГ проходит успешно и средняя величина q равна 15,2 кг/м³ при водовоздушном факторе 0,0013.

Рис. 2. Профили распределения температуры Т по длине модели пласта L в различные моменты времени замеров (1-7)

Температурные профили процесса при перемещении фронта горения вдоль модели пласта, приведенные на рис. 2, показывают, что после перехода на ВВГ (см. рис. 2, кривая 5) перед фронтом горения формируется паровое плато, в пределах которого создаются благоприятные условия для горения по температуре и остаточному топливу. По лабораторным данным из зоны, охваченной воздействием только воздухом, извлекается около 17% нефти, а в целом при ВВГ коэффициент вытеснения достигает 0,9.

Из корреляционных формул ВНИИ [3], ТатНИПИнефти и Чу [4], полученных обработкой данных лабораторных и промысловых исследований, следует, что q изменяется от 13,3 до 21,4 кг/м³. В этих же пределах (16 кг/м³) оценивается концентрация топлива на месторождении Трикс-Лиз.

Таким образом, в условиях залежи № 24 концентрация топлива вполне достаточна для благоприятного протекания процесса ВВГ.

В апреле-мае 1983 г. был создан третий очаг горения в призабойной зоне скв. 7. Здесь в период инициирования горения температура закачиваемого воздуха не превышала 115°C и в пласте, по-видимому, происходило низкотемпературное окисление. В дальнейшем появились признаки высокотемпературного горения (концентрация окиси углерода в газообразной продукции реагирующих скважин составила 0,9-1,7%).

С августа 1983 г. осуществляется ВВГ. На 1/III 1984 г. в скв. 7 закачано 2,8 млн. м³ воздуха и 1,8 тыс. м3 воды. Коэффициент использования кислорода соответствует проектному. В ноябре-декабре 1983 г. вторично инициировано горение с вводом расчетного количества тепла в скв. 8. В настоящее время происходит стабилизация процесса.

Показатели разработки залежи в целом и ее отдельных участков, показанных на рис. 1, приведены в табл. 2. Из нее видно, что на участке ВВГ нефть добывали с меньшим извлечением воды из пласта по сравнению с другими участками. Кроме того, достигнута наибольшая нефтеотдача, что объясняется особенностями его геологического строения и гидродинамическими условиями разработки. Вследствие разных сроков ввода в разработку отдельных участков, а также дисбаланса закачки и отбора между участками происходили перетоки нефти и воды (особенно до 1981 г.). Снижение объема закачки воды в законтурную область и 1981-1983 гг. и нагнетание воздуха приостановило ее продвижение по пласту, в результате обводнялась только скв. 10.

Количество нефти, добытой в 1981-1983 гг. за счет ВВГ, оценивали по объему пласта, охваченного процессом. Оно определяется объемом нефти, вытесненной из выжженной зоны и зоны пара, а также количеством нефти, извлеченной из зоны фильтрации газообразных продуктов горения при начальной пластовой температуре. При среднем коэффициенте использования кислорода 0,77 и объеме закачки воздуха 18,6 млн. м³ объемы выжженной зоны и зоны пара составили соответственно 75,6 и 15,1 тыс. м³, а количество вытесненной нефти соответственно 10,8 и 1,9 тыс. т. Газы горения содержались в продукции 15 скважин, эксплуатирующих пласт объемом 3,6 млн. м³, а количество добытой нефти составило 16,2 тыс. т. Таким образом, суммарное количество нефти было равно 28,9 тыс. т.

Указанный показатель разработки, определенный для сравнения по методикам М. И. Максимова и Б. Ф. Сазонова, составил 34-48 тыс. т (рис. 3). Для дальнейших исследований взяты данные расчетного метода.

Результаты внедрения ВВГ на залежи № 24 и месторождении Трикс-Лиз, на котором в 1968-1972 гг. осуществлялся процесс сухого горения, признанный технологически и экономически успешным [4], следующие.

Значительное снижение воздухонефтяного фактора на залежи № 24 объясняется внедрением ВВГ в качестве первичного метода воздействия в пласте с высокой нефтенасыщенностью. Это обеспечило на начальной стадии процесса фронтальное вытеснение нефти газами горения, исключило затраты энергии на продвижение воды впереди фронта горения, а также возможность образования стойкой эмульсии.

При ВВГ затраты на закачку воздуха в пласт являются основными и подбор оптимального оборудования удешевляет процесс. На залежи № 24 был установлен опытный образец компрессорной установки ОВГ-3, который прошел ведомственные испытания и показал хорошую надежность работы. Однако результаты опытно-промышленных работ показали, что давление закачки воздуха в пласт БII не превышает 11 МПа. Поэтому энергетически более целесообразно на подобных объектах устанавливать компрессоры с давлением на выкиде около 15,0 МПа, что подтверждает также оборудование контрольного объекта.

Выводы

1. Внедрение ВВГ предъявляет исполнителям более строгие требования соблюдения технологической схемы разработки.
2. Концентрация остаточного топлива в условиях пласта Бц залежи № 24 Ромашкинского месторождения вполне достаточна для осуществления данного процесса.
3. Количество нефти, добытой в 1981-1983 гг. в результате внедрения ВВГ, составляет 28,9 тыс. т.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Barber R. М. Тгіх Liz firlflood looks good. — Oil and Gas J., 1973, v. 71, N 1, pp. 36-40.
2. Муслимов P. X. Совершенствование разработки залежей с трудноизвлекаемыми запасами нефти на месторождениях Татарии. М., Недра, 1983.
3. Боксерман А. А., Савельев Ю. С., Подкин А. А. Применение влажного внутрипластового горения на месторождениях тяжелых высоковязких нефтей. М., ВНИИОЭНГ, 1982.
4. Chu С, A study of Fireflood Projects. — J. of Petr. Tech., February, 1977, pp. Ill —120.

УДК 622.276.654
Р. Т. ФАЗЛЫЕВ, к. и. ВЕРЕВКИН, Р. Н. ДИЯШЕВ, М. М. МУСИН (ТатНИПИнефть), И. А. ТКАЧЕНКО (НГДУ «Альметьевнефть»)

1984 г.

***