В настоящее время одной из актуальных задач нефтяной промышленности является освоение принципиально новых месторождений нефти, связанных с залежами в нетрадиционных гидрофобных коллекторах. Традиционные подходы часто неприменимы при разработке подобных залежей, которые широко распространены в верхнеюрских отложениях Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна. Как показали промысловые исследования, проведенные на Средне-Назымском месторождении, классическая закачка воды для подобных месторождений невозможна в связи с быстрым прорывом воды к забоям добывающих скважин. Использование горизонтальных скважин с многостадийным гидроразрывом пласта позволяет ввести данные месторождения в разработку, однако обеспечивают низкие значения коэффициента извлечения нефти (около 7-9 %). Кардинально ситуацию могут изменить альтернативные методы поддержания пластового давления. В качестве одного из таких методов исследовано термогазовое воздействие - высокорасходная закачка воздуха. На Средне-Назымском месторождении впервые на постсоветском пространстве успешно отработаны технологические подходы к организации закачки. Несмотря на несомненные преимущества метода по сравнению с традиционной закачкой воды, остаются вопросы совершенствования процесса высокорасходной закачки воздуха. Кроме задач поддержания пластового давления, решалась задача преобразования органического вещества (керогена) в подвижные углеводороды. В силу специфики процесса, наиболее быстрыми маркерами являются выходящие газы. В статье рассматрен комплексный подход к мониторингу процессов высокотемпературного окисления на основе изменения составов выходящих газов. Предлагаемый подход обоснован на основе комплекса проведенных лабораторных исследований. Показано, что с применением предлагаемых подходов возможно управлять процессом горения в промысловых условиях. В ходе исследований установлены маркеры преобразования керогена. Отмечено, что наличие СО в продукции не всегда маркирует низкотемпературное окисление.
Список литературы
1. Bartlesville energy technology center U.S. department of energy. –
https://www.energy.gov/fe/downloads/bartlesville-energy-research-center
2. Ren Y., Freitag N. P., Mahinpey N. A Simple Kinetic Model for Coke Combustion During an In-Situ Combustion (ISC) Process // // PETSOC-07-04-05. – 2007. –
https://doi.org/10.2118/07-04-05
3. Agca C., Yortsos Y.C. Steady-State Analysis of In-Situ Combustion //
SPE-13624-MS. – 1985. – doi:10.2118/13624-MS.
4. Bagci A.S., Kok M.V., Okandan E. Combustion Reaction Kinetics in Limestones Containing Heavy Oils // SPE-15737-MS. – 1987. – doi:10.2118/15737-MS.
5. Guindon L. Kinetic Modelling of the In-Situ Combustion Process for Athabasca Oil Sands // SPE-0115-012-JCPT. – 2015. – doi:10.2118/0115-012-JCPT.
6. The ABCs of In-Situ Combustion Simulations: From Laboratory Experiments to the Field Scale / D. Gutierrez, R.G. Moore, M.G. Ursenbach, S.A. Mehta //
SPE-148754-MS. – 2011. – doi:10.2118/148754-MS.
7. Coats K.H. In-Situ Combustion Model // SPE-8394-PA. – 1980. – doi:10.2118/8394-PA.
8. Немова В.Д., Панченко И.В. Факторы продуктивности баженовского горизонта во Фроловской мегавпадине // Нефтегазовая геология. Теория и практика. – 2017. – Т. 12. – № 4. –
http://www.ngtp.ru/rub/4/46_2017.pdf.
.
