Технологии Каражанбаса. Жармагамбетпов Т. У. Анализ применяемых технологий и их модификаций при разработке месторождения Каражанбас тепловыми методами

• Название: Жармагамбетпов Т. У. Анализ применяемых технологий и их модификаций при разработке месторождения Каражанбас тепловыми методами
• Дата: 05.04.2023
• Размер: 261.13 Kb.
• Имя файла: Технологии Каражанбаса.docx
• Тип: Обзор; #1038633
• страница: 2 из 4

Рис. 6- Индикаторные диаграммы скв. 66 для : I — Кпр- 29т/(сут-МПа), 1982 г.; t- 27 °С; 2 — Knp- 14 т/(сут-МПа), 1982 (t --27 °С; 3 - Кпр - 26 т/(сут-МПа), 1983 г., t-31 °С; 4 — Kпр - 42 т/(сут-МПа>, 1984, t - 35 °С; 3,0'... 1,5' — шкала давления для индикаторных диаграмм 3 и 4



Рис. 7. Профили притока скв. 89 для: 1 — 01.10.83 г., dшт — 8 мм, q_н -9т/сут, t=26°С, Кохв=0,25; 2 — 09.01.84 г., dшт - 8 мм, q_н = 14 т/сут, t = 36 °С, Кохв.=0,58

Хотелось бы несколько шире охарактеризовать работу скважин уча­стка ГЗУ-1 ВВГ (рис.8), на котором с августа 1981 г. был начат процесс ВГ. Процесс протекает успешно и все добывающие скважины реагируют на процесс. Характерным является то, что уже в первые месяцы после инициирования горения снижается темп падения дебитов. В среднем дебит скважин падает до 6,5 т/сут, а затем начинает расти и достигает максимальной величины (10... 12 т/сут), т.е. поднимается до первона­чального уровня, зарегистрированного в апреле - мае 1982 г. В дальней­шем среднесуточный дебит скважин стабилизировался (8...9 т/сут без­водной нефти). С августа 1983 г. с увеличением объемов закачки и вво­дом новых нагнетательных скважин дебит вновь увеличивается и достигает начального уровня (10... 12 т/сут) при незначительной обвод­ненности продукции (7 %).

При внедрении технологии влажного горения, а по некоторым уча­сткам и сверхвлажного наблюдается рост дебита жидкости скважин, естественно, при увеличении обводненности продукции.

Ведение сверхвлажного горения привело к снижению дебитов скважин по нефти и росту обводненности в 1985 г. Если средний дебит



Рис. 8. Показатели работы скважин участка ГЗУ-1 при внедрении технологии внутрипластового горения: Р — расчетные дебиты естественного режима работы скважин; (Qвозд (1) — закачка воз­духа, млн м³ /квартал; Qвод(П) — закачка воды, тыс.м³/квартал; Qh —добыча нефти, тыс.т/квартал; q_н — дебит нефти, т/сут; В — обводненность, %; t —отработанное вре­мя, тыс.скв.-сут

скважин в 1984 г. был равен 9,5т/сут при обводненности 14...16 %, то в 1985 г. он снизился до 8,4 т/сут, а обводненность составила 26...41 % в 1У квартале. В 1986г. при снижении водовоздушного отношения до норм' влажного горения дебит скважин по нефти вновь вырос до 9,4 т/сут. В последующем дебит скважин вновь падал, хотя и незначительно. Процесс продолжается и по сей день. В настоящее время скважины про­должают работать в основном в фонтанном режиме со средним дебитом нефти 7,2...7,4 т/сут и жидкости 10...12 т/сут при 25...30 % обводнен­ности продукции.

На 01.01.91 г. на данном участке было добыто 671,7 тыс.т нефти, из них в естественном режиме (по расчетам) добыто не более 83 тыс.т, т.е. можно сказать, что дополнительно за счет метода ВВГ добыто порядка 585...595 тыс.т нефти при нефтеотдаче по этому участку 32...35 %.

За период разработки в нагнетательные скважины было закачано 249,78 млн м воздуха и 392,54 тыс.м³воды при среднем воздухонефтяном отношении 372,0 м³/т.

Основным недостатком ВГ, как уже отмечалось выше, являются трудности управления процессом, отсутствие надежных методов управ­ления и регулирования. Кроме того, при внедрении ВГ на месторождении Каражанбас суще­ствует ряд причин, которые не способствуют эффективности этого мето­да, тормозят его и способствуют недоброжелательному отношению к его развитию.

Анализируя работу нагнетательного фонда скважин, необходимо отметить, что в первую очередь к отрицательным явлениям при ВГ приводит процесс низкотемпературного окисления нефти в пласте. В работах А.А.Сагиндыкова, А.Мурзагалисва и др. /5/ доказано: во-пер­вых, после прохождения низкотемпературной тепловой волны в пласте остаются значительные (до50 %) количества нефти в виде неподвижного коксоподобного остатка; во-вторых, при низкотемпературном окислении нефти происходит значительное увеличение ее вязкости и образование стойких эмульсий; происходит загудронивание пласта. Однако в работах показана и возможность организации в пласте повтор­ной высокотемпературной тепловой волны, позволяющей снизить не­гативные явления при процессе ВГ в низкотемпературном режиме.

Процесс низкотемпературного горения на значительной площади промысла ВВГ объясняется следующими причинами. Во-первых, нару­шением проектных решений по ведению ВВГ из-за отставания ввода компрессорных станций от ввода воздухонагнетательных скважин. Средняя приемистость воздухонагнетательных скважин составляет 5...6 тыс.м³/сут, а по проекту 20 тыс.м³/сут (темп нагнетания окислителя не менее 2 тыс м ³/сут на 1 м нефтенасыщенной толщины пласта). Отношение фактических и проектных темпов нагнетания достигает двух и более раз (по пласту Б — 0,8 тыс.м³/сут на 1 м). Значительное снижение средних темпов нагнетания воздуха является одной из основных причин ухудшения показателей технологической эффективности ВГ и перехода процесса в низкотемпературный режим окисления пластовой нефти.

Во-вторых, по ряду скважин в разное время по техническим причинам допускались длительные перерывы, или значительные ограничения в нагнетании окислителя после инициирования горения, а последующий запуск проводился без повторного инициирования.

В-третьих, отсутствие надежных и эффективных средств для ве­дения инициирования горения, из-за чего по раду скважин до создания процесса внутрипластового горения закачиваются значительные объе­мы окислителя.

Необходимо отметить и возможность влияния на переход к режиму низкотемпературного горения увеличенного водовоздушного отно­шения (ВВО) при ведении процесса ВВГ. Доказательством этого явля­ется испытание технологии периодической закачки окислителя на уча­стке ГЗУ-1, где при превышении проектной величины ВВО в 2 раза (0,002 м³/м³) при ведении влажного горения было зарегистрировано снижение дебитов не только нефти, но и жидкости.

В целях увеличения охвата по толщине продуктивного пласта воз­действием ВГ и в конечном результате увеличения нефтеотдачи на ме­сторождении проводились испытания технологии термического воз­действия в сочетании с применением пенных систем.

Ниже дана более подробная характеристика внедряемых и нахо­дящихся в испытании модификаций ВГ.

Таким образом, внедрение процессов внутрипластового горения на месторождении Каражанбас показало значительную технологическую эффективность их для разработки нефтяных месторождений высоко­вязких нефтей.

ТЕХНОЛОГИЯ ВНУТРИПЛАСТОВОГО ГОРЕНИЯ С ПЕРИОДИЧЕСКИМ НАГНЕТАНИЕМ ОКИСЛИТЕЛЯ

Технология предназначена в условиях крупной по запасам залежи нефти для интенсификации процесса разработки за счет рационального использования мощностей по компримированию воздуха (окислителя) на стадии наращивания масштабов применения термического воз­действия на пласты и является дальнейшим развитием технологии влажного внутрипластового горения.

Рациональное использование мощностей по компримированию воз­духа осуществляется с перерывами в нагнетании воздуха в отдельные разрабатываемые элементы залежи, в течение которых проводится за­качка в пласты ненагретой воды (морской, пластовой или пресной). Продолжительность периода перерыва нагнетания воздуха (окислителя) в повторяющихся циклах должна составлять 25...40 % ка­лендарного времени.

Нагнетание воздуха проводится совместно - раздельно с нагнетанием воды с ВВО, равным 0,0023...0,0028. Продолжительность периода нагнетания водовоздушной смеси в каждом из циклов должна находиться в пределах 24...60 сут.

Технологический процесс внутрипластового горения с периодическим прекращением нагнетания окислителя (ПВГ) необ­ходимо осуществлять в течение 3...5 лет на элементах залежи, подвер­гавшихся термическому воздействию в течение I ...2 лет по базовой тех­нологии ВВГ.

Технология ПВГ должна компенсировать в период ее применения сокращение на 25...40 % удельных затрат воздуха (окислителя) на добычу нефти и соответственно обеспечить увеличение объемов добычи нефти за счет использования высвобождаемых мощностей по компримированию на новых элементах залежи.

Технология ПВГ создает возможность интенсификации разработки залежи нефти в целом в сравнении с технологией ВВГ" за счет увеличения числа элементов, охватываемых термическим воз­действием при одинаковых мощностях по компримированию воздуха.

Технология ПВГ не требует дополнительных капиталовложений на обустройство элементов залежи.

Предварительные испытания данной технологии были проведены в сентябре 1987 г. на участке воздухонагнетательныхскв.79; 80; 1; 81; 82, приемочные — в декабре 1987 г.

Переход от технологии ВВГ к технологии ПВГ по меньшей мере не привел к снижению дебитов добывающих скважин и общего уровня до­бычи нефти с участка испытания.

Применение технологии ПВГ обеспечило уменьшение удельного расхода воздуха на добычу нефти с 465 м³/т в период, предшество­вавший испытанию (май - декабрь 1986 г.), до 364 м³/т в период испы­тания (январь - декабрь 1987 г.), или более чем на 20 %.

При внедрении технологии ПВГ получена дополнительная добыча нефти за счет частичного высвобождения рабочего агента (воздуха) на элементах участка испытания и его использования для организации термического воздействия на новых .элементах залежи. Учитывая, что суммарный объем уменьшения расхода воздуха на участке испытания в период проведения испытаний составил 4,317 млн м³, а удельный расход агента на добычу нефти в условиях применения технологии ВВГ по группе скважин стабильного фонда составил З80...460м³/т, суммарный объем дополнительной добычи нефти за этот период приблизительно составил 8 тыс.т и был распределен по большинству элементов залежи вне участка испытания. При равенстве дебитов скважин, а следовательно, темпов выработки запасов нефти при проведении термического воз­действия технологиями ВВГ и ПВГ другим показателем оценки эф­фективности технологии ПВГ является сокращение сроков разработки залежи нефти в целом в условиях ограниченных мощностей по компримированию воздуха.

В 1988 г. воздухонефтяное отношение на участке испытания техно­логии ПВГ несколько возросло, но все же было ниже среднего по разра­батываемым элементам залежи с применением ВВГ, что дало эко­номию агента (воздуха) порядка 1,44 млн м³ и возможность использо­вать его на других, вновь вводимых участках под термическое воз­действие. Расчетная дополнительная добыча нефти за счет экономии воздуха составила около 1800 т. Обводненность продукции, получаемой с участка испытания, несколько возросла и в среднем за год составила 51 %. Расширение внедрения данной технологии продолжается.

ТЕХНОЛОГИЯ ТЕРМИЧЕСКОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПЛАСТ В СОЧЕТАНИИ С ПРИМЕНЕНИЕМ ПЕННЫХ СИСТЕМ

Технологический процесс предназначен для использования при раз­работке залежей нефти в терригенных слоисто-неоднородных коллекто­рах, проводимой с применением метода внутрипластового горения, и направлен на повышение конечной нефтеотдачи за счет увеличения ко­эффициента охвата пласта воздействием. Поставленная цель достига­ется за счет периодического нагнетания в пласт на стадий проведения процесса внутрипластового горения пенообразующих композиций, представляющих собой водный раствор, содержащий 1,0...1,5 % ПАВ типа неонол или ОП – 10 и 1 % КМЦ или 0,06... 0,01 ПАА.

Перед нагнетанием пенообразующей композиции в пласты за­качивается 1%-й раствор щелочного реагента в пресной, пластовой или морской воде в объеме 2...3 м³ на 1 м нефтенасыщенной толщины.

Нагнетание этих композиций приводит к созданию в выжженных, т.е. наиболее проницаемых, зонах пласта пенных систем, обладающих высокими сопротивлениями фильтрации через них газа (воздуха) и тем самым обеспечивающих выравнивание фильтрационных сопротивлений разнопроницаемых слоев неоднородных терригенных пластов.

Технологический процесс реализуется на элементах залежи, разра­батываемых методом ВВГ не менее 2 лет, т.е. в условиях развитой зоны прогрева.

Экономический эффект от применения технологии достигается за счет уменьшения удельного среднегодового расхода воздуха на добычу нефти и интенсификации процесса разработки залежи в результате увеличения охвата пласта воздействием.

Для проведения испытаний данной технологии выбран участок, рас­положенный в длительно эксплуатируемой части промысла ВВГ и включающий три нагнетательные скважины — 2131, 2132, 2134. В де­кабре 1988 г. в эти скважины было проведено нагнетание пенообразующей композиции в объеме соответственно 320, 500, 960 м³ 1 %-го раст­вора неонола в пресной воде, стабилизированного высокомолекулярным полиакриламидом концентрации 0,06 %.

Второй цикл нагнетания пенообразующей композиции был проведен в мае — июне 1989 г. В скв.2131 и 2132 было последовательно закачано соответственно 400 и 500 м³ пенообразующей композиции, суммарное содержание неонола и полиакриламида в которой по данным анализа проб раствора в пределах 0,81 %. В скв.2134 было закачано 900 м³ ком­позиции с суммарным содержанием реагентов 0,74 %. До закачки пено­образующей композиции в нагнетательных скважинах геофизическими методами определяли профиль приемистости. Повторное снятие его про­водили по завершению нагнетания пенообразующей композиции и воз­обновления нагнетания воздуха.

Для проведения анализа результатов испытания технологии добывающие скважины были разбиты на три группы в зависимости от вскрытия в них нефтенасыщенных горизонтов (пластов) и расположения относительно нагнетательных скважин и промысловой практики реагирования на процесс ВВГ. Исходя из этого наибольшая вероятность реагирования приходится на скважины первой группы и отсутствие его — на скважины третьей и второй,- поэтому они, в первом приближении, взяты как фоновые.

Введение в пласт пенообразующей композиции привело к снижению приемистости воздухонагнетательных скважин. Если до закачки удель­ная приемистость нагнетательных скважин была 4743 м³/МПа (скв. 2131) и 1583 м /МПа (скв. 2132), то в период испытания она снизилась до 2913 и 1151 м³/МПа соответственно.

Таким образом, приведенные данные свидетельствуют о формировании в пласте пенной системы и резком повышении фильтрационных сопротивлений в зоне ее образования.

После введения в пласт пенообразующей композиции существенно увеличились дебиты нефти скважин первой группы и столь же существенно снизилась обводненность продукции (рис.9). Характерным при этом являлся быстрый отклик скважин данной группы на создание пен­ных систем.

Дебиты скважин группы с января 1989 г. увеличились, по срав­нению, с ноябрем-декабрем 1988 г. примерно в 2 раза (с 3,9 до 7,3...9,4 т/сут) и удерживались на этом уровне до конца анализируемого периода (июль 1989 г.). В этот же период времени динамика среднесу­точных дебитов нефти скважин второй и третьей групп была



Рис. 9. Показатели работы скважин различных групп на участке испытания пенных

систем: а — обводненность; б — дебит нефти; 1,2, 3 — соответственно первая, вторая, третья группы скважин; ЗПК — закачка пенообразующей композиции; А — среднее значение за год

практически одинаковой, а величина их была достаточно стабильной, изменяясь соответственно в пределах 5,5...7,2 и 4,1...7,2 т/сут, а средний дебит за период испытаний был на уровне 5,6 и 5,3 т/сут, т.е. практически не изменился по отношению к ноябрю-декабрю 1988 г., когда он был равен 5,1 т/сут для обеих групп. Вообще-то необходимо отметить, что закачка пенообразующей композиции оказала опреде­ленное (незначительное) влияние на добывающие скважины второй группы.

Аналогичная картина наблюдалась в отношении обводненности. Если в сравнении с ноябрем-декабрем 1988 г. по первой группе скважин обводненность продукции в период испытания (январь — июль 1989 г.) снизилась с 61 до 42 %, то во второй — с 23 до 11 %, а по третьей оста­лась без изменения (34,4 и 33,7 %). Следовательно, динамика обвод­ненности продукции также свидетельствует о некотором влиянии формирования пенных систем на скважины второй группы.

В период испытания (с января по июль 1989 г.) за счет формирования в пласте пенной системы было дополнительно добыто 3,49 тыс.т нефти, а удельная дополнительная добыча нефти на 1 т расходуемых агентов составила 102 т, т.е. экономическая рентабельность применения пенных систем поданным предварительных испытаний несомненна.

ТЕХНОЛОГИЯ ИНТЕНСИФИКАЦИИ ВНУТРИПЛАСТОВОГО ГОРЕНИЯ С ПРИМЕНЕНИЕМ НИТРАТА АММОНИЯ

Одним из методов повышения эффективности процесса внутрипластового горения может быть применение различных химических реаген­тов, интенсифицирующих процесс окисления нефти. Тепло, акку­мулированное выжженной зоной, возможно использовать не только для испарения воды или нагревания нагнетаемой в пласт водовоздушной смеси (варианты влажного и сверхвлажного горения), но и для "запу­ска" ряда экзотермических процессов, полезных для увеличения нефте­отдачи, и осуществления термохимических преобразований нефти. В этом случае использование тепла выжженной зоны для осуществления целевых химических процессов открывает широкие возможности и для интенсификации сверхвлажного горения, так как характерный для это­го варианта внутрипластового горения уровень температуры в выжженной зоне (200...250 °С) вполне достаточен для термораспада большого числа химических соединений.

Процесс осуществляется путем закачки в пласт 60...63 % раствора нитрата аммония. Процесс реализуется на участках месторождения, где внутрипластовое горение протекает в низкотемпературном режиме. Сущность технологического процесса заключается в том, что введенный в пласт нитрат аммония при температурах 200...250 ⁰С (уровень темпе­ратур, вполне достигаемый при влажном и сверхвлажном горении) раз­лагается с выделением дополнительного количества тепла и, самое глав­ное, веществ, ускоряющих внутрипластовое горение, — оксидов азота и кислорода. Так, при разложении10 т нитрата аммония дополнительно выделяется до 4,6...5,0 млн кДж тепла.

Испытание технологии проводили на воздухонагнетательной скв. 1823. На скважине была проведена закачка нитрата аммония в количе­стве 7,5 м³. Нитрат введен в пласт в виде водного раствора массовым содержанием 47...50 %.

Однозначно оценить эффективность данной технологии не представ­ляется возможным. Необходимо провести повторное испытание техно­логии с соблюдением ТЗ и ПМ.

ТЕХНОЛОГИЯ ИНИЦИИРОВАНИЯ ВНУТРИПЛАСТОВОГО ГОРЕНИЯ С ПРИМЕНЕНИЕМ ТВЕРДОГО ТОПЛИВА

Технологический процесс предназначается для высокотемператур­ного инициирования внутрипластового горения в призабойной зоне про­дуктивных пластов.

Процесс осуществляется путем закачки суспензии углещелочного раствора (УЩР) на нефтяной основе в трещины, образовавшиеся в результате гидроразрыва пласта и нагрева призабойной зоны электро­нагревателем до температуры воспламенения УЩР. По базовому спосо­бу инициирование проводят при относительно невысокой температуре (520...570 К), при этом значительная часть тепла потребляется на под­готовку топлива ("нефтяного кокса") в призабойной зоне скважины, что обусловливает длительность инициирования и его низкую надеж­ность. Сущность технологического процесса заключается в том, что УЩР имеет более низкую (370 К), чем нефтяной кокс (460 К), темпе­ратуру воспламенения в условиях месторождения Каражанбас (4,0M Па) к тому же для его подготовки не требуется дополнительного количества тепла. Поэтому инициирование ВГ может быть достигнуто при меньшей продолжительности работы электродвигателя на забое скважины (за З...5сут). Кроме того, при сгорании 1 т УЩР происходит выделение дополнительно 19,6 ГДж (4,7 Гкал) тепла, что эквивалентно непрерывной работе электронагревателя на забое скважины в течение 12 сут. Это приводит к повышению надежности технологического про­цесса и устойчивому распространению фронта горения по нефтяному пласту.

Испытание технологии проводили в феврале — сентябре 1991 г. на нагнетательных скв. 2228 и 4216 участка ВВГ.

Данная технология доказала свою технологическую эффективность, показала высокую надежность, снизила продолжительность инициирования до 1...5 сут. Применение технологии возможно в про­мышленном масштабе.

ТЕХНОЛОГИЯ ПАРОТЕПЛОВОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ

Механизм извлечения нефти при нагнетании в пласт теплоносителя основывается на изменении свойств нефти и воды, содержащихся в пла­сте, в результате повышения температуры. При этом интенсивно снижается вязкость нефти, происходят ее термическое расширение, испарение легких фракций и другие процессы. Все это в совокупности способствует увеличению коэффициентов вытеснения и охвата пластов воздействием как по толщине, так и по площади залежи.

Данный процесс заключается в том, что в продуктивном пласте путем распределения нагнетания. теплоносителя создается линейный тепловой фронт, который, перемещаясь по направлению к рядам добы­вающих скважин, обеспечивает вытеснение нефти.

Для многорядных систем размещения скважин предусматривается перенос нагнетания теплоносителя в добывающие ряды после прорыва пара. По завершении создания тепловой оторочки требуемых размеров проводится закачка ненагретой воды в нагнетательный рад. Последняя, проталкивая тепловую оторочку вглубь пласта, обеспечивает дальней­шее вытеснение нефти к забоям добывающих скважин.

Наличие разнопроницаемых прослоев в продуктивных коллекторах обусловливает различные размеры оторочек и различный темп нагнетания теплоносителя, обеспечивающие максимальный охват пласта тепловым воздействием. Кроме того, предусматривается проведение се­лективной изоляции высокопроницаемых прослоев в добывающих скважинах после прорыва по ним теплового фронта. В отдельных случа­ях для увеличения охвата пласта процессом воздействия могут осущест­вляться временные переводы добывающих скважин в нагнетательные.

Параметры теплоносителя на устье нагнетательной скважины: тем­пература — 250...300 °С, давление — 4...7 МПа, темп нагнетания 6,6...7,4 т/т.м) и объем нагнетания—0,6... 1,0порового объема пласта, которые определяются конкретными геологическими условиями объема разработки.

Обустройство промысла ПТВ позволило начать эксплуатацию за­лежи с мая 1982 г. В первый период, с мая по ноябрь 1982 г., добывающие скважины эксплуатировались на естественном режиме, что привело в конце периода к снижению добычи по этому участку почти вдвое. Дебиты скважин упали с 7,0...7,5 до 3,8 т/сут, обводненность продукции составила 0,2...3,5 %.

С пуском в эксплуатацию в ноябре 1982 г. парогенераторов и нача­лом процесса паротеплового воздействия гидродинамические харак­теристики разрабатываемого участка улучшились: дебиты возросли, пластовое давление стабилизировалось.

Основные черты динамики процесса ПТВ наиболее полно можно проследить по работе скважин первоочередного участка, который был пущен в эксплуатацию в мае-июне 1982 г. и где впервые на промысле ПТВ был начат процесс.

В начальный период закачка теплоносителя привела к увеличению дебита жидкости и росту обводненности продукции. Отборы нефти изменились незначительно. Реакция скважин проявилась спустя 4 мес после начала воздействия. Дебиты скважин по нефти существенно воз­росли при одновременном росте дебитов жидкости. Процесс ПТВ привел не только к увеличению дебитов скважин, которые могли возрасти за счет роста пластового давления, но и к увеличению продуктивности скважин как по жидкости, так и по нефти (рис. 10). Увеличение ко­эффициентов продуктивности скважин могло произойти' за счет снижения вязкости нефти при повышении пластовой температуры (повышение начальной пластовой температуры на 2...3 °С уже ведет к снижению вязкости пластовой нефти на 30...50 МПа с) и увеличения



Рис. 10. Индикаторные диаграммы по скв. 622 ПТВ: I — К_пр -26т/(сут-МПа), 1982 г., безводная нефть; 2 — Кпр - 150 т/(сут-МПа), 1982 г., 15 % воды; 3 — Кпр - 21 7 т/(сут-МПа), 1983 г., 72 % воды; 4 — Хпр-- 375 т/<сут-МПа), 1983 г., 83 % воды работающей толщины пласта. Об увеличении работающей толщины пласта свидетельствуют материалы промысловых исследований мето­дом потокометрии, которые показали рост коэффициентов охвата в це­лом по участку ПТВ (1985 г. — 0,36; 1986 г. — 0,33; 1987 г. — 0,38; 1988 г.— 0,4; 1989 г.—0,34; 1990 г. — 0,51).

Высокий уровень отборов нефти на данном участке с высокой плот­ностью сетки скважин (100x100 м) держался в течение 4...5 мес, затем началось снижение отборов нефти при некоторой стабилизации дебита жидкости, т.е. увеличивалась обводненность продукции, которая через 11 мес после начала процесса достигла 70...75 %.

Таким образом, особенностью процесса ПТВ для залежей месторож­дения Каражанбас являются быстрый прорыв конденсата пара в добыва­ющие скважины при высокой плотности сетки (1 га/скв.) скважин и вы­сокий темп роста обводненности продукции добывающих скважин. За 8... 10 мес непрерывной закачки теплоносителя обводненность реагирующих скважин возросла до 60 % и более при начальном зна­чении 1,0...3,5 %.

Для более разреженной сетки скважин (150x150 и 200x200 м) темп роста обводненности продукции немного ниже. Так, по скважинам блока 14п, где закачка теплоносителя начата в октябре 1987 г. и ведется непрерывно уже 39 мес (этот блок выбран как базовый для сравнения с другими модификациями паротеплового воздействия), обводненность продукции добывающих скважин возросла с 34...35 до 64...65 % за время воздействия (рис. 11), т.е. увеличилась на 30 %. Высокая обводненность продукции скважин данного блока перед началом воздействия объясня­ется значительными дебитами приконтурных скважин с обводненно­стью до 65...80 %.

По данному блоку (14п) уровень отборов нефти продолжает расти, т.е. он еще не вышел на максимальный.

Следующей особенностью является запаздывание реагирования до­бывающих скважин на закачку рабочего агента. Если для плотной сетки оно составляет 2...4 мес, то для более редкой — 4...5 мес. Немаловаж­ным фактором является неравномерное продвижение теплоносителя по площади. Как правило, только часть скважин активно реагирует на процесс закачки теплоносителя. Невысок пока и коэффициент охвата пласта по толщине закачиваемым теплоносителем (рис. 12) и в ряде скважин не превышает 0,25...0,4, причем в большинстве случаев из-за засыпки забоя скважин песком.