Опыт применения внутрипластового горения на месторождении Каражанбас



В статье приводится краткий обзор опыта технологии внутрипластового горения на месторождении Каражанбас с целью его повторного применения.

Ключевые слова: высоковязкая нефть, нефтеотдача, тепловые методы, внутрипластовое горение, коэффициент извлечения нефти.

Внутрипластовое горение (ВПГ) является одним из способов разработки нефтяных месторождений. Его суть состоит в создании, поддержании и перемещении в нефтяном пласте фронта горения или зоны экзотермических реакций между частью пластовой нефти и кислородом воздуха, вследствие чего изменяются технологические характеристики пластового флюида и облегчается извлечение нефти в процессе ее частичного сжигания.

По сравнению с другими методами повышения нефтеотдачи пласта, внутрипластовое горение обладает большими возможностями, как снижение производственных затрат, экономия пресной воды и природного газа и т. п., его также можно осуществлять при малой толщина пласта [1].

Добыча на месторождении Каражанбас началась в октябре 1980 года, с вводом в эксплуатацию промысла ВВГ (внутрипластовое влажное горение). Обустройство промыслов не позволило сразу начать разработку с применением термическим методов, поэтому некоторый период времени участки эксплуатировались на естественном режиме. Инициирование горения осуществлялось электронагревателями мощностью 24 кВт. Опыт показал, что для условий месторождения время инициирования составляет 11‑25 сут. при суммарном вводе в пласт тепла от 4 до 10 млн. ккал в зависимости от толщины пласта. Отработанная на первых скважинах технология позволила вести планомерное расширение процесса.

Процесс испытания внутрипластового горения осуществлялся на промысле ВВГ, включавший несколько блоков. Разработка данного участка предусматривалось методом внутрипластового горения в сочетании с заводнением (ВВГ) на блоках 1, 2; разработка сухого ВПГ (без заводнения) велась на блоке 3.

На блоке 3 вступившем в разработку в октябре 1982 года процесс ВПГ осуществлялся в чистом виде, т. е. в продуктивные пласты закачивался только воздух. По прошествии 10 месяцев эксплуатации на естественном режиме, процесс ВПГ был начат на двух элементах — нагнетательные скважины 80а и 82. В дальнейшем, c вводом нагнетательных скважин велось наращивание объемов закачки воздуха. Таким образом, к концу формирования системы разработки на участке эксплуатировалось 10 нагнетательных скважин (6 скважин — пласт Г, 4 скважины — пласт Д) и 41 добывающая скважина.

В первые два года по участку наблюдался рост добычи, связанный с вводом новых скважин после чего добыча достигает максимального значения и сохраняется на одном уровне вплоть до начала 1990 года. Данный период характеризуется высокими годовыми темпами отбора 0,01‑0,03 д.ед. от начальных извлекаемых запасов (НИЗ) и низкой обводненностью 24‑50 %. Воздухонефтяное отношение изменяется в пределах 200‑1000 м ³ /т при проектной величине 843 м ³ /т. С начала 1990 г. по участку наблюдается рост обводненности, а также снижение уровней добычи жидкости, которое, вероятнее всего, связано со снижением темпов закачки воздуха и использовании нагнетательного фонда. В начале 1996 г. закачка воздуха на участке блок 3 была прекращена. КИН на момент прекращения реализации технологии, за 13 лет разработки составил 0,20 (по пласту Г) [2].

Разработка блока 2 началась в августе 1981 года. Первые 14 месяцев блок разрабатывался на естественном режиме, после чего было инициировано горение. Процесс внутрипластового горения в сухом виде продолжался до июня 1985 года, после чего был совершен переход на технологию влажного внутрипластового горения (ВВГ). К моменту окончания формирования сетки на участке эксплуатировалось 16 нагнетательных (9 скважин — пласт Г, 5 скважин — пласт Д, 2 скважины — пласт В) и 56 добывающих скважин. В первые 14 месяцев по участку отмечался интенсивный рост добычи, сопровождающийся вводом скважин из бурения. С началом горения на участке добыча стабилизировалась и сохранилась на одном уровне до 1987 года. Данному этапу соответствуют высокие темпы отбора — 0,04‑0,05 д.ед. в год от НИЗ, а также сравнительно низкая обводненность — 50‑60 %. Водовоздушное отношение (ВВО) по данному участку, в среднем, за период составило от 0,001 до 0,002 м ³ /м ³ , что соответствует оптимальному соотношению агентов. С 1987 года темп отбора начинает снижаться и к концу испытания технологии достиг 0,01 д.ед. от НИЗ. Испытание ВВГ закончилось в первом квартале 1996 года. КИН на конец испытания технологии составил 0,32 д.ед.

Разработка блока 1 началась в октябре 1980 года. Как и остальные блоки промысла ВВГ, на начальном этапе блок разрабатывался на естественном режиме. Спустя 8 месяцев на участке была начата реализация ВВГ.

Первые два года разработки блока характеризуются ростом добычи, вводом новых скважин, а также наращиванием закачиваемых объемов воздуха и воды. Годовой темп отбора в начальный период составлял 0,02 д.ед., после чего вырос до 0,05 д.ед. от НИЗ. После достижения максимального значения в 1983 году, наблюдается постепенное снижение отборов.

Добыча на данном блоке характеризуется высокими темпами отбора от 0,02 до 0,04‑0,05 д.ед. от НИЗ в год, относительно низкой обводненностью 50‑60 %, как и на блоке 2 [2]. Водовоздушное отношение на данном блоке составило от 0,001 до 0,004 м ³ /м ³ , КИН на конец испытания (1994 г.) технологии составил 0,40 д.ед.

Технологическая эффективность ВПГ

В ходе проведения анализа было выявлено, что процесс горения оказывает влияние на работу практически всех добывающих скважин. Наличие углекислого газа в продукции добывающих скважин является обоснованным подтверждением реакции на процесс.

Рост устьевых давлений по добывающим скважинам, является еще одним признаком реакции скважин на процесс горения. При этом устьевые давления реагируют на закачку воздуха ростом устьевых давлений в диапазоне 0,5‑1,5 МПа через 1‑1,5 месяца после начала закачки воздуха в близлежащие нагнетательные скважины. При прорыве газообразных продуктов горения к забоям добывающих скважин устьевые давления возрастают до 3,0 МПа [3].

Анализ процесса горения показывает, что это приводит к росту содержания газообразных продуктов в добываемой жидкости. До начала процесса содержание их по скважинам на 1 тонну добытой нефти не превышало 10 м ³ /т, влияние процесса привело к увеличению содержания до 50‑250 м ³ /т и более. В связи с ростом газонефтяного фактора наблюдается, что происходит постепенное изменение состава добываемого газа. Так, вместо нефтяного газа, представленного в основном метаном, происходило увеличение содержания углекислого газа и азота при снижении количества метана. В процессах окисления нефти кислород, содержащийся в закачиваемом воздухе, почти полностью расходовался. Выход кислорода в газообразных продуктах находился в пределах 0‑2 % [3].

В связи с растворением в нефти, количество углекислого газа в начальный период течения процесса незначительно, что и показал анализ газа. В последующем, количество углекислого газа возросло до 12‑15 %, что соответствует средним значениям, характерным для процесса внутрипластового горения. В итоге, состав газообразных продуктов горения стабилизировался. Как правило, в зачастую, в тех скважинах, где фиксировалось присутствие углекислого газа, на устье отмечалось повышение давления и увеличение газо-воздушного фактора [2].

В результате, проведенных исследований было установлено, что процесс ВПГ привел к увеличению дебита скважин, а также, и увеличению их продуктивности.

Так, увеличение начальной пластовой температуры на 2‑3 °С, уже ведет к снижению вязкости пластовой нефти на 30‑50 мПа*с. Материалами исследования методом потокометрии (рис. 1). подтверждается увеличение работающей толщины пласта. Если для всего промысла ВВГ коэффициент охвата не превышает 0,30 д.ед., то по реагирующим скважинам он достигает и 0,4‑0,55 д.ед. и выше.

Рис. 1. Распространение температурного фронта в контрольной скважине (слева), потокометрия в воздухонагнетательной скважине и термометрия в реагирующей скважине (справа)

Увеличение средних дебитов нефти скважин в зоне реагирования до 9 т/сут. и более, против 2‑3 т/сут. по скважинам, расположенным вне зоны горения стало следствием всего вышеперечисленного.

Проведение анализа пластового давления по площади промысла ВВГ показывает, что в районе, где сосредоточено значительное количество скважин, на которых реализуется процесс ВПГ, образовалась зона с пластовым давлением на 1‑1,2 МПа, которая меньшие, чем в краевых зонах [3].

Это объясняется следующими факторами:

– газовая фаза (воздух) является мобильным, весьма подвижным агентом, которая быстро расходуется через сеть добывающих скважин и в силу этого неспособна эффективно поддерживать пластовое давление на уровне первоначального;

– процесс горения ведет к накоплению тепла в пласте, чем снижает вязкость нефти. Это ведет к снижению давления на устье нагнетательных скважин, при этом темпе закачки воздуха (4,2‑5,6 МПа против 3,6‑4,6 МПа) неизменен, а с ним и пластовое давление в области активного протекания процесса горения.

Значительную технологическую эффективность, выраженную в высоких КИН и темпах отборах по блокам промысла ВВГ показало, что изучение опыта внедрения технологии внутрипластового горения за 13‑15 лет горения были достигнуты следующие КИН: блок 3 (ВГ) — 0,20 д.е., блок 2 и 1 (ВВГ) — 0,32 и 0,40 д.е., соответственно, при относительно равных объемах балансовых запасов.

Технология внутрипластового горения в сочетании с заводнением (ВВГ) позволяет увеличить КИН. По сравнению с сухим внутрипластовым горением в 1,5‑2 раза (0,20 д.е. против 0,32‑0,40 д.е.). При этом, использование воды в качестве рабочего агента, увеличивает обводненность продукции при ВВГ — 40‑60 %, при сухом ВПГ — 24‑50 %. Таким образом, технология ВПГ является технологический эффективной.

Однако помимо преимуществ, у метода внутрипластового горения имеется и ряд недостатков, которые сдерживают его широкое внедрение. Это связано со значительными трудностями, возникающими при инициировании горения нефти в пласте и при регулировании процесса.

Побочные эффекты от применения ВПГ . В основном, с образованием стойких эмульсий, прорывом газов горения и воздуха в добывающие скважины, а также, коррозией подземного и наземного оборудования связаны основные трудности реализации ВПГ [3].

При проведении опытно‑промышленных работ (ОПР) на месторождении по реализации ВПГ было выявлено, что работа добывающих скважин при температурах, развивающихся в процессе горения, требует особого, специфичного подхода.

Основные сложности применения ВПГ связаны с:

– отсутствием надежных технических средств контроля над распространением фронта горения и доступных средств управления. Данный фактор приводит к прорывам газов горения и срыву подачи глубинных насосов;

– высокой коррозионной активностью как в добывающих, так и нагнетательных скважинах, что приводит к обгоранию подземного оборудования и смятию колонн;

– низкотемпературным окислением нефти, при котором происходит значительное увеличение ее вязкости и образование стойких эмульсий, что может создать осложнении ее промысловой подготовки.

Следует отметить, что технология ВПГ как правило реализовывалась на начальном этапе разработки, когда продуктивные пласты имеют высокую нефтенасыщенность. Вместе с тем опыт реализации технологии за рубежом показывает, что применение ВПГ имеет перспективы даже после длительного применения паротеплового воздействия.

Сходные геолого‑физические условия месторождений Хончиан, Мидуэй Сансэт и Каражанбас, а также продолжительность и методы воздействия на пласт (ПТВ) позволяют рассматривать технологию внутрипластового горения как эффективный метод увеличения нефтеотдачи для месторождения Каражанбас.

Литература:

1. «Термические методы повышения нефтеотдачи пластов», Ж.Бурже, П.Сурио, М.Комбарну, «Недра», 1989 г.
2. «Оценка эффективности воздействия на продуктивные пласты месторождения Каражанбас тепловыми методами по состоянию 01.10.1989 г»., Шевченко, Г. В. Березин и Н. Н. Червяков, ВНИПИ по термическим методам добычи нефти, 1989 г.
3. Токарев В. И., Ахмет Ә.А., Гарифов А. К.Обоснование применения метода внутрипластового горения на месторождении высоковязкой нефти. Вестник нефтегазовой отрасли Казахстана. Том 3, № 2, 2021