Технологии извлечения высоковязких нефтей из недр с использованием внутрипластового горения (стр. 2 из 4)

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.

1.4 Характеристика пластовых флюидов

Свойства и состав растворенного в нефти газа.

Показатели	Объекты
	Ю1
Относительная плотность Объемное содержание в газе, % Азот Метан Этан	1,118 1,75 76,99 9,34

Физико-химическое свойство нефти

Показатели	Объекты
	Ю1
Плотность при температуре С0, кг/м Динамическая вязкость нефти мПа/с в условиях поверхности пластовых Газовый фактор Объемный коэффициент Давление насыщения МПа Содержание в % Серы Смол Парафина	0,5 100 1,659 21 0,14 2,84 4,13

1.5 Состояние разборки месторождение

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. ТЕОРЕТИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

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.