Технология теплоциклического воздействия на пласт (ТЦВП) через систему нагнетательных и добывающих скважин.

 

 

ТЦВП разработана применительно к площадным схемам размещения скважин [43,42] В существующих способах ПТВ путем закачки теплоносителя через нагнетательные скважины и отбора продукции из окружающих добывающих скважин создается однонаправленное вытеснение нефти.

При этом, в зависимости от схемы размещения скважин и неоднородности объекта разработки формируются области токов активной фильтрации и «застойные зоны» (области не охваченные вытеснением). Запасы нефти (потерянные) последних областей могут быть весьма велики.

Циклический (с «паузами») ввод теплоносителя в пласт как уже отмечалось, увеличивает нефтеизвлечение. Однако, при этом в силу малых скоростей перемещения теплового фронта фонд добывающих скважин «обречен» работать в течение длительного периода времени в неблагоприятных «холодных» условиях.

Кроме того, вследствие высокой динамичности потерь тепла в окружающие породы требуется применение сравнительно плотных сеток скважин. Последнее приводит к неоправданно высоким капитальным вложениям на разработку залежи.

Способ теплоциклического воздействия на нефтяной пласт создан с целью устранения отмеченных недостатков и дальнейшего совершенствования технологии теплового воздействия на залежи высоковязких нефтей [31].

Сущность данной технологии, в отличие от известных, основанных на непрерывной или циклической закачке теплоносителей в пласт через систему только нагнетательных скважин, заключается в организации комплексного теплового воздействия на пласт через систему и нагнетательных и добывающих скважин.

Рассмотрим осуществление одного полного цикла ТЦВП на примере обращенного семиточечного площадного элемента с центральной нагнетательной скважиной (рис.2.13.):

 

 

 

 

-

 

Рис.2.13. Схемы размещения скважин при ТЦВП [29,31]

 

 

на первом этапе цикла теплоноситель нагнетается в пласт одновременно через центральную нагнетательную и три добывающие скважины, расположенные через одну в вершинах шестиугольника, при этом отбор жидкости ведется через три оставшиеся (через одну) добывающие скважины (рис.2.13. А);

- на втором этапе цикла группы добывающих скважин меняются функциями: скважины, которые добывали становятся нагнетательными, а скважины, находившиеся ранее под закачкой теплоносителя, переводятся на режим отбора жидкости (нефти) (рис.2.13. В);

- на третьем этапе цикла закачка теплоносителя осуществляется через центральную нагнетательную скважину, а все добывающие скважины переводятся на режим отбора (рис. 2.13 с).

Таким образом осуществляется три – пять полных циклов, после чего переходят к завершающей стадии вытеснения остаточной нефти холодной водой через центральную нагнетательную скважину с переводом всех добывающих скважин в режим отбора продукции.

Выбор режима ТЦВП предполагает для конкретного объекта воздействия обоснование следующих показателей [29]:

- количество теплоносителя, потребное для данного элемента (участка) залежи;

- распределение теплоносителя по циклам и по этапам циклов;

- темпы нагнетания теплоносителя в данный элемент (центральную нагнетательную и добывающие скважины).

Реализация технологии призвана обеспечить сведение до минимума неохваченной вытеснением зоны и, тем самым, значительно увеличить конечный коэффициент нефтеизвлечения в элементе разработки. Наращивание отбора нефти из застойных зон («целиков») происходит от цикла к циклу.

На первом этапе происходит формирование зон фильтрации от каждой из нагнетательных к добывающим скважинам, т.е. начинается процесс увеличения нефти из «целиков». На втором этапе цикла при смене функций добывающих скважин идет дальнейшее увеличение охвата площади «целиков» процессом вытеснения. При этом часть вытесняемой нефти поступает в добывающие скважины, а другая – оттесняется за пределы «целиков» в зону охвата вытеснением от центральной нагнетательной скважины. На третьем этапе цикла эта часть нефти вовлекается в процесс фильтрации от воздействия центральной скважины и поступает к добывающим скважинам.

К концу периода нагнетания необходимого количества теплоносителя устанавливается почти стопроцентный охват элемента воздействия и прогревом и вытеснением. Этот же циклический процесс является сдерживающим фактором обводнения продукции добывающих скважин, препятствуя прорывам воды, закачиваемой в пласт через центральную скважину [29].

Основными преимуществами технологии ТЦВП являются [31]:

- ускорение процесса рассредоточения ввода теплоносителя в продуктивный пласт, что приводит к повышению темпа теплового воздействия и тепловой эффективности процесса;

- увеличение охвата коллекторов тепловым воздействием и как следствие – повышение конечной выработки запасов нефти;

- создание условий для использования более редких сеток скважин и увеличение количества добывающих скважин, обслуживаемых одной нагнетательной скважиной, т.е. ростом отношение n_доб./ n_нагн.

Новая более совершенная технология ТЦВП, реализованная на укрупненном 13-точечном элементе, получила название ТЦВП – УЭ. Эта схема представлена на рис.2.14.

 

 

 

 

Рис.2.14. Укрупненная схема 13-точечного ТЦВП.[29]

 

 

Дальнейшее развитие технологии ТЦВП и ТЦВП – УЭ получили в новом методе разработки, включающем сочетание известных технологий с элементами горизонтального бурения [44].

Применение термических методов позволило достичь значения коэффициента текущего нефтеизвлечения 22,4 %, а по зоне непосредственно охваченной тепловым воздействием, - 29,9%. Для элементов разработки, длительное время находящихся под тепловым воздействием, текущий коэффициент нефтеизвлечения составляет 35-40% [29].

Итак, история разработки Гремихинского нефтяного месторождения неразрывно связана с созданием и совершенствованием методов теплового воздействия на продуктивные пласты. На естественном режиме месторождение разрабатывалось в течение 1981-1982гг. (первых двух лет разбуривания). Затем с 1983 года было начато промышленное освоение тепловых методов [29]:

- воздействия горячей водой (ВГВ) – с 1983г.;

- импульсно-дозированного теплового воздействия (ИДТВ) – с 1986г.;

- импульсно-дозированного теплового воздействия с паузами ИДТВ (п) – с 1988г.;

- теплоциклических обработок добывающих скважин (ТЦОС), как составной части технологии теплоциклического воздействия на пласт (ТЦВП) – с 1988г.

И, наконец, в 1994 году начался активный переход к более эффективной схеме теплового воздействия на пласт – методу «Укрупненных элементов» ТЦВП – УЭ. Этот метод позволил существенно сократить количество необходимых нагнетательных скважин.

В настоящее время годовая добыча за счет тепловых методов достигла 90,3% от общей добычи по месторождению [29].

В таблице 2.9. приведены итоговые показатели промышленного использования тепловых методов.

 

Таблица 2.9.

Показатели промышленного использования тепловых методов

на Гремихинском месторождении по состоянию на 01.01.2002 г.

 

Показатели	Отдельные технологии	Тепловые методы в целом
	ВГВ	ИДТВ	ИДТВ(П)	ТЦВП-УЭ
1. Всего закачано вытесняющего агента, тыс. т, в том числе: - теплоносителя, тыс. т - холодной воды, тыс. т	6329,2 6329,2 -	6246,6 4014,5 2232,1	4524,7 4388,3	3457,4 2694,5 762,9	24946,2 17562,9 7383,3
2. Добыто нефти за счет тепловых методов, тыс. т	1061,6	1283,4	1786,5	1393,7	5525,2
3. Накопленный показатель затрат теплоносителя на одну тонну дополнительной нефти - «паронефтяной» фактор, т/т	6,0	3,1	2,5	.     1,9	3,2

 

 

По состоянию на 01.01.2002г. из залежи добыто 14 млн. 439 тыс.тонн нефти, 38,2% из которых (5 млн. 525 тыс.тонн) за счет тепловых методов.

Экономический эффект от внедрения тепловых технологий на Гремихинском месторождении в 2000г. составил за счет ТЦВП – УЭ – 35108916 руб. за счет ИДТВ (п) – 8316599 руб. [29].

 

 

Технология термополимерного воздействия на пласт (ТПВ)

 

При заводнении нефтяных залежей, как известно, существенное значение имеет значение отношения вязкости нефти к вязкости воды μ₀. Если величина μ₀ составляет 5…..10, то проявляется вязкостная неустойчивость – вода в виде языков различных размеров и формы прорывается вглубь пласта и оставляет за фронтом вытеснения неохваченные зоны. Это приводит к низким текущим и конечным коэффициентам нефтеизвлечения.

Добиться устойчивого продвижения фронта вытеснения можно за счет снижения μ₀ - отношения вязкости нефти к вязкости вытесняющего агента. С этой целью увеличивают вязкость закачиваемой воды (загущают воду) раствором полимера. В этом и заключается суть полимерных технологий, которые относятся к физико-химическим методам увеличения нефтеизвлечения. В целом, физико – химические методы дают эффект на месторождениях с вязкостью нефти, не превышающей 20-30 мПас.

Холодное полимерное заводнение приводит к хорошим результатам в терригенных коллекторах, но оно менее эффективно в карбонатных трещинно-порово – кавернозных пластах [45,46].

В технологиях термополимерного воздействия (ТПВ) сочетаются положительные качества теплового воздействия (снижение вязкости нефти) и полимерного заводнения (увеличение вязкости вытесняющего агента) [42,47].

ТПВ реализуется в два этапа. На первом из них в пласт закачивается нагретый до 80-90⁰С раствор полимера, а на втором – оторочку полимерного раствора продвигают вглубь пласта (холодной или подогретой) водой.

При термополимерном воздействии реализуется следующий механизм нефтеизвлечения [33].

Нагретый до 90⁰С водный раствор полиакриламида, имея вязкость 1,5 – 2 мПа с¹⁾, закачивается в пласт и поступает прежде всего в наиболее проницаемую систему трещин, а далее проникает вглубь пласта. По мере продвижения температура раствора снижается до пластовой, а вязкость соответственно существенно увеличивается (до 10-15 мПа с). Последнее приводит к резкому возрастанию гидравлических сопротивлений в каналах, занятых остывших полимером.

Очередная закачиваемся порция горячего полимерного раствора поступает в новые, не занятые остывшим раствором каналы,а также впитывается из трещин в матрицы (блоки). Ценность этого механизма в обеспечении выравнивания фронтов вытеснения в разнопроницаемых слоях пласта и увеличении его охвата воздействием рабочего агента.

 

Положительные факторы теплового воздействия на пласт проявляются в том, что снижается вязкость пластовой нефти (увеличивается ее подвижность), а также активизируется механизм капиллярной пропитки блоков трещинного пласта, улучшая смачиваемость пористой среды водой [48,45,49].

Полигоном для промышленного использования новых технологий термополимерного воздействия на пласт в Удмуртии стало Мишкинское нефтяное месторождение. Опытные работы по полимерному воздействию на этом месторождении были начаты в 1976-1977 годах.

Для сравнения эффективности полимерных технологий с заводнением и естественным режимом разработки было выбрано четыре участка идентичных по основным геолого-физическим параметрам и площадям (рис.2.15.)

 

1) при температуре 18-20⁰С водный раствор полиакриламида имеет вязкость 15-20 мПа с.

 

 

 

Рис. 2.15. Участки использования различных методов воздействия на Мишкинском месторождении. [29]

На участке нагнетательной скважины №1413 осуществлялись процессы термополимерного воздействия – ТПВ, на участке нагнетательной скважины №1411 – холодного полимерного воздействия – ХПВ, на участке нагнетательной скважины №1417 – традиционного способа заводнения (воздействия водой) – ВВ,на участке нагнетательной скважины №1424, удаленном от влияния других сравниваемых участков, - разработка на естественном режиме – ЕР.

На первых двух участках использовались следующие параметры воздействия [29]. Массовая концентрация раствора полимера (полиакриламида) составляла 0,05 – 0,1%, объем непрерывной закачки раствора полимера – 20% от порового объема участка с переходом в последующем к закачке необработанной воды. В ТПВ температура горячего полимерного раствора на устье скважины выдерживалась в пределах 80-90⁰С (с целью недопущения деструкции).

В таблице 2.10. представлена динамика показателей разработки опытных участков.

 

 

Таблица 2.10.

Сопоставительная таблица показателей разработки участков

Мишкинского месторождения при применении различных технологий

(TПB, ХПВ, ВВ, ЕР) по состоянию на 01.01.2002 г. [29].

 

Параметры	Единица измере­ния	Термополи­мерное воздействие	Холодное полимерное воздействие	Заводнение холодной водой	Разработка на естественном режиме
1. Площадь участка залежи	га	78,5	78,5	78,5	73,1
2. Начальные запасы нефти	тыс. т
3. Количество скважин всего, в том числе: - добывающих -нагнетательных - контрольных	шт. шт. шт. шт.				- -
4. Добыча нефти с начала разработки	тыс. т	561,058	554,076	353,424	184,781
5. Дебиты добывающих скважин после реализации процесса, нефть/жидкость	т/сут	1,5/10,1	3,7/16,2	2,1/22,1	0,3/2,7
6. Обводненность добываемой продукции на 01.01.2002 г.	%	86,1	80,8	89,6	90,5
7. Текущий коэффициент нефтеотдачи	%	44,9	38,1	28,5 (перевод на ТПВс 1994 г.)	16,2
8. Дополнительная добыча нефти	тыс. т	146,532	48,976	базовый вариант 14,468
9. Закачка рабочего агента	тыс. м^3	334,873	395,7	142,584
10. Концентрация раствора полимера (по сухому порошку)	% масс.	0,05-0,1	0,05-0,1	-	-
11. Добыча нефти на 1 т ПАА	т/т	398,1	122,3	148,9	_

 

 

Из таблицы 2.10. видно значительное превосходство технологии ТПВ над ХТВ. Так, текущая нефтеотдача на участке ТПВ составляет 44,9%, а на участке ХПВ – 38,1%. Добыча нефти на 1 тонну полиакриламида для ТПВ значительно выше, чем для ХПВ, соответственно, 398,1т. и 122,3 т.

Это, в свою очередь, характеризует ТПВ как высокоэффективную ресурсосберегающую технологию.

ТПВ оказался эффективной и для разработки участков, ранее разрабатывавщихся в режиме заводнения.

Отличительные особенности и преимущества новой технологии термополимерного воздействия по результатам внедрения на Мишкинском нефтяном месторождении в соответствии с работами [50- 54] заключаются в следующем (цитируется по [29]).

 

- ТПВ обеспечивает прирост конечной нефтеотдачи пла­ста по сравнению с заводнением на 15-20% и позволяет до­
вести ее в абсолютном выражении до 45%;

-общий объем расхода рабочего агента при ТПВ в 1,5 раза меньше, чем при технологиях заводнения и холод­ного полимерного воздействия (ХПВ), что характеризу­ет ТПВ как высокоэффективную энергосберегающую технологию;

-при ТПВ улучшается приемистость нагнетательных скважин по сравнению с ХПВ (прирост приемистости при­нимающих интервалов на 20-30%), что существенно упро­щает и удешевляет процесс нагнетания;

-в технологии ТПВ закачка 1 т полиакриламида (ра­створенного в воде) обеспечивает дополнительное извлече­ние 300 т нефти;

-в отличие от известных полимерных технологий (ХПВ), применение ТПВ дает ощутимый эффект и на пред­варительно заводненных участках разработки;

- технология ТПВ является экологически чистой: приме­няемые химреагенты не токсичны, а оборудование для закач­ки в пласт рабочих агентов изготовлено в герметичном ис­полнении, исключающем попадание химреагентов в окружающую среду.

При применении загущающих полимерных добавок к воде важное значение имеет так называемая деструкция растворов или разрушение реологической системы (потеря загущающих свойств и снижение вязкости). На деструкцию влияют температура раствора и механические усилия. В работе [46] установлено, что растворы поликриламида невысокой концентрации устойчивы по отношению к деструкции. Механическая деструкция является контролируемой.

На основе результатов этих исследований в [55] был разработан новый комбинированный термополимерный способ воздействия на пласт с добавлением полиэлектролита – технология ТПВПЭ. Эта технология была апробирована на Мишкинском нефтяном месторождении. Она позволяет за счет замедления деструкции полимеров в пласте сократить расход полимерного раствора на 15-20%. Применение технологии приводит также к улучшению эффективности вытеснения: увеличиваются интервалы приемистости, темпы закачки раствора и охват пласта вытеснением.

С целью совершенствования термополимерного воздействия и уменьшения расхода дорогостоящего полиакриламида в [56] была предложена новая технология воздействия на сложнопостроенную залежь с нефтями повышенной и высокой вязкости – циклическое внутрипластовое полимерно-термическое воздействие (ЦВПТВ).

Идея технологии в том, чтобы нагревать раствор полимера не в поверхностных условиях, а непосредственно в пласте. Для этого пласт предварительно прогревается путем закачки теплоносителя (горячей воды). Воду (не подверженную деструкции) можно нагревать на поверхности до более высокой температуры, чем раствор полимера. Кроме того, приемистость пласта для теплоносителя более высокая, чем для раствора полимера. Исходя из отмеченного, за короткий срок в пласте можно создать тепловую оторочку для нагрева полимерного раствора до необходимой температуры.

Вследствие этого, технология предусматривает циклическое нагнетание в пласт оторочек теплоносителя и холодного раствора полимера. Сначала в пласт закачивается расчетная порция теплоносителя, затем задавливается расчетное количество холодной воды, а после этого производится закачка порции холодного раствора полимера.

Циклы воздействия на пласт повторяются до тех пор, пока в него не будет закачен весь расчетный объем полимерного раствора. Затем переходят к этапу закачки холодной воды. Этим достигается проталкивание полимерного раствора и тепловой оторочки к добывающим скважинам.

Теоретическое обоснование режима технологического процесса при ЦВПТВ изложено в [33,31].

Как обосновано в работах [56,33,31] при ЦВПТВ достигаются:

- увеличение нефтеизвлечения из пласта по сравнению с ХПВ на 5-10%;

- значительная экономия энерго- и ресурсо – затрат по сравнению с технологиями ХПВ и ТПВ за счет снижения удельного расхода полиакриламида на 1 тонну добываемой нефти.

Технология прошла промышленные испытания на Северо – Ижевском нефтяном месторождении.

Еще один усовершенствованный способ термополимерного воздействия на нефтяной пласт был предложен в новой технологии [29].

В ней дополнительно через нагнетательные скважины закачивают раствор в органическом растворителе сульфокислоты общей формулы R – SO₃H или сульфоэфира высших жирных спиртов общей формулы R – OSO₃H, где R = C_mH _(2m+1) или C_mH_(2m+1)^-C С₆H_4, где m = 12-14; в качестве органического растворителя используют легкую пиролизную смолу или бутил бензольную фракцию, а соотношение полиакриламида и сульфокислоты или сульфоэфира высших жирных спиртов устанавливают равным 1:0,5…..10.

Испытания этой технологии на Киенгопском месторождении показали, что, в целом, объем извлекаемой нефти увеличился почти в 2 раза, а объем извлекаемой жидкости уменьшился на 22% [29].

Делая общую оценку по использованию принципиально новых комбинированных полимерно – тепловых технологий можно отметить [29]:

- технологическая эффективность составляет 708,257 тыс.т. дополнительно добытой нефти, в том числе:

- по Мишкинскому месторождению 217, 358 тыс.т.;

- по Лиственному месторождению – 490, 899 тыс.т.

В табл.2.11. отражены итоговые показатели внедрения новых технологий.

 

Таблица 2.11.

Технологическая и экономическая эффективности промышленного

использования новых технологий в ОАО «Удмуртнефть» [29]

 

Показатели	Наименование технологий	Итого
	Теплового воздействия на пласт	Термополимерною воздействия на пласт	Обработки притабойной юны скважин
Дополнительная добыча нефти за счет новых технологий, тыс. г	24946,2	217,358	967,0	26130,558
Экономический эффект (прибыль) в ценах 1996 года, млрд руб.	463,4	4,03	17,97	485,4

 

Суммарная добыча нефти по всем технологиям увеличения нефтеизвлечения и обработок призабойных зон скважин составила 6 млн. 233 тыс.т., из них за счет термоциклических методов на Гремихинском месторождении 5 млн. 525 тыс.т., за счет термополимерных технологий на Мишкинском и Лиственном месторождениях 708, 257 тыс.т. [29].

За 2001 год добыча нефти по всем новым технологиям увеличения нефтеизвлечения из пластов составила 539,7 тыс. (514,6 тыс.т. – Гремихинское месторождение и 25,1 тыс. – Лиственское месторождение) при общей добыче в ОАО «Удмуртнефть» 5059,61 тыс.т. Это составляет 10,7%, в то время как в целом по России доля нефти, добываемой за счет новых методов (включая и гидродинамические), не превышает 9% [29].

 

2.2.4. Опытно-промышленная разработка месторождений Краснодарского края с применением внутрипластового горения [58,26]

Идея создания способа разработки месторождений с применение внутрипластового горения принадлежит советской науке. В 1932—1934 гг. научные сотрудники ГИНИ А. Б. Шейнман, К. К- Дубровай, С. Л. Закс, Н. А. Сорокин, М. М. Чарыгин про­вели обширные лабораторные исследования по применению внутрипластового горения. Впервые в мировой практике в Со­ветском Союзе были начаты эксперименты по созданию ВГ на Ширванском месторождении Краснодарского края [59].

Опыты были прерваны войной. Начиная с 1964 г. на про­мыслах Краснодарского края были вновь развернуты работы по применению этого способа для разработки месторождений в промышленных масштабах. Силами Краснодарского филиала ВНИИнефти (затем КраснодарНИПИнефти), ИГиРГИ, Красно-дарнефтепроекта и НГДУ Хадыженнефть был составлен проект опытно-промышленной установки и, начиная с конца 1966 г., успешно осуществлен в Советском Союзе эксперимент по при­менению внутрипластового горения.

С 1967 г. начаты опытные работы на линзе IV сарматского горизонта залежи тяжелой нефти Зыбза, которым также пред­шествовала предварительная проектная разработка, выполнен­ная тремя вышеуказанными институтами.

Залежи нефти Павлова Гора и Зыбза, на которых были на­чаты работы, резко отличаются по физическим и геологопромыс-ловым характеристикам.

Залежь Павлова Гора более благоприятна для применения внутрипластового горения, чем залежь тяжелой нефти Зыбза.

Первая залежь представлена выдержанным по площади гра­нулярным высоконефтенасыщенным пластом, тогда как вто­рая — прослоями глин, алевролитов, доломитовыми и глини­стыми, а также грубообломочной брекчиями. Резервуаром для нефти служат насыщенные нефтью породы либо пустоты, обра­зованные брекчией, из которых нефть была вытеснена водой.

Проведение работ на разных по характеристикам залежах позволяет значительно полнее выявить все факторы, влияющие на эффективность разработки нефтяных пластов с применением внутрипластового горения, а также способствует накоплению практического опыта для дальнейшего распространения терми­ческого способа добычи нефти.

РЕЗУЛЬТАТЫ ПРИМЕНЕНИЯ ВНУТРИПЛАСТОВОГО ГОРЕНИЯ НА ЗАЛЕЖИ НЕФТИ ПАВЛОВА ГОРА [26]

Краткая геолого-промысловая характеристика залежи нефти I майкопского горизонта Павловой Горы

Нефтеносная площадь Павлова Гора расположена в 3 км северо-западнее пос. Нефтегорск. Нефтеносность I майкопского горизонта в западном заливе Павловой Горы установлена по геофизическим данным еще в 1938 г. Однако опробование горизонта было начато только в 1957 г. по предложению одного из авторов с целью продолжить работы по термическим методам добычи нефти, прерванные в годы Великой Отечественной войны. Для участия в проведении работ был приглашен А. Б. Шейнман —один из первых исследователей в области применения термических методов добычи нефти.

Во время выбора объекта для применения внутрипластового горения в более широких масштабах исходили из того, чтобы, во-первых, объект был представлен относительно однородными нефтенасыщенными коллекторами по площади и разрезу и, во-вторых, с случае получения положительных результатов расширить мас­штабы работ по термическим методам добычи нефти в пределах данного месторождения.

Детальные геологические, гидродинамические, геохимические, химические, физические и другие исследования показали, что майкопские горизонты Павловой Горы отвечают указанным требова­ниям. Впоследствии после успешного развития внутрнпластового горения на этом месторождении дополнительными геологическими исследованиями, проведенными в институте ВНИПИтермнефть совместно с НГДУ «Хадыженнефть» (М. Е. Симонов, П. Н. Со­колов, Н. Е. Мануйлов), площадь нефтеносности и геологические запасы месторождения были уточнены. Оказалось, что потенци­альные геологические запасы по сравнению с первоначальными значительно больше, что позволило расширить масштабы ВГ. На опытно-промышленном участке площадью около 20 га на протя­жении 18 лет осуществляется внутрипластовое горение.

I майкопский горизонт в пределах Павловой Горы представ­лен четырьмя пачками песков или песчаников, переслаивающихся с прослоями глин.

Западный залив приурочен к моноклинали с углами падения в северо-восточном направлении около 11⁰. С северо-востока он подпирается контурной водой. Длина залежи по простиранию около 1000 м, а средняя его ширина —950 м (рис. 2.16). Глубина залегания пласта колеблется от 91 м в наиболее повышенной части до 275 м у контура нефтеносности. Эффективная толщина нефте-насыщенной второй пачки I горизонта — объекта воздействия вну­трипластового горения, увеличивается от зоны выклинивания до 10 м в районе нагнетательной скв. 22.

Участок разбуривали по треугольной сетке с расстоянием между скважинами 200 м.

Продуктивная пачка горизонтов изучена по керну, отобран­ному при бурении шести скважин на первом и двух скважин на втором опытных участках с использованием промывочного рас­твора на нефтяной основе. Вынос керна составлял 60%. Основ­ная часть образцов представлена слабосцементированными пес­ками и алевролитами. Плотные песчаники и глины встречаются в виде тонких прослоев (толщиной до нескольких сантиметров).

Характеристика керна (средневзвешенные значения) по сква­жинам приведены в табл. 2.12, а средние значения параметров пла­ста при нефтенасыщенности 71 % но опытному участку в табл. 2.13.

 

рис. 2.16. Карта разработки 1 майкопского горизонта месторождения Павлова Гора:

/. //, /// — элементы скважнн выжженной зоны: V, V, VI, VII, VIII — элементы сква­жин зоны, находящейся под воздействием внутрнпластового горения топочного агрегата;

Начальное пластовое давление в залежи I горизонта до начала работ по внутрипластовому горению составляло 1,5 МПа. Эксплуа­тация этой залежи начата в октябре 1957 г. с дебитом нефти 6,5 т/сут. Максимальный среднесуточный дебит нефти составил 21 т, затем дебит падал и к концу 1964 г. стабилизировался на уровне 5 т/сут при числе добывающих скважин 13.

 

ТАБЛИЦА 2.12

Характеристика кернов

 

Номер	Эффективная		Проницаемость,	Нефтенасыщен-
скважины	толщина, м	Пористость, %	мкм^3	ность, %
	7,7	25,0	1,036	66,1
	5,0	24,9	1.990	75,8
18а	7,0	24.2	1,265	71,0
	5,9	25,0	0.828	70,0
	4,0	27,5	0,321	69,4
	7,5	24.0	0,956	74,4
	3,5	21,7	0,288	—
	4,3	24,1	0,536	~

Таблица 2.13

Средние значения параметров пласта при нефтенасыщенности 71 %
	Элементы скважин опытного участка
Наименование
	первый	второй	третий
Площадь, га	1,545	1.5	2,56
Средняя глубина залегания пласта, м
Эффективная толщина пласта, м			4,8
Пористость, %	25.0	22,9	27,9
Проницаемость, мкм^2	1,100	0,410	0,700
Пластовая температура, °С
Плотность нефти, г/см^3	0,945	0,945	0,945
Вязкость нефти в пластовых условиях.
мПа-с
Содержание акцизных смол, %
Отношение Н/С	1,587	1,587	1.5*7
Количество коксового остатка (топлива).	28,4	28,4	28,4
кг/м^3
Удельный расход воздуха на горение, м^3/м^3 Коксуемость нефти, %
Коксуемость нефти, %	4,5—5,3	4.5—5,3	4,5—5,3

В мае 1961 г. для поддержания пластового давления в пласт начали закачивать воду. Однако вследствие прорыва воды в до­бывающие скважины закачку воды прекратили. Обводненность снизилась, и из скважин стали получать чистую нефть.

По кривой фактического падения дебита нефти (до процесса внутрипластового горения) определено; что при эксплуатации сква­жин без применения методов интенсификации разработка его за­вершилась бы в 1977 г. Это означает, что конечная нефтеотдача пласта при разработке пласта на истощение составила бы при­мерно 11 %.