Воздействие на пласт методом внутри пластового горения

Особенности внутрипластового горения как термохимического способа разработки

Термический способ добычи нефти с применением внутрипластового горения предназначен для воздействия на пласт в целом. Приоритет в предложении и реализации этого способа принадлежит России.

Сущность этого процесса заключается в следующем. Первоначально в призабойной зоне зажигательной скважины создают условия, необходимые для инициирования и образования устойчивого фронта горения. Для этой операции используют забойные топливные горелки, электрические нагреватели, химические реагенты и т. п.

После образования фронта горения в пласт с поверхности нагнетают окислитель (воздух, кислород — обогащенный воздух или кислородсодержащую газовую смесь и т. п.) в количестве, необходимом для поддержания термохимической реакции и перемещения фронта горения по пласту. При этом часть пластовой нефти (до 15%) сгорает, а выделяющееся тепло, воздействуя на пласт, способствует вытеснению нефти из пласта. Продукты процесса (нефть, газы горения, углеводородные газы, вода) извлекаются через эксплуатационные скважины.

Различают два основных варианта внутрипластового горения (далее ВГ) — прямоточный и противоточный. В первом зажигание пласта и подача окислителя осуществляются через одну и ту же скважину. Поток окислителя и фронт горения движутся в одном направлении — от зажигательной (нагнетательной) скважины к эксплуатационным.

При противоточном варианте зажигают пласт и нагнетают окислитель через разные скважины. Когда в зажигательной скважине инициировано горение, окислитель подается через нагнетательную скважину в нефтяную насыщенную не нагретую часть пласта навстречу перемещающемуся очагу горения. Продукты процесса (газы, пары и нефть) продвигаются по выгоревшей зоне к зажигательной скважине, которая становится эксплуатационной, и извлекаются на поверхность. Основная причина развития этого метода — практическая невозможность осуществления прямоточного процесса в залежах с неподвижной нефтью (или битумами).

Имеются также варианты, в которых ВГ комбинируется с другими термическими способами. Можно использовать ВГ и для воздействия на призабойную зону.

Распределение температуры происходит в виде тепловой волны с крутым обрывом в направлении течения воздуха перед фронтом и постепенным уклоном позади фронта горения. По мере перемещения фронта горения в пласте формируется несколько температурных зон, показанных на рис. 5. Температура в зоне горения может достигать 400° С и более. При такой температуре в зоне горения жидкость полностью испаряется. Тяжелые фракции нефти отлагаются на поверхности зерен в виде коксового остатка. Эта часть нефти и служит топливом. Впереди фронта горения образуется зона пара, в пределах которой наблюдается понижение температуры до 93−204°С. Впереди зоны пара происходит конденсация нефти и пара и образуется оторочка горячей воды и легких углеводородов. И, наконец, впереди вала горячей воды и легких углеводородов образуется вал нефти с температурой, равной начальной пластовой. Температура при перемещении фронта горения определяет механизм теплопередачи и вытеснения нефти. В зонах пара и горячей воды преобладает механизм вытеснения нефти паром и горячей водой, в зоне легких углеводородов — вытеснение смешивающихся жидкостей, а в зоне, не охваченной тепловым воздействием, — вытеснение нефти газами при пластовой температуре. Таким образом, при вытеснении нефти при воздействии внутрипластового горения одновременно участвуют почти все известные методы воздействия на нефтяной пласт для интенсификации добычи нефти.

Материальный баланс процесса ВГ по нефти можно представить:

Где:

I_н — содержание нефти в пласте до начала процесса;

I_нп — количество нефти, добытой — в результате процесса;

I_ко — количество нефти (коксового остатка), израсходованной на поддержание горения;

I_нтх — количество углеводородного газа, образовавшегося при процессе.

Расчетная формула для определения коэффициента нефтеотдачи при ВГ может быть представлена в виде:

Где:

S_о — коксовый остаток доли объема пор пласта.

S_тх — содержание углеводородного газа (доли объема пор пласта), выраженное через эквивалентное количество исходной нефти.

Где:

S_н — исходная нефтяная насыщенность (доли единицы);

g_ост — отношение массы коксового остатка к массе пород пласта;

m — пористость пород пласта в долях единицы;

Q_т, Q_н — теплотворные способности соответственно полученного газа и исходной нефти в ккал/м³ и ккал/кг.

В связи с тем, что фронт горения не полностью охватывает весь объем нефтяного насыщенного пласта, коэффициент нефтеотдачи для всего пласта К_сум зависит от коэффициентов охвата А:

На рис. 6 показаны кривые зависимости коэффициента нефтеотдачи К_н от начальной нефтяная насыщенности при ВГ.

Количество образующегося коксового остатка зависит от свойств нефти и пласта (содержания смол, пористости, нефтяная насыщенности и т. п.), а также от режима процесса (скорости движения, температуры фронта горения).

Удельную потребность в воздухе, объем воздуха, необходимый для выжигания единицы объема породы, приближенно можно оценить из зависимости, приведенной на рис. 7.

На рис. 8 показаны экспериментально установленные зависимости коэффициента нефтеотдачи от вязкости нефти.

Как видно, разработка пласта с помощью ВГ более эффективна, чем разработка с вытеснением нефти водой. Особенно целесообразно использовать ВГ для месторождений, содержащих тяжелые нефти. При разработке пласта по противоточному варианту ВГ нефтеотдача может увеличиться до 50%, при разработке по прямоточному варианту — до 70% и более. В процессе добычи тяжелых нефтей в порах не нагретой части пласта образуются пробки, и нагнетание окислителя осуществляется под высоким давлением. При неглубоком залегании нефтеносных коллекторов с повышением давления могут образоваться обходные пути для продвижения окислителя.

Применение ВГ позволяет вводить в активную промышленную разработку уже разведанные залежи, содержащие нефть, не извлекаемую из них другими широко применяемыми способами.