Опытно-промышленное нагнетание горячей воды

В процессе нагнетания горячей воды при различных режимах сняли профили поглощения. Охват пласта заводнением составил 23-25 м., т.к. 80-86% от вскрытой толщины, фактически все слои принимали горячую воду. Снижения приемистости не отмечалось. Это открывало возможность постановки уже широкомасштабного промышленного эксперимента по нагнетанию горячей воды на данном месторождении.

Выбор месторождения Узень под термальное заводнение был не случаен, ведь исследования показали, что при высокопарафинистой нефти, содержащейся в слоисто-неодно­родных пластах, холодное заводнение не может обеспечить качественную разработку месторождения.

Это проявилось в общем неудовлетворительном состоянии разработки, как в отношении текущих отборов нефти, так и полноты охвата пласта заводнением. Влияние изменения температуры на поведение нефти месторождения Узень уникально: нефть при 30 — 32 °С превращается в структурированную массу, а при 12 -- 15 °С - в твердый битум. Охлаждение такой нефти при обычном заводнении в слоях с пониженной проницаемостью (которые составляют до 35 %) чревато потерями нефти и не достижением удовлетворительного коэффициента нефтеотдачи.

Выполненное на месторождении пробное нагнетание горячей воды в отдельные скважины еще не могло ответить на многие технико-техноло­гические вопросы, связанные с переводом всего месторождения под термозаводнение. Требовался масштабный эксперимент по длительному нагнетанию горячей воды в большую группу скважин, и предстояло решить технические вопросы подготовки и получения горячей воды в больших объемах.

После сооружения специальной установки по нагреву минерализованной морской воды в июле 1970 г. приступили к первому в СССР опытно- промышленному нагнетанию горячей воды в скважины второго разрезаю­щего ряда, вскрывшие XIII, XIV, XV, XVI горизонты.

Этот ряд был введен в работу при закачке горячей воды. В течение 1,5 лет было закачано 4,85 млн. м3 воды температурой 75— 85 °С. Первоначально нагнетание осуществлялось в 13 скважин, в последующем в 24, затем в 52 скважины.

В связи с превышением закачки над отбором нефти из окружающих скважин вначале был отмечен рост устьевых давлений нагнетательных скважин до 13,5 МПа, что (как показали расчеты) соответствовало темпам нагнетания и гидродинамическим параметрам пластов. В последующем при подключении под закачку дополнительных скважин и ее перераспределении давление снизилось до обычного 10,0 — 10,5 МПа (при дебитах 250 - 650 м3/сут).

Практика показала, что приемистость скважин в целом стабильна и что указанный процесс можно реализовать на всем месторождении Узень. Ближайшие добывающие скважины, удаленные на 350 — 500 м, активно реагировали на нагнетание горячей воды, в отдельных из них был отмечен рост пластовых давлений на 2,0 - 3,5 МПа, что указывало на активную передачу давления по пластам.

В связи с периодическими ремонтами нагревательной установки неоднократно переходили на закачку обычной воды, при этом буфер из горячей воды продвигался дальше по пластам.

Ввиду неадекватности геологических условий для выявления влияния технологии заводнения на воздействие и добычу нефти была применена специальная методика. Считается, что в этих условиях целесообразно сравнивать не столько абсолютные значения показателей, которые в основном зависят от геологических условий, а важно выявить динамику их изменений (во времени), которая в значительной степени обусловливается самой технологией разработки.

Было проведено сопоставление безразмерных параметров — дебитов и отборов нефти во времени, при котором все текущие показатели в период холодного и термального заводнения были поделены на показатели начала нагнетания. Это несколько уменьшило влияние отдельных геологических характеристик и идентифицировало (хотя и не полностью) условия.

Динамика основных технологических показателей отражена на рисунке 3.7:

Рисунок 3.4 Изменение дебитов нефти добывающих скважин в зоне нагнетания холодной (1) и горячей (2) воды

Реализация закачки горячей воды приводит к восстановлению ранее сниженной пластовой температуры на старых и к поддержанию и повышению температуры на новых участках, которые разбуриваются для уплотнения сетки и перевода месторождения под термоплощадное завод­нение.

Анализируя последующую динамику добычи нефти, можно отметить, что темпы падения добычи нефти сначала уменьшились, а затем добыча стабилизировалась, затем наметился рост добычи нефти, степень которого будет определена лишь при последующей эксплуатации.

Стабилизация добычи нефти связана с улучшением термогидродина­мических условий в пластах, совершенствованием режима закачки и про­ведением других мероприятий.

Анализ характеристик вытеснения, построенных в полулогарифмичес­ких координатах добыча нефти - добыча жидкости для месторождения в целом и отдельных блоков разработки, показывает улучшение условий вытеснения нефти из пластов [18].