Технологии Каражанбаса. Жармагамбетпов Т. У. Анализ применяемых технологий и их модификаций при разработке месторождения Каражанбас тепловыми методами
 Скачать 261.13 Kb.
|
 Джуламанов К.Д., Симонов В.А., Тулешов К.Т., Салимгереев М.Ж.- Червяков Н.Н.. Жармагамбетпов Т.У. Анализ применяемых технологий и их модификаций при разработке месторождения Каражанбас тепловыми методами. — М.: ВНИИОЭНГ, 1992. — (Обзор.информ. Сер. "Нефтепромысл.дело"*). Обзор выполнен на основе хоздоговора. В обзоре изложен опыт разработки месторождения высоковязких нефтей Каражанбас, на котором с целью увеличения нефтеизвлечения применяются тепловые методы воздействия на пласты. Представлены краткая геологическая характеристика месторождения, физико-химические свойства флюида, анализ работы скважин на естественном режиме. Дан анализ применяемых и испытываемых технологий внутрипластового горения и паротеплового воздействия с различными их модификациями. Ил. 13, библиогр. 5 назв. СОДЕРЖАНИЕ Введение ..................................................................................................... 1 Анализ работы скважин на естественном режиме........................... ..5 Технология влажного внутрипластового горения ......................... 10 Технология внутрипластового горения с периодическим нагнетанием окислителя ............................................................................................. 19 Технология термического воздействия на пласт в сочетании с применением пенных систем................................................................. 21 Технология интенсификации внутрипластового горения с применением нитрата аммония..................................................................................... 24 Технология инициирования внутрипластового горения с применением твердого топлива ................................................................................ 25 Технология паротеплового воздействия ......................................... 26 Технология двухэтапного формирования тепловой оторочки…… 30 Технология полимерно-теплового воздействия на пласт ................34 Технология комбинированного воздействия на пласт (нагнетание теплоносителя и окислителя)…………………………………………..37 Технология гидродинамического воздействия на пласт…………..39 Паротепловые и парогазотепловые обработки скважин ………...40 Литература............................................................................................... 41  всесоюзный научно-исследовательский институт организации. управления ii экономики нефтегазовой промышленности (внииоэнг) НЕФТЯНАЯ И ГАЗОВАЯ ПРОМЫШЛЕННОСТЬ С с р и я. НЕФТЕПРОМЫСЛОВОЕ ДЕЛО Обзорная информация АНАЛИЗ ПРИМЕНЯЕМЫХ ТЕХНОЛОГИЙ И ИХ МОДИФИКАЦИЙ ПРИ РАЗРАБОТКЕ МЕСТОРОЖДЕНИЯ КАРАЖАНБАС ТЕПЛОВЫМИ МЕТОДАМИ ВВЕДЕНИЕ Проблема увеличения нефтеотдачи пластов является сложной задачей и решение ее на должном научно-техническом уровне требует привлечения значительных сил и средств. В последние годы этой проблеме уделяется самое серьезное внимание. На основании анализа и обобщения информации по изучению всех применяемых в настоящее время методов повышения нефтеотдачи пластов в качестве наиболее перспективных выделены четыре группы методов. Тепловые (вытеснение нефти паром, горячей водой, внутрипластовое горение); Физико-химические (заводнение с оторочками растворов ПАВ, полимеров, щелочных и мицеллярных растворов, серной кислоты, микроэмульсий, пенных систем и др.); 3. Нагнетание газов (углеводородных и двуокиси углерода как в чистом виде, так и в сочетании с заводнением; дымовых и инертных); 4. Микробиологические процессы. Из приведенных методов повышения нефтеотдачи пластов наиболее подготовленными в технологическом и техническом отношении являются термические методы. Проблема повышения нефтеотдачи пластов, содержащих нефти повышенной вязкости, особенно актуальна. Разработка нефтяных месторождений такого типа традиционными методами осуществляется не эффективно как с технологической, так и с экономической точки зрения. Перспективы увеличения нефтеотдачи пластов, содержащих нефть повышенной вязкости, связывают с применением тепловых методов разработки. Проблема разработки месторождений тяжелых высоковязких нефтей заключается в том, что естественные температурные условия в пласте практически не обеспечивают необходимой подвижности нефти при ее фильтрации к забоям добывающих скважин. Одним из районов увеличения нефтеизвлечения пластов с применением термических методов является п-ов Бузачи, где в 1974—1976 гг. открыты месторождения Каражанбас, Северные Бузачи, Жалгиз-Тюбе. Аномальные пластовые нефти месторождения Каражанбас исключают возможность разработки данного месторождения традиционными способами и требуют опробования и применения новых, перспективных методов. Геологическое строение месторождения Каражанбас. Месторождение Каражанбас приурочено к Бузачинскому поднятию, расположенному в северо-западной части Северо-Устюртской системы поднятий и прогибов. Структура представляет собой крупную брахиантиклинальную складку с углом падения пластов от 10300до 4о ,вытянутую в субширотном направлении. Размеры Каражанбасской структуры по кровле - пласта А, изогипсе —400 м, составляют 30x6 км, амплитуда порядка 100 м. Северное крыло структуры осложнено крупноамплитудным сбросом. Серией малоамплигудных тектонических нарушений, как бы "оперяющих" основные сбросы, Каражанбасская структура разбита на 7 блоков. В каждом из блоков залежи одноименные пласты характеризуются своим положением водонефтяных контактов. Границы блоков, определенные в процессе разведочного бурения, уточняются по мере накопления материалов эксплуатационного бурения. На месторождении установлена промышленная нефтегазоносность нижнемеловых и среднеюрских отложений, в неокоме; выделяются пять нефтеносных пластов — А, Б, В, Г, Д, и два горизонта в юре — Ю—I и 10—II. Залежи но типу относятся к пластовым сводовым, тектонически нарушенным. Основные запасы приурочены к горизонтам Г, Ю—I, А. Наибольшей эффективной нефтенасышенной толщиной, достигающей 20 м, характеризуются пласты Г, Ю—1, Ю—II. Пласты Б, В, Д и частично А имеют сложное строение, Преимущественно обладают небольшими эффективными толщинами: в пласте А эффективная толщина достигает 5...8 м, в Б и В до 2...5 м, в Д — 2...4 м. Для этих же пластов характерны частые литологические замещения, в результате чего площадь распространения пластов подразделяется на зоны, отличающиеся по своим промышленным характеристикам. Нефти залежей тяжелые (плотность 938,5...944,6 кг/м3), высокосмолистые (до 24 %), сернистые (до 2 %). Выход светлых фракций, выкипающих до 300...350 0С, составляет около 27 %. Отличительной особенностью нефтей являются низкая (до—20...—25 0С) температура застывания и высокая вязкость. Вязкость пластовой нефти колеблется от 160 до 660 м Па с. В пластовых условиях нефть недонасыщена газом, давление насыщения меньше пластового на 1,0...1,5 МПа. Пластовое давление всех нефтеносных горизонтов выше гидростатического на 0,6...0,8 МПа. Пластовая вода хлоркальциевого типа. Месторождение Каражанбас является самым крупным в стране неглубоко залегающим месторождением высоковязкой нефти, разработку которого намечено осуществлять с применением тепловых методов воздействия. С этой целью в 1978 г. решением МНП на месторождении были созданы и введены в эксплуатацию два крупномасштабных опытно-промышленных участка: ВВГ (влажного внутрипластового горения) и ПТВ (паротеплового воздействия), а в 1984 г. Центральной Комиссией по разработке МНП была утверждена технологическая схема разработки месторождения Каражанбас с применением тепловых методов. Месторождение было открыто в 1974 г. Промышленная оценка выявленных здесь залежей высоковязкой нефти была выполнена в 1977 г. Обустройство начато в 1979 г., а бурение скважин — в 1980 г. и в этом же году начаты опытно-промышленные работы по испытанию технологий термического воздействия на пласты. В соответствии с постановлением Совета Министров СССР месторождение Каражанбас стало базовым объектом для совершенствования термических методов, испытания новых технологий. Руководство проблемой эффективного применения тепловых методов осуществлялось специальной оперативной группой специалистов МНТК "Нефтеотдача" (межотраслевой научно-технический комплекс, созданный в 1986 г. на базе ВНИИ). Генеральным директором МНТК "Нефтеотдача", а также директором ВНИИ являлся д.т.н. профессор М.Л.Сургучев. На месторождении нефтеносные пласты группировались в 3 эксплуатационных объекта: пласты А, Б, В — I объект; Г, Д — II объект; Ю—I, Ю—II — Ш объект. При этом планировалось, что добывающие скважины эксплуатируют совместно все нефтяные объекты, а регулирование процесса проводится раздельной закачкой рабочего агента в каждый пласт в отдельности. На опытно-промышленных участках (ВВГ — II блок, ПТВ — III блок) в качестве первоочередного выбран II объект, т.е. пласты Г и Д. Месторождение Каражанбас приурочено к Северо-Актаускому артезианскому бассейну открытого типа с региональным развитием в отложениях неокома и юры нормальных гидростатических давлений. Начальные пластовые давления по горизонтам в пределах месторождения изменяются следующим образом: Пласт Давление, МПа А 2.96...5.21 Б 4.45...4.70 В 2,1...5,2 Г 3.8...5.1 Д 4,50...5,65 Ю—I 4,59...5,60 Ю—II 3,6 Пластовые температуры продуктивных горизонтов находятся в пределах 26...32 °Св зависимости от глубины. Законтурные области продуктивных горизонтов юры и нижнего мела гидродинамически взаимосвязаны. Контурные воды, ограничивающие залежи нефти с юга, являются напорными, в большинстве случаев высокодебитными (до 390 м3/сут) с быстро восстанавливающимся динамическим уровнем воды во времени. Эти факторы дают основание прогнозировать наличие в залежах природного упруговодонапорного режима, который может оказаться малоэффективным при разработке залежей нефти обычными методами. При термическом воздействии на залежи вязкой нефти гидродинамические сопротивления уменьшаются, восстанавливается активная связь залежей с законтурной областью, что в свою очередь предопределяет более эффективное проявление естественного упруго-водонапорного режима при разработке залежей. Изучение тепловых свойств продуктивных отложений Каражанбасского месторождения проводилось в основном на слабосцементированных и рыхлых породах методом регулярного режима первого ряда. В качестве окружающих пород были исследованы глина и крепкие разности. Всего исследовано 22 образца сухих и насыщенных пород при температуре до 363 К. Полученные значения теплопроводности, теплоемкости и температуропроводности показали, что тепловые свойства горных пород месторождения варьируют в довольно широких пределах в зависимости от плотности, пористости, гранулометрического состава и насыщенности их флюидами. Теплопроводность сухих пород изменяется в пределах 0,23...0,74 Вт/(м К), водонефтенасыщенных от 0,80до 2,0 Вт/(мК). Удельная теплоемкость пород изменяется менее значительно— от 1173 до 1592Дж/(кгК). Теплофизические свойства нефти определены в интервале температур 293...473 К. Небольшая глубина залегания продуктивных пород и слабая интенсивность вторичных преобразований предопределили высокие коллекторские свойства продуктивных коллекторов. Пористость их изменяется от 20 до 38...40 %, а проницаемость от 1,02 до 6,0 мкм2. Характерной особенностью коллекторов продуктивных отложений являются их слоистость и наличие в связи с этим "трещин образования", сильно влияющих на проницаемость. АНАЛИЗ РАБОТЫ СКВАЖИН НА ЕСТЕСТВЕННОМ РЕЖИМЕ Вследствие отставания обустройства месторождения Каражанбас объектами термического воздействия скважины после ввода их в эксплуатацию длительное время работают на естественном режиме, т.е. участки залежи эксплуатируются на режиме истощения. Подобная разработка залежи не была предусмотрена действующей технологической схемой разработки месторождения Каражанбас термическими методами и обусловлена необходимостью выполнения плана по добыче нефти в условиях хронического отставания обустройства промыслов для активного термического воздействия на пласты. Учитывая, что это отставание уже сохраняется в течение достаточно продолжительного времени, актуальным является проведение анализа работы скважин на естественном режиме. Обобщен значительный промысловый материал работы добывающих скважин на естественном режиме. Как показал анализ, эксплуатация их фонтанным способом не превышает 11...15 мес даже для высокодебитных скважин с начальным дебитом свыше 15 т/сут |4 |. Мало- и среднедебитные скважины (начальный дебит менее 8 т/сут), составляющие большую половину действующего фонда, имеют фонтанный период работы значительно меньший. Примером может служить работа скважин участка ГЗУ—6 (групповая замерная установка) промысла паротеплового воздействия (ПТВ). В  начальный период эксплуатации этого участка удельный вес высокодебитных скважин составлял более 60 % (16...17 скважин из 26), а низкодебитных (2 т/сут и менее) — порядка 10 %. Однако через год работы происходит инверсия этих показателей — число высокодебитных снижается до 4 % ( одна скважина), а низкодебитных — возрастает до 55... 60 % от анализируемого фонда (рис.1). График разработки участка ГЗУ-6 с применением ПТВ (рис.2) позволяет выделить несколько временных периодов. Первый период характеризуется наращиванием фонда действующих скважин и объемов добычи нефти. При этом происходит быстрое падение давления от начального уровня, равного 3,59 МПа, до 2,78 МПа, т.е. менее чем за полгода оно снизилось на 0,81 МПа. Во втором периоде пластовое давление стабилизируется и остается на уровне давления насыщения нефти газом (среднее давление для горизонтов Г и Д составляет 2,68...2,66 МПа). На данном этапе происходит разгазирование нефти в пластовых условиях и за счет энергии расширения выделяющегося газа падение пластового давления практически прекращается, а полезная работа выделяющегося газа выражается в стабилизации и даже некотором увеличении дебита скважин и суммарной месячной добычи нефти. В этот период происходит значительное расширение зон разгазирования в пределах забоев добывающих скважин. Из-за малого газосодержания в нефти (8... 10 м3/т) данный период также скоротечен и для данной группы скважин продолжается около 5 мес за счет неодновременности ввода скважин в эксплуатацию. Для отдельной скважины он не превышает 2...3 мес. В эти два периода на групповые замерные установки (ГЗУ) поступает продукция в виде пенной системы, весьма устойчивой в нормальных условиях и относительно быстро распадающейся при нагреве ее до 50...60°С. Во втором периоде энергия расширяющегося газа быстро истощается и наступает переход к третьему периоду, когда пластовое давление вновь начинает резко снижаться и как следствие значительно ухудшаются показатели работы скважин: падают дебиты, устьевые давления скважин. По отдельным скважинам коэффициенты продуктивности снижаются в 3 раза и более. Этот период также непродолжителен и ограничивается 5...7 мес. В конце этого периода скважины прекращают устойчиво фонтанировать и их необходимо переводить на механизированный способ эксплуатации. Значительная обводненность продукции объясняется активностью законтурной области, которая выразилась в увеличении производительности приконтурных скважин — дебиты по жидкости возросли до 20...25 т/сут при 60...90%-й обводненности продукции. Активность законтурной области сказалась не только в увеличении отборов жидкости из приконтурных скважин, но и в увеличении отборов нефти из этих скважин (Ш квартал 1986 г.). Однако этот период был очень скоротечен и не превысил 2...3 мес. В последующем наряду со снижением добычи- нефти в этих скважинах стала резко возрастать обводненность. Увеличение же добычи нефти во II и Ш кварталах 1987 г. связано с переводом половины действующего фонда добывающих скважин на ме-ханизированный способ эксплуатации. Но и эта мера интенсификации добычи нефти без внедрения термического воздействия на этом участке дала незначительную и кратковременную эффективность и только закачка реагента дала значительный прирост в добыче нефти уже в следующем квартале, реагирование началось через 2...3 мес после закачки.  Кроме анализа работы скважин на естественном режиме по отдельным участкам, был проведен анализ работы новых скважин, вводимых из бурения в 1989 г. Из анализа, систематизации и обработки этого материала были получены некоторые осредненные зависимости падения добычи нефти как для одной отдельно взятой осредненной скважины (в зависимости от времени сс работы на естественном режиме, который составляет не более 12... 13 мес), так и в целом для всех новых скважин, предполагая, что в течение года они вводились я равном количестве ежемесячно. Как видно из зависимостей (рис.3), дебит новой скважины к концу года ее работы (12... 13 мес) снижается на 80...82 % от первоначального, т.е. если в первые 1...2 мес ее работы он составил 10... 15 т/сут, то через 12... 13 мес дебит не будет превышать 2,0...2,5 т/сут. Средний дебит всех новых скважин к концу года (через 12 мес) снизится на 55...60 %, а через полтора года не составит и 15 % первоначального, т.е. если дебит новых скважин, вышедших из бурения, в конце года при их начальных характеристиках составил бы порядка 800...1200 т/сут, то фактический — не более 340...480 т/сут, а к середине второго года при работе их на естественном режиме фонтанным способом — не более 150... 180 т/сут.  Поэтому при планировании добычи нефти на год необходимо учитывать это падение, тем более что основная часть скважин может фонтанировать не более 8... 10 мес, следовательно, их необходимо переводить на механизированный способ эксплуатации, который без воздействия значительной эффективности в добыче нефти не дает. Необходимо отметить и то, что при более редкой сетке скважин (200x200 м) падение дебита всех новых скважин идет менее интенсивно, чем при плотной сетке (100x100 м). ТЕХНОЛОГИЯ ВЛАЖНОГО ВНУТРИПЛАСТОВОГО ГОРЕНИЯ Месторождение Каражанбас является благоприятным объектом для термических методов воздействия на пласт для повышения нефтеизвлечения. В настоящее время на месторождении проводятся работы по внедрению внутрипластового горения (ВГ) и паротеплового воздействия (ПТВ). Однако применение только одного из упомянутых методов приведет к существенному уменьшению запасов нефти, вовлеченных в промышленную разработку. Так, применение на месторождении только ПТВ не позволит вовлечь в разработку запасы нефти, сосредоточенные в зонах с эффективными толщинами пластов менее 3 м, а также в водонефтяных зонах, в которых сосредоточено до 35...40 % запасов нефти. В то же время применение технологии влажного горения вполне приемлемо для этих условий и с достаточно высокой технологической эффективностью. Вместе с тем в настоящее время нельзя рекомендовать только метод влажного внутрипластового горения из-за недостаточного опыта его масштабного применения. Внедрение термических методов обеспечило возможность фонтанной добычи нефти в большинстве добывающих скважин, без теплового воздействия на пласт устойчивая эксплуатация их в режиме фонтанирования была бы невозможна. Об этом свидетельствует опыт эксплуатации скважин в естественном режиме до закачки реагента. Среди термических методов добычи нефти внутрипластовое горение выгодно отличается тем, что факторы, способствующие вытеснению нефти, действуют комплексно, в результате чего может быть достигнут очень высокий коэффициент нефтеотдачи (до 0,8); отсутствует необходимость ввода тепловой энергии с поверхности, так как процесс автотермичен, осуществляется за счет сгорания нефти в пласте. При этом в пласте сжигается наименее ценная часть (12...15 %) еще не добытой нефти, отправляемая даже после нефтехимической переработки на энергетическое использование, причем это количество существенно меньше, чем при паротепловом воздействии, широко распространенном среди термических методов добычи нефти. При паротепловом вытеснении для добычи I т нефти на поверхности сжигается уже добытое топливо, эквивалентное 300 кг нефти. При внедрении ВГ происходит более эффективное использование тепла, связанное с отсутствием его потерь в поверхностных коммуникациях и в стволе скважины. Теплота горения используется для повышения температуры не только нефти, но и коллектора; часть энергии рассеивается в окружающих породах. Совместное использование методов внутрипластового горения и нагнетания нагретой воды служит повышению КПД всего процесса 111. Основной недостаток ВГ (ВВГ) — трудность управления развитием процесса, которая находится, как известно, в обратной зависимости от степени изученности сложного механизма процесса разработки. Тем не менее отсутствие надежных методов управления процессом никоим образом не должно тормозить развитие безусловно перспективного метода добычи нефти и повышения нефтеотдачи пластов, получившего за рубежом новый импульс в связи с возможностью использования кислородного дутья. После создания устойчивого процесса ВГ и удаления фронта горения от зажигательной скважины на некоторое расстояние переходят к влажному внутрипластовому горению (ВВГ). Ценность его состоит в том, что существенно снижается соотношение воздуха и нефти и улучшаются технико-экономические показатели процесса. Добавление воды к нагнетаемому воздуху значительно увеличивает теплоемкость газового потока. Процесс ВВГ сопровождается образованием обширной зоны насыщенного пара перед фронтом горения, который улучшает условия вытеснения нефти. При одном и том же положении фронта горения при ВВГ вытесняется больше нефти за счет того, что зона пара и горячей воды передвигается далеко впереди фронта горения. Водовоздушное отношение не должно превышать 0,002 м /м . На месторождении Каражанбас реализация работ на участке ВВГ начата в октябре 1980 г. До начала процесса ВГ скважины вступали в эксплуатацию в естественном режиме по мере выхода из бурения. В 1981 г. был начат процесс внутрипластового горения через две нагнетательные скважины 82 и 80а. В дальнейшем велось наращивание объемов закачки с вводом новых нагнетательных скважин. На 01.01.91 г. закачка воздуха для осуществления процессов ВГ и ВВГ велась в 77 скважинах с суточным объемом закачки в пределах 760...770тыс.м3. Под воздействием находится более 60 % действующего фонда добывающих скважин участка ВВГ. Порядка 75...80 % общей добычи участка добывают за счет этого метода при среднем воздухонефтяном отношении 750...760 м3/т (при проектном 843 м3/т). Анализ процесса горения показывает, что его влияние сказывается на работе почти всех окружающих добывающих скважин. Углекислый газ отмечается в скважинах, реагирующих на процесс. По материалам анализов попутного газа построены карты распределения углекислого газа, по которым определяют зоны воздействия ВВГ. Углекислый газ оказывает влияние на свойства нефти, снижая ее вязкость и тем самым увеличивая подвижность. Процесс горения проявляется в основном в росте устьевого давления в добывающих скважинах. Так, устьевое давление в добывающих скважинах через 1,0...1,5 мес после начала закачки воздуха в близлежащие нагнетательные увеличивается на 0,5...1,5 МПа, а при прорыве газообразных продуктов горения — до 3,0 МПа. Процесс горения привел к росту газообразных продуктов в добывающих скважинах: если до начала процесса их содержание в скважинах не превышало 10 м3 на 1 т добытой нефти, то в течение процесса их содержание возросло до 50....250 м3/т и более. С ростом газонефтяного фактора происходило постепенное изменение состава добываемого газа. Количество углекислого газа и азота увеличивалось, а количество метана снижалось. Кислород, входящий в состав закачиваемого воздуха, в процессе окисления нефти использовался почти полностью, выход его в газообразных продуктах находился в пределах 0...2 %. Низкое количество углекислого газа в начальный период осуществления процесса обусловлено его растворением в нефти. В дальнейшем состав газообразных продуктов горения стабилизировался, количество углекислого газа возросло до 12...15 %, что соответствует средним значениям, характерным для процесса внутрипластового горения. Углекислый газ, как правило, появляется в тех скважинах, где отмечаются повышенное устьевое давление и повышенный газовоздушный фактор.  Таким образом, три параметра — рост давления на устье скважины, увеличение газовоздушного фактора и появление в газообразной продукции углекислого газа - указывают на наличие влияния процесса горения на работу добывающей скважины. Поэтому средний дебит скважин в зоне реагирования на первом этапе достигал 9 против 2...3 т/сут в нереагирующих скважинах. Развитие зон прогрева пласта фиксируется по росту температуры в контрольных скважинах, а по истечении времени и в добывающих. На рис.4, 5 показана динамика роста температуры по продуктивному пласту горизонта Г, в котором ведется процесс внутрипластового горения в зоне воздухонагнетательных скв.82 и 2133. Проведенные исследования показали, что процесс ВВГ привел не только к увеличению дебита скважин, но и к увеличению их продуктивности (рис.6). Увеличение дебита и продуктивности реагирующих скважин можно объяснить снижением вязкости пластовой нефти за счет ее прогрева и растворения в ней углекислого газа, находящегося в продуктах горения, и увеличением работающей толщины пласта (рис.7). Так, увеличение пластовой температуры на 2...3 0С уже ведет к снижению вязкости пластовой нефти на 30...50 мПа с. Увеличение же работающей толщины пласта подтверждается материалами исследований методом потокометрии. Если для всего промысла ВВГ коэффициент охвата не превышает 0,30, то для реагирующих скважин он достигает 0,4...0,55 и выше. Наблюдается рост средних коэффициентов охвата по годам как следствие увеличения числа реагирующих скважин: 1985г.—0,31; 1986 г.-0,37;' 1987 г. - 0,41; 1988 г.- 0,43; 1989г.— 0,4; 1990 г.-0,47/3/. Необходимо отметить, что при поступлении в скважину двухфазного флюида увеличение депрессии до определенного предела способствует росту дебита скважины и только при значительном прорыве газов горения происходит его снижение. Отсюда следует, что для каждой скважины необходимо определение области оптимальной депрессии, обеспечивающей ее максимальную продуктивность. Анализ пластового давления по площади промысла показывает, что -в районе интенсивного осуществления процесса ВГ образовалась зона с пластовым давлением на 1,0...1,2 МПа меньше, чем в краевых зонах. Это, по-видимому, можно объяснить следующими факторами: во-первых, газовая фаза (воздух) является мобильным агентом, быстро расходуемым через сеть добывающих скважин и в силу этого неспособным эффективно поддерживать пластовое давление на уровне первоначального; во-вторых, процесс внутрипластового горения приводит к накоплению тепла в пласте и снижению вязкости нефти, что ведет при неизменном темпе закачки воздуха к снижению давления на устье нагнетательных скважин, а с ним и пластового давления в области активного протекания процесса горения. Для нагнетательных скважин характерно изменение давления нагнетания во времени. Если начальное давление составляет 4,2...5,6 МПа, то по истечении 3...6 мес при значительном увеличении темпа закачки воздуха оно снижается до 3,6...4,6 МПа.  |