Нагнетание пара в водоносный слой, лежащий под нефтеносным

Нагнетание

пара

в

водоносный

слой

небольшой

толщины,

расположенный под пластом, содержащим вязкую нефть, и связанный с

этим пластом, позволяет повысить уровень нефтедобычи, преодолев

трудности, вызываемые слабой приемистостью скважин. Эксперименты,

проведенные в лабораторных условиях на физических моделях, показали

возможность достижения высоких уровней нефтедобычи при таком

методе

нагнетания,

если

разрабатываемый

нефтеносный

пласт

характеризуется повышенным содержанием битума.

Этот

способ

воздействия

был

использован

при

разработке

месторождения Слокум. Нефтеносный пласт толщиной 14 м (вязкость

нефти от 10 до 30 сПз, глубина залегания кровли пласта 150 м) лежит над

водоносным слоем толщиной 4 м, подошву которого образует слой глины.

Нагнетательные

скважины

перфорированы

на

горизонте

водоносного слоя. Измерения в контрольных и добывающих скважинах, а

также результаты каротажа, проведенного после окончания работ,

помогли определить расположение зоны, занятой паром. Эта зона

распространилась от свода водоносного слоя в его нижнюю область и в

нефтеносный

пласт.

На

первой

стадии

работ

по

нагнетанию,

проводившихся на шести смежных участках, зона, занятая паром,

составляла

около

25%

конечного

своего

объема,

и

увеличение

нефтенасыщенности привело к добыче 36 % нефтяных запасов пласта. 42

% закачанной в пласт тепловой энергии аккумулировано в жидкостях,

поднятых на поверхность; следствием этого является не слишком хорошее

отношение нефть-пар. Однако часть этой энергии была использована для

предварительного подогрева воды, поступающей в парогенераторы.

Дальнейшие работы были призваны увеличить эффективность

процесса. В 1978 г. было отмечено, что в последующих стадиях

отношение объема полученной нефти к объему закачанного пара достигло

0,26 м

3

/т, включая нефть, полученную при нагнетании воды после

окончания нагнетания пара.

Так как эффективность промывки со стороны водоносного пласта

ограничена быстрым прорывом нагретых жидкостей, было предложено

проводить вытеснение циклами, чередуя снижение пластового давления и

его восстановление путем нагнетания пара, причем параметры каждого

цикла были определены в лабораторных условиях на модели. Подобная

методика прошла испытания при добыче битума вязкостью 2000 сПз на

месторождении Пис Ривер (Канада). Глубина залегания пласта составляла

550 м, его толщина 27 м.

Насыщенность битумом в нижнем слое пласта толщиной 3 м

составляла 45 %, а на всей остальной толщине - 88 %. Работы проводились

на семи соединенных друг с другом шестиугольных участках, площадью

по 2,8 га по следующей программе:

1. Нагнетание пара в основание пласта вплоть до прорыва

(длительность около 2 лет).

2.

Поддержание

пластового

давления

нагнетанием

пара

при

повышенном расходе в течение 6 мес. при одновременном увеличении

давления в добывающих скважинах.

3. Согласование расходов нагнетания пара и извлечения нефти для

поддержания уровня пластового давления в течение 1,5 лет.

4. Снижение давления внутри пласта при нагнетании пара с

небольшим расходом; длительность периода примерно 1,5 года.

5. Повторение периодов 2,3,4. использование такой методики

позволит получить отношение объема добытой нефти к количеству

закачанного пара, равное 0,25 м

3

/т, и довести коэффициент нефтеотдачи от

40 до 70 %.