Содержание к диссертации
Введение
Глава 1 Особенности геологического строения залежи природного битума, приуроченной к Юго-Восточному поднятию Мордово-Кармальского месторождения 11
1.1 Литолого-стратиграфическая характеристика месторождения 11
1.2 Тектоника месторождения и ее особенности 13
1.3 Нефтеносность месторождения 13
1.4 Общая характеристика фильтрационно- емкостных свойств продуктивных пластов 14
1.5 Водо-битумный контакт и химический состав пластовых вод .18
1.6 Физико-химические свойства пластовых жидкостей и газа .20
1.7 Динамика и современное состояние разработки Мордово-Кармальского месторождения .25 Выводы по главе 1 31
Глава 2 Анализ эффективности опытно-промышленных технологий разработки природного битума на Мордово- Кармальском месторождении 33
2.1 Сущность и эффективность применяемых технологий на месторождении..35
2.1.1 Технология паротеплового воздействия на пласт 35
2.1.2 Анализ эффективности опытно-промышленных работ с применением технологии паротеплового воздействия 39
2.1.3 Применение технологии паровоздушного воздействия .40
2.1.4 Применение технологии термоциклического воздействия паром в горизонтальных скважинах, эксплуатируемых методом
паро-гравитационного дренажа 42
2.1.5 Технология извлечения природного битума методом низкотемпературного окисления (НТО) .46
2.2 Площадное и термоциклическое воздействие на битумонасыщенный пласт парогазом .48
2.3 Применение технологии внутрипластового горения 54
2.3.1 Анализ применения технологии внутрипластового горения на Мордово- Кармальском месторождении природного битума 55
Выводы по главе 2 62
Глава 3 Исследование влияния коллекторских и фильтрационно- емкостных свойств отложений природного битума на продуктивность добывающих скважин, эксплуатирующихся в условиях внутрипластового горения . 63
3.1 Лабораторные эксперименты по воздействию на битумоносные коллекторы методом «сухого» внутрипластового горения .74
3.2 Расчёт технологических показателей разработки природного битума методом внутрипластового горения 80
Выводы по главе 3 87
Глава 4 Анализ эффективности технологий борьбы с прорывом газа при применении внутрипластового горения. Исследование по их совершенствованию 89
4.1 Технология выравнивания фронта горения путем циклической закачки нагнетаемого газообразного агента (воздуха) в пласт 90
4.2 Применение глинистой суспензии для повышения охвата пласта воздействием при тепловых методах извлечения природных битумов .93
4.3 Совершенствование технологии добычи природного битума при применении внутрипластового горения 96
4.3.1 Физико-химические процессы, протекающие в пласте после закачки раствора карбамида .97
4.4 Обоснование и технологии закачки раствора карбамида в пласт 98
4.5 Расчет прироста добычи высоковязкой нефти и природного битума при применении водного раствора карбамида 105
Выводы по главе 4 106
Основные выводы 108
Список использованных источников .
- Нефтеносность месторождения
- Анализ эффективности опытно-промышленных работ с применением технологии паротеплового воздействия
- Расчёт технологических показателей разработки природного битума методом внутрипластового горения
- Совершенствование технологии добычи природного битума при применении внутрипластового горения
Нефтеносность месторождения
Ниже переходной зоны битумонасыщения распределены водоносные песчаники с содержанием битумов от 0,1 до 3 % масс., граница между которыми и принимается за положение современного водобитумного контакта (ВБК). Установлено, что положение ВБК сильно изменчиво даже в пределах одного купола.
По визуальному описанию керна, песчаная пачка в пределах контура нефтеносности представляет собой литологически почти однородную толщу с редкими и незначительными прослойками глин, расположенными неравномерно по разрезу. Петрофизическое исследование керна песчаной пачки показало, что она сложена, в основном, полимиктовыми мелкопесчаными, иногда алевритовыми породами. По данным лабораторных исследований кернового материала в фракционном составе преобладает фракция 0,1-0,25 мм. Размеры пор (0,02 -0,04 мм) соответствуют размерам обломочных частиц.
Определение эффективной битумонасыщенной толщины коллектора проводилось по материалам лабораторных исследований образцов керна, привязанных к разрезам скважин с учетом данных каротажа. В некоторых скважинах толщина учитывалась на основании заключений ГИС, а также по описанию керна. При определении эффективной битумонасыщенной толщины по данным анализов керна пропластки с битумонасыщенностью менее 5% весовых и пористостью менее 0,16 доли ед. исключались. При определении эффективной битумонасыщенной толщины по заключениям ГИС исключались интервалы пористостью менее 0,20 доли ед. и битумонасыщенностью 0,5 доли ед. и менее, если их пористость была менее 0,22 доли ед. (при пористости 0,22 доли ед. и битумонасыщенности 0,50 доли ед. весовая нефтенасыщенность составляет 5%). Общая толщина песчаной пачки в пределах месторождения изменяется от 2,5 до 39 м, эффективная битумонасыщенная толщина на северной залежи - от 0,8 до 16,8 м, на южной залежи - от 0,8 до 22,6 м
Покрышкой для залежей природного битума в отложениях песчаной пачки служат «лингуловые глины» байтуганского горизонта, которые имеют повсеместное распространение. В присводовых и сводовых частях песчаная пачка перекрыта «лингуловыми глинами» толщиной от 6,5 до 10 м. В пониженных частях поверхности уфимских отложений толщина «лингуловых глин» достигает 29 м.
В основании песчаная пачка сложена плотным, сильно кальцитизированным, практически непроницаемым песчаником, который представляет собой водоупор, благодаря которому битумная залежь запечатана снизу от влияния пластовых вод нижележащих отложений. По мнению авторов работы [9,41] основное влияние на формирование кальцитизированного непроницаемого пласта оказали биохимические процессы, происходившие в результате интенсивного физического и химического разрушения исходной залежи в нижней части ловушки.
Особенностью строения большинства залежей природного битума в отложениях песчаной пачки уфимского яруса является наличие в кровельной части и внутри залежей маломощных водонасыщенных пропластков. В ряде скважин при опробовании кровельной части пласта песчаной пачки был получен приток воды с битумом, причем количество воды явно преобладало над битумом. В связи с этим высказывались различные предположения, в том числе такие, что поступление воды в скважины связано с трещиноватостью, соединяющей нефтеносные и водоносные части резервуара. В дальнейшем было высказано предположение и оно подтвердилось результатами проведенных исследований, что причинами появления воды в продукции, получаемой при опробовании скважин, являются небольшие водоносные линзовидные пропластки внутри битумной залежи. В порах битумонасыщенных песчаников наряду с углеводородами присутствует вода, находящаяся в свободном и связанном состояниях. В высокопроницаемых песчаниках (более 1 мкм2) связанная вода не превышает 10-15% объема пор (1,5-2% вес.). Опыты с высоковязкими, тяжелыми нефтеносными песками и песчаниками рассматриваемого месторождения в режиме прямоточной капиллярной пропитки, гравитационного распределения и вытеснения показали, что при водонасыщенности 18-25% доля воды в потоке достигает 20%, а при водонасыщенности 30-45% битум вообще не выносится потоком [9,41]. Наличие водонасыщенных пропластков в кровельной части и внутри залежи часто приводит к осложнениям в процессе эксплуатации.
Залежи природного битума имеют довольно сложное геологическое строение, обусловленное главным образом, отсутствием горизонтальной, как в нефтяных залежах, нижней границы (подошвы) залежи. По типу залежи битума в песчаной пачке шешминского горизонта относятся к массивным. Однако нижней границей для них не всегда является водонефтяной контакт, как в обычном понимании в залежах нефти массивного типа. На различных участках подошвой залежи может служить как водонасыщенный коллектор, так и плотные, малопроницаемые, кальцитизированные песчаники или коллектор с пониженным нефтенасыщением. Подошва залежей битумов обычно имеет криволинейный характер (см. рисунок 1.3).
Анализ эффективности опытно-промышленных работ с применением технологии паротеплового воздействия
Суть технологии площадного воздействия парогазом на пласт заключается в том, что в нагнетательную скважину непрерывно закачивается парогаз в объеме содержащегося в нем пара (в переводе на конденсат), равном поровому объему элемента. После этого переходят на закачку холодной воды с целью проталкивания созданной тепловой оторочки [75].
До начала площадной закачки парогаза необходимо произвести дренирование пласта путем обработки всех скважин методом циклического низкотемпературного окисления с использованием парогаза в качестве теплоносителя для прогрева пласта в первом цикле.
При обустройстве опытного участка необходимо предусмотреть обвязку всех скважин стационарным паропроводом для подачи парогаза. Подачу воздуха для проведения циклической обработки скважин методом низкотемпературного окисления можно вести от передвижного компрессора.
С целью защиты обсадной колонны от перегрева нагнетание парогаза ведется по теплоизолированной колонне НКТ. Средняя производительность по парогазу составляет 2,8 т/час. Закачка парогаза по методу площадного воздействия проводилась на скважинах №№23, 28, 30. Реакция от закачки фиксировалась на скважинах №№ 21, 25, 26, 41, 111, 114. Максимальный дебит фонтанным способом был получен из скважины №26 (1,6 т/сут).
В 1992г. закачка парогаза велась в скважины №№23, 24, 40, 112 с помощью парогазогенератора УНПГ-2/6 конструкции КАИ с номинальной производительностью 2т/час. Наибольшая реакция была получена в скважинах №№ 22, 25, 26, 27 . За 8 месяцев добыча битума из скважин №№ 26, 27 составила 74т и 85т соответственно. Средний дебит эксплуатационных скважин северного купола в августе 1993г. составил 0,2 т/сут, максимальный 0,5т/сут зафиксирован в скважине № 22. Продукция, полученная из всех реагировавших скважин, была высокообводненной (более 70 %).
Суть технологии циклического воздействия парогазом на пласт заключается в прогреве призабойной зоны скважины парогазом, с последующей закачкой воздуха, с целью дальнейшего прогрева пласта за счет окислительных реакций кислорода воздуха с углеводородами пласта, выдержке скважины для термокапиллярной пропитки и последующем отборе продукции фонтанным способом или с помощью насоса. По мере снижения дебита скважины и падения температуры в призабойной зоне закачка воздуха возобновляется и после некоторой выдержки скважины на реагировании производится последующий отбор продукции. Технологический цикл: закачка - выдержка скважины - отбор продукции повторяется неоднократно до снижения дебита ниже предельного. С помощью УНПГГ 2/6 ведется закачка 20-40 т парогаза. После закачки парогаза скважину останавливают на термокапиллярную пропитку, периодически контролируя температуру на забое. При снижении температуры в интервале пласта до 70-90С скважину пускают на излив до момента его прекращения. После прекращения отбора осуществляется следующий цикл "Закачка-выдержка-отбор". Проведение процесса закачки и выдержки в добывающих скважинах предполагается осуществить в момент отбора продукции из нагнетательной скважины. При осуществлении операций закачки и выдержки в нагнетательной скважине добывающие скважины должны быть в режиме отбора.
Добыча тяжелой нефти с применением парогазового воздействия на пласт на Мордово-Кармальском месторождении осуществлялась в 1981–1995 гг. на Северном куполе.
В 1981–1982 гг. были проведены предварительные испытания парогазо-генераторной установки, разработанной сотрудниками Казанского авиационного института, позволяющей получать парогаз с давлением от 2,0 до 15,0 МПа следующего состава – 40,2% пара, 11,2% углекислого газа и 48,6% азота. В качестве основного горючего использовался керосин. Источником воздуха для камеры сгорания установки являлась компрессорная станция ОВГ–2.
Испытания генератора были начаты 22 августа 1981 г. Закачка парогаза в нагнетательную скв. №38 осуществлялась при давлении 4,2 МПа со средней производительностью 0,5 кг/с (1,8 т/ч). В первые дни из добывающей скв. №102, расположенной в 7 метрах от нагнетательной, поступала вода (до 0,5 м3/сут). Повышение температуры до плюс 51,30С было зафиксировано через 10 сут. В период с 22 августа по 15 октября было закачано 198 т парогаза при давлении на устье скважины до 4,0 МПа, температура закачиваемого агента изменялась от плюс 100 до плюс 4150С. За это время из добывающей скв. 102 было добыто 74,7 т битума со средней обводненностью 30,3%. Среднесуточный дебит по битуму составил 0,65 т. Этот цикл характеризуется тем, что в скв. №38 велась закачка парогаза, в последующие же два цикла для поддержания пластовой энергии закачивали только воздух.
Второй цикл продолжался с 16 октября по 10 ноября. За это время при давлении от 1,8 до 2,5 МПа было закачано 10,5 тыс. м3 воздуха, добыто 18,2 т битума при средней обводненности 30,1%. Средний дебит по битуму составил 0,6 т/сут. Пластовая температура в скважинах №38 и №102 составила соответственно плюс 38,4 и плюс 53,20С.
Третий цикл продолжался с 10 ноября по 31 декабря. За это время было закачано 23,1 тыс. м3 воздуха, добыто 27,32 т нефти при средней обводненность 31,7%. Средний дебит по битуму составил 0,53 т/сут.
Всего в 1981 г. в пласт было закачано 198 т парогаза и 33,6 тыс. м3 воздуха, добыто 120,18 т битума вязкостью 757–792 мПас, плотностью – 944–951 кг/м3. Средняя обводненность продукции составила 30,6%, средний дебит по битуму – 0,65 т/сут. В 1982 г. закачка в скв. №38 не производилась, из скв. №102 было добыто 15,53 т битума со средней обводненностью 11,0%. Расход парогаза на 1 т отобранного битума на данном участке составил 1,46 т, а воздуха – 247,6 м3. В 1982 г. проводилась циклическая обработка пласта парогазовоздушной смесью в скважинах пятиточечного элемента №23 со сторонами квадрата 50 м. Обработка скважин преследовала цель снизить начальную нефтенасыщенность призабойной зоны для создания гидродинамической связи между скважинами. Всего по элементу было закачано 544,6 т парогаза и 569,9 тыс. м3 воздуха, добыто 167,8 т битума.
Среднесуточный дебит одной скважины по битуму составил 3,2 т, максимальный – 7,3 т. Средняя обводненность продукции 28,1%. Плотность добытого битума – от 949 до 985 кг/м3, вязкость – 835–2464 мПас. Расход парогаза на 1 т отобранной жидкости на данном участке составил 3,2 т, воздуха – 3,3 тыс. м3.
Также проводились работы по обработке скважин №40 и №104, являющихся нагнетательными для пятиточечных элементов, с целью снизить начальную битумонасыщенность призабойной зоны для увеличения ее приемистости и уменьшения гидродинамического сопротивления для вытесняемой фазы. Добытый битум имел вязкость от 4652 мПас до пастообразного вида. По скважинам эффекта не было получено, подача продукции прекратилась, шел только пар с газом. Кроме того, была предпринята попытка обработки пласта в скв. №30 путем закачки 50,1 т парогаза и 26,7 тыс. м3 воздуха, но в связи с низкой приемистостью закачку прекратили.
Испытания парогазового воздействия были продолжены в 1987–1995 гг. В 1987 г. производилась пробная закачка парогаза в скв. №23 от ППГГ–4/6 при температуре плюс 200–2350С и давлении на устье 2,9–4,3 МПа. Из-за прорыва парогаза между эксплуатационной и технической колоннами закачка была прекращена.
Расчёт технологических показателей разработки природного битума методом внутрипластового горения
Из представленной таблицы видно, что в составе газа скважин №146 и №385 наблюдается значительное увеличение процента содержания кислорода, что в свою очередь является признаком наличия прорыва нагнетаемого воздуха к забоям этих скважины.
Ко второму, косвенному методу контроля, можно отнести предложенный и успешно опробованный автором (совместно с А.Г. Коротченко) метод глубинного электрического зондирования отдельных участков (ячеек) месторождения становлением поля ближней зоны (ЗСБЗ) [23].
Как было описано в главе 2, этот метод позволяет по разности проводимостей участков, насыщенных природным битумом и выработанных участков месторождения, пропитанных пластовой водой, заместившей извлеченный битум, судить о площадном и глубинном (по разрезу) распределении битума на любой стадии разработки. Указанный метод обладает рядом существенных преимуществ, а именно: - во – первых, возможность проведения с поверхности детального исследования в межскважинном пространстве по площади простирания определенных участков разработки месторождения; - во - вторых, возможность исключения влияния мешающих факторов, связанных с действующими объектами эксплуатации (трубопроводы, кабели, различного рода коммуникации) и получения поинтервальных результатов обработки по глубине, т.е. осуществления объемно-послойного контроля за состоянием выработки слоисто-неоднородных пластов.
Выводы по главе 3 Проведен многовариантный анализ эффективности технологии разработки юго-восточного купола (участка) Мордово-Кармальского месторождения природного битума с применением метода внутрипластового горения и получены следующие результаты. 1. Сопоставлением данных эксплуатации четырех элементов анализируемого участка с данными по коллекторским свойствам продуктивных пластов выявлена значительная неоднородность их: изменчивость по пористости – 44%, битумонасыщенности 30% и коэффициенту расчлененности 66%.
Сопоставительная динамика значений проектного и фактического коэффициентов извлечения битума показана катастрофически низкий уровень последнего: около 37% вместо проектного значения почти 100%.
Путем статистической обработки данных по коллекторским свойствам продуктивных пластов и накопленной добыче битума выявлена тенденция роста добычи битума с увеличением коэффициента битумонасыщенности и ее снижения по мере увеличения коэффициентов пористости и расчлененности, а также эффективной толщины пласта по одному из элементов купола (№345). По другому куполу (№276) выявлено существование значимой корреляционной связи между анализируемыми параметрами.
Путем построения карт распределения начальной и конечной плотности запасов по анализируемым элементам купола установлено, что выработка элементах №№345, 404м, 302д (391) осуществлялась более эффективно по сравнению с элементом №276 (соответственно 0,4-0,5 т/м2 и не более 0,1 т/м2), и этот факт может быть объяснен разными величинами соотношения накопленных закачки воздуха и добычи битума (соответственно 3-4,8 тыс.м3/т и более 5 тыс.м3/т). 5. На основании многовариантной оценки эффективности применения технологии ВГ в зависимости от геолого-физических свойств битумных продуктивных пластов предложено размещать воздухонагнетательные скважины в зоне с максимальными значениями эффективной толщины, коэффициентов расчлененности и пористости для обеспечения высокой эффективности процесса вытеснения битума в зону расположения добывающих скважин с минимальными значениями эффективной толщины, коэффициентов Коротко описан лабораторный эксперимент с использованием образцов породы-коллектора и битума Мордово-Кармальского месторождения для оценки возможного осуществления процесса ВГ, проведенный в РНТЦ ВНИИнефть. Некоторые результаты эксперименты подтверждены выводами автора, полученными, путем анализа обширного фактического материала (повышение эффективности битумо-извлечения с увеличением битумонасыщенности, наличие подстилающего продуктивный пласт водоносного горизонта, осложняющего процесс вытеснения ПБ). Другие результаты эксперимента (удельная потребность в воздухе, содержание кислорода в добываемом газе, применение трубчатых электронагревателей для инициирования горения) заслуживают внимания при дальнейшем совершенствовании технологии ВГ.
На основании рекомендаций существующих руководящих документов, данных опубликованных работ и фактических данных эксплуатации опытных участков Мордово-Кармальского месторождения представлена методическая последовательность расчета технологических показателей разработки залежей ПБ с применением метода ВГ. Данный методический подход рекомендуется к использованию для расчета дебитов битума в начальный и средний периоды разработки залежей, то есть до прорыва газа в добывающие скважины. Глава 4 Анализ эффективности технологий борьбы с прорывом газа при применении внутрипластового горения. Исследование по их совершенствованию
В пластах, насыщенных высоковязкими нефтями и битумами для фильтрации воздуха, а также для инициирования внутрипластового горения необходимы очень большие градиенты давления нагнетания окислителя (до 5,0 МПа). Скопления природного битума на Мордово - Кармальском месторождении залегают не глубоко (100м), горное давление не высокое (Рг-2,6 МПа). Поэтому при закачке воздуха с повышением давления нагнетания происходит расслоение или техногенный разрыв пласта, что создает неконтролируемую прямую фильтрацию воздуха от нагнетательной к добывающей скважине. Так как площадь пласта, по которому ведется фильтрация воздуха, небольшая, а также, в связи с большими вязкостными различиями вытесняющего (воздуха) и вытесняемого (битума) агента, при закачке воздуха создаются каналы прямой сообщаемости между нагнетательной и добывающими скважинами. При инициировании внутрипластового горения вводимое в пласт тепло также распространяется по тем же каналам, по которым фильтруется воздух. В результате передняя граница фронта внутрипластового горения двигается опережающим темпом в области расслоения или разрыва пласта, по которым разогретые жидкие углеводороды вместе с газообразными продуктами горения и закачиваемым воздухом движутся к забоям добывающих скважин (рисунок 4.1). Горячие продукты горения двигаются по трещинам с небольшими теплопотерями и все расстояние между скважинами за короткий срок оказывается охваченным температурным воздействием. Таким образом, из скважин добывается горячая продукция, хотя из пласта к этому времени извлечено минимальное количество нефти из-за незначительного коэффициента его охвата по объему [31].
Совершенствование технологии добычи природного битума при применении внутрипластового горения
Технология основана на сочетании теплового и гидродинамического метода воздействия на пласт. Она связана с изменением режимов закачки и отбора флюидов в противоположных фазах с соответствующим перераспределением по объему пласта среднего пластового давления. При неустановившемся режиме закачки воздуха между зонами пористой среды с различной проводимостью и насыщенностью вследствие отличия их пьезопроводности создаются перепады давления, под действием которых расширяется область фильтрации воздуха и усиливаются явления теплопереноса и капиллярной пропитки в области фильтрации пара и воды при повышенных температурах.
Время разработки элементов делится на циклы, состоящие из периодов повышения и снижения пластового давления. В периоде повышения пластового давления за счет интенсивной закачки воздуха и ограничения или прекращения отбора из добывающих скважин темпы роста давления в воздухонасыщенных трещинах и смежных нефтенасыщенных слоях будут отличаться благодаря различию величин их пьезопроводности. При этом возникает перепад давления, под действием которого происходит внедрение определенного количества воздуха из трещин в смежные слои и распространение в последние процесса горения. Нефть под действием гидродинамических, капиллярных и гравитационных сил заполняет трещины и слабонасыщенные участки пласта и происходит рост их фильтрационного сопротивления, что способствует перемещению воздуха в нефтенасыщенные слои пласта.
В период снижения пластового давления (добывающие скважины пущены в работу без ограничения в интенсивном режиме, закачка воздуха уменьшена или прекращена) одновременно снижается давление в трещине и продукты горения и часть неиспользованного кислорода воздуха, проходя из нефтенасыщенной части пласта через зону горения, способствуют его поддержанию. Вызывая перетоки воздуха между слоями (трещинами) разной проводимости можно переместить горение в малопроницаемые зоны и вытеснить оттуда нефть в высокопроницаемые каналы и, в конечном счете, интенсифицировать процесс и повысить коэффициент охвата.
Таким образом, осуществление технологии циклической добычи высоковязких нефтей и битумов при внутрипластовом горении позволяет увеличить количество закачанного воздуха, участвующего в горении, вследствие создания условий, препятствующих его прямому движению по трещине от нагнетательной до добывающей скважины, и более эффективно использовать запас тепла, накопленного за счет горения в области трещины [69]. В результате применения технологии изменения фильтрационных
ВНИИнефть на основании геолого- промысловой информации, полученной из базы данных, сформированной в лаборатории анализа и проектирования разработки, включающей в себя сведения о добыче природного битума, жидкости, закачке агентов по отдельно выбранной скважине или группе скважин, а также по исследованиям пластовых температур, давлений, анализам газов горения, вязкостей, плотностей и групповому составу битумов.
Как показали исследования, для бесперебойного проведения данной технологии (циклической закачки воздуха) с целью поддержания стабильной добычи природного битума необходимо придерживаться определенной величины удельного расхода воздуха на одну тонну добываемого битума равной 4тыс. м3. Окислитель следует закачивать циклически с периодом 1-2 месяца, периодически производя закрытие и запуск скважин в работу.
Однако, в силу сложности контроля и управления процессом циклической закачки воздуха в условиях реального производства, начиная с 2003 г. контроль над стабилизацией газонефтяного фактора (ГНФ) был утрачен ввиду участившихся случаев неконтролируемого прорыва закачиваемого газа к забоям эксплуатационных скважин. Это повлекло, в свою очередь, длительные простои скважин, вплоть до полного прекращения добычи. К сожалению, в результате прорыва нагнетаемого агента в добывающие скважины, величину удельного расхода воздуха на оптимальном уровне (4 тыс. м3/т) удержать не удалось, и с каждым годом эта величина становилась все больше (на январь 2009 г. она составляла 7,2, рисунок 4.2). Таким образом, в реальных условиях эффективность вытеснения битума оказалась многократно ниже результатов лабораторных исследований (см.п.3.1). 92066 7,2 Добыча битума, т «Закачка воздуха, тыс. м3 .Уд. расход воздуха на 1т битума, тыс. м3/т Рисунок 4.2. Динамика закачки воздуха и отбора природного битума Поэтому, с целью блокирования зон прорыва воздуха и для изоляции водоносных пропластков, были проведены мероприятия по закачке различных кольматирующих поровое пространство веществ, таких как глинистые суспензии, полиакриламид, жидкое высокомодульное стекло и т.д.
Применение глинистой суспензии для повышения охвата пласта воздействием при тепловых методах извлечения природных битумов
Данная технология предназначена для практического использования при применении тепловых методов добычи природных битумов с целю интенсификации их добычи и повышения коэффициента битумоизвлечения и позволяет увеличить не только дебит скважин, но также уменьшить обводненность продукции [21].
Разработанная РНТЦ ВНИИнефть технология увеличения охвата пласта воздействием заключается в закачке через нагнетательные скважины в интервал пласта, обладающий высокой приемистостью, одной или нескольких оторочек кольматирующих составов. В качестве кольматантов используются глины и глинистые растворы.
Существенными свойствами глин, обусловленными особенностями кристаллического строения входящих в них минералов, является высокодисперсное состояние, гидрофильность, способность к адсорбции, ионному обмену, набуханию и проявлению упругопластичных, вязких и тиксопропных свойств в концентрированных и разбавленных суспензиях. Наиболее важные и широкораспространенные группы глинистых минералов-это монтмориллонитовая, каолинитовая, гидрослюдистая и палыгорскитовая, отличающиеся друг от друга химическим составом и структурой кристаллической решетки.
Механизм изоляции горных пород глинистыми суспензиями представляется как процесс образования структурных сеток в трещинах, пустотах пласта. Эти структурные сетки из глинистых частиц, способных оказывать гидравлическое сопротивление фильтрационным потокам, обладают механической прочностью, характеризуемой величиной статического напряжения сдвига, которое зависит от минералогического состава и проявляется только при определенной концентрации глинистой суспензии. При поступлении в интервал фильтра, обладающий большой приемистостью, кольматанты закупоривают более проницаемые пропластки призабойной зоны нагнетательной скважины.
Технология предназначена для интенсификации добычи природного битума и повышения коэффициента битумоизвлечения песчаников уфимского яруса с глубиной залегания пластов 60-120м и имеющих следующие параметры: битумонасыщенная толщина – не менее 3-х метров; проницаемость пласта не менее 1 мкм2, пористость коллектора не менее 18 %, битумонасыщенность пласта не менее 40% от объема пор.
