Крепление паронагнетателъных скважин

Надежность и долговечность работы паронагметательной скважины во многом зависит от ее крепления. Применяя различные технологические приемы крепления скважин, добиваются увеличения сопротивляемости паронагнетательных скважин термическим нагрузкам. Этому предшествует тщательное изучение геологического строения залежи, возможные поглощения буровых растворов во время бурения, проявление скважин, а также изучение технических условий эксплуатации паронагнетательных скважин, систему воздействия на пласт (им-пульсно-дозированнос воздействие, термоциклическое воздействие, паротепловое воздействие и т.д.). С учетом изложенного выбирается технология крепления скважин. В плане на крепление паронагпетательной скважины должны быть подробно изложены сведения о ее конструкции и методы снижения температурных напряжений.

Расчет обсадных колонн паронагнетатсльиых скважин следует производить с учетом температурных усилий и цикличности тепловой нагрузки. Если при разработке месторождения используется теплоноситель с температурой 300° С и более, то при расчете обсадных колонн паронагнетательных скважин следует учитывать явление ползучести металла. При значительных механических напряжениях, которые испытывают обсадные колонны паронагпетательных скважин, ползучесть металла может кратно сократить срок службы скважин. В этой связи расчет обсадных колонн на ползучесть надо обязательно проводить. Технология крепления паронагнетательных скважин должна предусматривать методы снижения температуры нагрева обсадных колонн и температурных напряжении. Эти методы разделяют на две группы. Применяя первую группу методов, снижают температуру нагрева обсадной колонны, соответственно и температурные напряжения, за счет оборудования па-ронашетатсльиых скважин термостойким внутрискважиипым оборудованием (термоизолированные МКТ, термостойкие паке-ра, термоизоляция затрубного пространства скважин и т.д.).

П.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового депа

Глава XVI. Возлсйстпие tin нефтяной пласт теплом

При этом сокращаются и теилопотсри. Применяя вторую фуп-пу, снижают уровень температурных напряжений за счет создания условий свободной деформации или создания в обсадной колонне предварительных механических напряжений знака обратного знаку температурных напряжений.

Крепь иаронагнетатсльиых скважин испытывает большие термические нагрузки, поэтому важное место в креплении скважин занимает расчет на прочность обсадных колонн. Для расчета обсадных колонн пользуются методикой НПО «Союзтермнефть» СТП-39-3.0-015-84 «Расчетные схемы для термонапряжепных обсадных колонн».

На любом сечении обсадной колонны точки находятся в плоском напряженном состоянии. По IV теории прочности определяется эквивалентное напряжение

= V*⁷]² ⁺ ^а\ ~

где а_х, <т₃ - главные напряжения; <7] = p_nd/2S\ p_it - избыточное давление,

где: /?_пл - пластовое давление; р, - контактное давление, возникающее на поверхности обсадной колонны при расширении; р_в -

внутреннее давление в обсадной колонне; d ~ диаметр обсадной колонны; S -толщина стенки обсадной колонны.

Кошактнос давление определяется из выражения

P_t=aEAt

25 Е„

где а - коэффициент линейного расширения стали; Я, Я_ц - модуль упругости стали и цементного камня; At- изменение температуры нагрска обсадной колонны. Главное напряжение

сг₃ = aEAt + <т_н,

где <х_н =Q_iXjF\ Q_H - натяжение колонны; F - площадь сечения колонны.

Подставив <х, и ст₃ ^в формулу эквивалентного состояния, определяем <т_н.

Затем определяется осевая нагрузка Р_э, действующая в колонне (на резьбовые соединения):

*,=<*,■?■

Таким образом, определяют действующие нагрузки в сечениях обсадной колонны паронагнстатслыюй скважины на устье, в средней части и на забое, после чего строится эпюра усилий. По значению (Т_э выбирают группу прочности, а по значению Я, определяют грузоподъемность резьбового соединения. Произведя расчет на прочность, вводят изменения прочностной характеристики стали обсадных труб, связанные с нагревом. При большой термической нагрузке необходима также проверка на термическую усталость обсадной колонны (стали).

Главным условием, гарантирующим надежность и долговечность крепи паронагнетательной скважины, является качественное цементирование обсадной колонны с подъемом цементного раствора до устья при тщательном соблюдении технологии цементирования.

Для повышения качества изоляции эксплуатационную колонну цементируют растворами с различными сроками схватывания: интервал продуктивной части пласта цементируют цементным раствором, сроки схватывания которого меньше, чем у остального раствора, па 30-40%.

Эффективным методом снижения уровня термических напряжений в обсадных колоннах, возникающих при их нагреве, является натяжение обсадной колонны. В паронагнетатсльных скважинах эксплуатационная колонна перед се цементированием натягивается на расчетное усилие и закрепляется на устье скважины. При этом в сечениях обсадной колонны создаются предварительные напряжения, которые постепенно при нагреве обсад-пон колонии исчезают («погашаются»).

Закрепление нижней части обсадной колонны с целью ее натяжения производят при помощи забойных якорей или цементированием нижней части обсадной колонны через муфту двух-

В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела

Глава XVI. Воздействие на нефтяной пласт теплом

ступенчатого цементирования (МСЦ). Якорное закрепление обсадной колонны применяется при высокой устойчивости стенок ствола скважины. Создание предварительного напряжения обсадной колонны необходимо производить с использованием цементных растворов с минимальными сроками схватывания. При натяжении закрепленной на забое обсадной колонны в ее сечениях создаются осевые напряжения, имеющие знак, противоположный знаку температурных напряжений. Расчетное усилие натяжения (кМ) обсадной колонны определяется из уравнения:

= — -aE&iF-0,lP±

где Р - максимальная грузоподъемность резьбового соединения обсадной колонны, кН; а - коэффициент линейного расширения стали при нагреве; Е - модуль упругости на растяжение, МПа; F - площадь сечения обсадной колонны, м²; At - уменьшение температуры обсадной колонны при ее охлаждении от первоначальной температуры, в северных районах в среднем At = 30° С, а для южных районов - At = 20° С; Р_т - внутренне избыточное

давление, МПа; п^ - коэффициент безопасности при растяжении;

d - диаметр обсадной колонны, м; S - толщина стенки обсадной колонны, м.

Температура, влияние которой компенсируется предварительным натяжением обсадной колонны, определяется так:

Qz_

= aEt_t

где Q_z - осевая растягивающая нагрузка в сечении обсадной колонны па глубине Z, кН; F- площадь сечения обсадной колонны па глубине Z, м².

Учитывая, что для стали аЕ — 2,5,

t = Q_z/2,5F_z\OO. Например, при Q_z =1000 кН получаем F_t =0,0040 м².

Компенсируемая температура t ~ 100° С. Это значит, что если защемленная в цементном камне при нагрузке 1000 кН обсад-

ная колонна будет нагреваться до температуры 300° С, то температурные напряжения сжатия будут соответствовать <т, =#£(300-100).

Это указывает па высокую эффективность защиты обсадной колонны путем их предварительного нагружения растягивающими напряжениями. В таблице 21 указаны допустимые усилия при натяжении обсадных колонн.

Таблица 21

Диаметр обсадной колонны, мм	Толщина стенки обсадной колонны, мм	Допускаемое напряжение, кН	Величина погашаемой температуры, °С
Е	л	М	Р	Е	Л	М	Р
	7,7
9,2

8,8
	8,3
9,5
	8,9

Примечание:

1. Таблица составлена лля обсадных труб исполнения Л, для труб ис
полнения Б данные таблицы необходимо уменьшить на 4%.

2. Тип резьбы - ОТГМ, ОТГГ.

3. Е, Л, М, Р - группа прочности ciajni.

3. Внутринластовос горение (ВГ)

Термический метод добычи нефти с применением внутри-пластового горения применяется для увеличения нефтеизвлече-ния на месторождениях с вязкой и высоковязкой нефтью.

Теоретические и экспериментальные исследования термогидродинамических процессов в нефтяных пластах проводили отечественные ученые А.Б. Шейнман, К.К. Дубровай, С.Л. Закс, Л.И. Рубинштейн, Э.Б. Чекалюк, А.А. Боксерман.

В.И. Кудинов. Основы иефтегазопромыслового дела

Глава XVI. Воздействие на нефтяном пласт теплом

Первым в нашей стране внес предложение о воздействии на нефтяной пласт внутрипластовым движущимся очагом горения (ВДОГ) А.Б. Шейнман. По результатам лабораторных исследований и опытов по внутрипластовому горению впервые в мире у нас в стране были проведены работы на Ширванском месторождении Краснодарского края в 1933 году. В последующем экспериментальные работы были проведены на промыслах Павлова Гора - Краснодарский край, в Старогрозненском, Нефтяно-Ширванском районе и других.

Внутрипластовое горение у нас в стране и за рубежом в промышленных масштабах применяется с пятидесятых годов прошлого столетия, в основном на месторождениях тяжелой нефти.

Внутрипластовое горение - это физико-химический окислительный процесс, при котором происходят химические превращения веществ с выделением больших количеств теплоты и образованием продуктов реакций.

Физической стадией процесса являются смешение топлива с окислителем и нагрев горючей смеси.

Химической стадией процесса является реакция горения, которая протекает по формуле:

СН_П+О₂ -► СО₂+СО+Н₂О+ теплота, (124)

где СН_П - коксообразпый остаток, образующийся при разложении нефти.

Процесс впутрипластового горения - это способ разработки месторождений вязкой нефти с целью увеличения конечного нефтсизвлечения, который основывается па использовании энергии, получаемой при частичном сжигании тяжелых фракций нефти (кокса) в пластовых условиях при нагнетании в пласт окислителя (воздуха). Процесс внутрипластового горения обладает всеми преимуществами термических методов вытеснения нефти горячей водой и паром, а также смешивающегося вытеснения, происходящего в зоне термического крегиига, в которой все углеводороды переходят в газовую фазу.

Основа горения - экзотермическая окислитслыю-восстапо-внтсльная реакция (или комплекс реакций) вещества с окислите-

лем. Для того чтобы началась реакция, необходимо нагревание нефти. В процессе горения передача тепла осуществляется теплопроводностью. На основе проведенных теоретических исследований и экспериментальных работ определены основные закономерности процесса внутрипластового горения:

- внутрипластовое горение может осуществляться в виде су
хого внутрипластового горения (СВГ), влажного внутрипла
стового горения (ВВГ) и сверхвлажного внутрипластового
горения (СВВГ);

- главным параметром для ВВГ и СВВГ является водо-
воздушный фактор (ВВФ) - это отношение объема закачи
ваемой в пласт воды к объему закачиваемого в пласт возду
ха;

- интенсивные экзотермические реакции окисления нефти
происходят в узкой зоне продуктивного пласта, которая на
зывается фронтом горения;

- при сухом и влажном процессах на фронте горения темпе
ратура в среднем достигает 350-500° С, а процесс сверх
влажного горения протекает при температурах 200-300° С;

- увеличение воздушного фактора (ВВФ) дает возможность
повышать скорость продвижения по пласту тепловой волны,
снижать расход воздуха на выжигание пласта и на добычу
нефти, уменьшать концентрацию сгорающего в процессе
химических реакций топлива;

- на процесс виутрипластового горения значительное влияние
оказывают пластовое давление, тип породы и нефти, на
чальная нефтснасыщенность.

При впугрипластовом горении тепло для воздействия на нефтяной пласт образуется за счет сжигания части пластовой нефти. По лабораторным и промысловым данным, при внутри-пластовом горении сжигается до 15% нефти от геологических запасов нефти в пласте. Обычно сгорают наиболее тяжелые, менее ценные компоненты нефти в виде коксообразного остатка, образующегося в результате испарения, крекинга и пиролиза пластовой нефти, происходящих в норовых каналах продуктивного пласта в процессе горения.

502 В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела

Пита XVI. Воздействие на нефтяной пласт теплом

325-650 °С

Паровое плато

* * Г

В простейшем случае для создания внутрипластового движущегося очага горения (ВДОГ) необходимо пробурить две скважины, одна из них нагнетательная, другая - добывающая.

Перед началом процесса необходимо создать циркуляцию воздуха между этими скважинами. Затем в призабойной зоне зажигательной (нагнетательной) скважины создают условия, необходимые для инициирования и образования устойчивого очага горения в пласте. Для этого применяют забойные электрические нагреватели, забойные топливные горелки, химические реагенты и так далее, с помощью которых зажигают нефть в пласте.

При получении стабильного горения в пласте, когда очаг горения начал передвигаться к добывающим скважинам, зажигательная скважина становится только нагнетательной. Для этого забой скважины охлаждается, и из скважины извлекается нагревательный прибор на поверхность, а в скважину начинают постоянно подавать окислитель (обычно воздух). При температуре около 260° С происходит горение некоторых углеводородов, входящих в состав нефти, с образованием воды, а также образование коксообразного остатка (топлива). При температуре 370° С воспламеняется и начинает гореть коксообразный остаток, образуя продукты горения (вода, углекислый газ, окись углерода). Горение происходит на участке пласта небольшой протяженности, образуя фронт горения, который при непрерывном нагнетании воздуха (окислителя) перемещается в направлении от нагнетательной к добывающей скважине. Скорость перемещения фронта горения, по промысловым данным, колеблется в пределах 0,03-1,07 м/сутки.

Температура фронта горения обычно находится в пределах 400-500° С и более.

Участок продуктивного пласта, находящийся между нагнетательной и добывающей скважинами, можно разделить на несколько температурных зон (рис. 132). За фронтом горения находится выгоревшая зона, температура которой (по направлению к добывающей скважине) постепенно повышается до температуры фронта горения. Если температура фронта горения выше 370° С, то

Рис. 132. Схема процесса внутрипластового горения: а - температурные зоны в пласте; б - зоны распространения процесса; 1,2- нагнетательная и добывающая скважины; 3, 4, 7, 8 - юны соответственно выжженная, испарения, конденсации и пара; 5 - легкие углеводороды; 6 -нефтяной вал; 9 - фронт горения

за ним остается совершенно сухая порода пласта, не содержащая жидких продуктов и коксообразного остатка.

Непосредственно перед фронтом горения находится зона испарения, в которой происходит испарение остаточной нефти и связанной волы, а также образование коксообразного остатка (в той части зоны, которая примыкает к фронту горения). В пределах этой зоны наблюдается резкое понижение температуры до 93-204° С. Протяженность зоны испарения 0,6-1,5 м. Впереди зоны испарения находится зона пара, в которой совместно дви-

В.М. Кудинов. Основы пефтегазопромыслового дела

Глава XVI. Воздействие "а нефтяной пласт теплом

жутся пары воды и нефти, а также газообразные продукты горения. По мере падения температуры в пределах этой зоны происходит конденсация паров поды и испарившихся легких углеводородов. Протяженность этой зоны довольно большая и составляет 4—9 м. Далее идет зона горячего конденсата, образовавшаяся в результате конденсации паров воды и нефти. В этой зоне температура постоянно снижается до первоначальной температуры пласта.

При вытеснении нефти оторочкой горячего конденсата перед пей создается зона повышенной нефтенасыщенности (оторочка нефти). Or нефтяной оторочки до добывающей скважины сохраняются первоначальные условия: нефте- и водонасыщен-ность п этой зоне равны их значениям до зажигания пласта. Распределение температуры в пласте в ходе процесса по зонам приводит к соответствующему зональному распределению в пласте водонасыщенности и нефтенасыщенности. Во время развития процесса и перемещения фронта горения по пласту вес указанные зоны последовательно проходят через весь участок пласта, заключенный между нагнетательной и добывающей скважинами. Процесс заканчивается, когда фронт горения доходит до добывающей скважины.

Для разработки залежи с применением внутри пластового движущегося очага горения чаще применяют пятиточечную сетку скважин, когда нагнетательные (зажигательные) скважины расположены в центрах ячеек из четырех добывающих. Как видно из выше изложенного, в процессе внутри пластового горения осуществляется комплексное воздействие на продуктивный пласт: вытеснение горячими газами, паром, растворителями и горячей водой. При использовании метода ВДОГ получают высокий коэффициент нефтсизвлечения и быстрые темпы разработки нефтяной залежи. По промысловым данным, коэффициент исф-теизвлечемия при применении данного метода, в зависимости от качества нефти, коллекторекмх свойств залежи и коэффициента охвата пласта фронтом горения, находится в пределах 0,51-0,80. Данные промысловых испытаний показывают, что значительное количество нефти извлекается также из той части разрабатывае-

мого продуктивного пласта, которая не охвачена непосредственно фронтом горения. Тепло от фронта горения за счет теплопроводности передается соседним участкам залежи, нагревает их и вовлекает в разработку.

Мефтеизвлечение (0,51-0,80) в промысловых условиях достигается за 1,5-4,0 года. Такие темпы выработки нефтяной залежи невозможны (в настоящее время) ни при каких других методах извлечения нефти. Необходимо отмстить, что метод создания ВДОГ, по сравнению с другими методами, является более сложным и требует более тщательного учета присущих ему особенностей и более высокой квалификации обслуживающего персонала.

Имеются два варианта внутри пластового горения - прямоточный и противоточный. При прямоточном варианте внугрипла-стового горения зажигание пласта и подача окислителя производится через одну и ту же скважину. Окислитель и фронт горения при этом движутся в направлении от зажигательной (нагнетательной) скважины к добывающим скважинам. При противоточ-ном варианте зажигание пласта и нагнетание окислителя в пласт осуществляют в разные скважины. После того как в зажигательной скважине инициировано горение, окислитель подается через нагнетательную скважину в иефтспасыщенную ненагретую часть продуктивного пласта навстречу движущемуся очагу горения. Ограничивающими факторами в иротивоточном горении являются:

- эффект при противоточном горении снижается, так как ско
рость и температура фронта горения непрерывно возраста
ют с увеличением расхода воздуха, скорость продвижения
фронта увеличивается с ростом давления при снижении
максимальной температуры;

- направление распространения процесса может измениться
на обратное, если скорость реакций окисления нефти в ус
ловиях продуктивного пласта достаточна для ее самовос
пламенения на участках, прилегающих к нагнетательной
скважине;

- эффективность метода зависит от расхода воздуха, что ус
ложняет управление процессом. Расход воздуха при этом

В.И. Кудииоп. Основы иефтегазопромыслового дела

Глава XVI. воздействие на нефтяной пласт теплом

методе значительный и для его достижения необходимо уменьшать расстояние между скважинами, так как при значительном удалении скважин друг от друга тепловые потери обуславливают конденсацию значительной части нефти, которую затем трудно извлечь на поверхность; — практическая невозможность осуществления прямоточного процесса в залежах с неподвижной нефтью или битумами. По выше изложенным причинам метод противоточного внутрипластового горения не получил широкого применения.

4. Основные технологические параметры процесса создания ВДОГ

Добыча нефти с применением ВДОГ значительно отличается от других методов добычи нефти. Для применения этого метода предварительно требуется детальное изучение геолого-промысловых данных разрабатываемого объекта, а также должны быть определены технологические параметры процесса.

Расчетным путем или экспериментально должны быть определены: приемистость нагнетательных скважин, удельный расход воздуха, скорость перемещения фронта горения, расход топлива (сгорающей части нефти), минимальные величины температуры фронта горения и удельного потока воздуха, коэффициент охвата пласта фронтом горения в зависимости от схемы размещения нагнетательных и добывающих скважин. Скорость перемещения фронта горения определяется по формуле (с учетом того, что коксоподобный остаток сгорает полностью)

n)qRx

(125)

где Уф - скорость перемещения фронта горения, м/ч; q - удельный поток воздуха, м /ч-м; х - содержание кислорода в нагнетаемом окислителе, доли единицы (для воздуха х ~ 0,21); R - коэффициент использования кислорода, доли единицы; Z- концентрация топлива (содержание коксоподобного остатка в единице

объема пласта), кг/м³; п - отношение числа атомов водорода к числу атомов углерода в топливе; т - отношение числа молей СО₂ к числу молей СО в газообразных продуктах горения.

На основании уравнения (125) относительный расход воздуха (т.е. объем воздуха, требующийся для выжигания единицы объема пласта) определяется выражением

2т+ 1

з л

(126)

м воздухе

n)Rx

м³ пласте

Если принять, что горение происходит до полного окисле-
СО,
ния всего углерода до СО2 (то есть отношение т =---- - стремит-

ся к бесконечности) и что содержащийся в нагнетаемом воздухе кислород полностью расходуется на горение (к = I), то удельный расход воздуха (х = 0,21) на единицу объема добытой нефти R_A

составит

26,67 Z (4 + п)

з "\

(127),

м воздухе

м пласте )

где <р - пористость, доли единицы; S_o - начальная нефтенасы-щенность, доли единицы; S_z - часть нефти, расходуемой в качестве топлива, доли единицы.

Приемистость нагнетательных скважин определяют в период предварительного нагнетания воздуха перед зажиганием пласта. Однако необходимо иметь в виду, что после создания ВДОГ впереди фронта горения образуется оторочка нефти - зона повышенной нефтенасыщепности, что существенно снижает относительную проницаемость для воздуха и, следовательно, приемистость нагнетательных скважин при существующем давлении.

Удельный расход воздуха растет прямо пропорционально количеству образующегося и сгорающего топлива. По промысловым данным удельный расход воздуха на единицу объема добываемой нефти колеблется в пределах 1140-3560 м /м.

508 П.И. Кудипов. Основы иефтегспопромысловаго дела Глапа XVI. Возлсйстппе на нефтяной пласт теплом 509

Концентрация топлива равна содержанию топлива в единице Существует минимальное значение удельного потока возду-

объема пласта. Концсшрация топлипа зависит от условий горения ха, необходимого для поддержания и перемещения фронта горе-

(давление, температура), остаточной водопефтенасыщенности пе- ния. Оно зависит от температуры горения топлива (коксоподоб-

ред фронтом горения, пористости коллектора и качества нефти. ною остатка), его концентрации и утечек тепла от фронта горс-

Количсство образующегося коксоподобиого остатка зависит пия. Когда величина потока воздуха становится ниже мшшмаль-

(при прочих равных условиях) от плотности нефти. Из более тя- пою значения, температура фронта горения быстро падает

желых мефтей образуется большее количество коксового остатка, и делается ниже температуры воспламенения. В результате очаг

чем из легких нефтей. При увеличении расхода топлива (концеи- горения затухает.

трация топлива) возрастает время, необходимое для выжигания Между удельным потоком воздуха и скоростью перемеще-

данного объема пласта, в результате чего увеличивается общий пия фронта горения существует непосредственная зависимость.

расход воздуха, а это в свою очередь повышает общие затраты на Эта зависимость определяется по лабораторным и промысловым

проведение процесса. Оптимальная концентрация топлива долж- данным. По промысловым данным, скорость перемещения фрон-

на быть такой, чтобы можно было поддерживать температуру та горения находится в пределах 0,03-1,06 м/сутки.

фронта горения на заданном уровне. Эта температура выше тем- Минимальное значение удельного потока воздуха определя-

пературы воспламенения топлива. i ется минимально допустимым (возможным) значением скорости

^:перемещения фронта горения. В свою очередь минимальная ско-

_с _Л/ - рость перемещения фронта горения определяется условием теп-

5. Удсльныи поток воздуха и скорость перемещения ^к ^.

* г г лового баланса на фронте горения, согласно которому количество

фро ГТЗ рени тепла, выделяющегося в единицу времени на фронте горения,

Количество воздуха, проходящего за единицу времени через должно быть равно его количеству, передаваемому от фронта го-

едипицу площади, перпендикулярной к направлению потока воз- рения в окружающую среду.

духа (удельный поток воздуха), является важнейшим парамет- Чем больше толщина пласта, тем меньше удельные потери

ром, определяющим скорость перемещения фронта горения. Этот тепла в расчете на единицу объема зоны горения. Для тяжелых

параметр зависит от глубины залегания продуктивного пласта, нефтей в промысловых опытных работах минимальная скорость

проницаемости и отношения коэффициента подвижпостей. перемещения фронта горения доходила до 0,03 м/сутки при тол-

С увеличением глубины растет давление нагнетания. При данном щнне пройденной части пласта 3,0-4,5 м и концентрации топли-

давлепии нагнетания с увеличением глубины будет уменьшаться ва 32-37 кг/м³ породы пласта. При расчетах требуемого количе-

расход нагнетаемого воздуха и, следовательно, удельный поток ства воздуха рекомендуется минимальную скорость перемещения

воздуха. Для коллекторов меньшей проницаемости при данном фронта горения принимать равной 0,076 м/сутки.
давлении нагнетания приемистость скважины также будет мень-

ше, то есть будет меньше „ удельный поток воздуха. В целях дое- ₆ _{Коэфф11Ц11е11Т} использования кислорода

тнжения одинаковой приемистости для коллекторов с меньшей

проницаемостью потребуется повысить давление нагнетания, что Практически не весь кислород, содержащийся в нагаетас-

увсличит затраты на нагнетание воздуха. Важным фактором яв- м°^м воздухе, расходуется на горение. Отношение количества ки-

ляется отношение коэффициентов подвижностей воздуха до и пос- слорода, участвовавшего в реакции внутрипластового горения,

ле фронта горения. к общему его количеству, введенному в пласт с нагнетаемым

В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела

Глапа XVI. Воздействие на нефтяной пласт теплом

окислителем (воздухом), называется коэффициентом использования кислорода. Коэффициент использования кислорода является важным показателем эффективности внутрипластового горения. Согласно промысловым данным коэффициент использования кислорода колеблется в пределах 0,50-0,98. С учетом накопленного опыта промышленного применения метода В ДОГ для высоких технологических и экономических показателей при использовании метода ВДОГ следует учитывать следующее:

1. Предельная глубина для применения метода ВДОГ считает
ся 700-800 м. Глубина залегания залежи связана со стоимо
стью бурения скважин и нагнетания воздуха.

2. Толщина нефтенасыщенной части продуктивного пласта
должна быть не менее 6-9 метров.

3. Продуктивный пласт должен иметь хорошую относитель
ную проницаемость для воздуха.

4. Остаточная нефтенасыщенность должна составлять 50-60%.

5. Первоначальная обводненность не более 40%.

6. Пористость пласта 20-40% и более.

7. Плотность нефти в пределах 0,82 до 0,96 г/см³.

8. Наличие дешевого и доступного топлива (энергии), исполь
зуемого для привода воздушных компрессоров.

Все вышеизложенные рекомендации несут сравнительно общий характер. Каждая залежь отличается от других залежей, поэтому каждый объект должен быть тщательно исследован и па основе исследований принимают соответствующие решения.

В последнее время все больше применяется процесс влажного внутрипластового горения, при котором одновременно с воздухом в продуктивный пласт подают в определенном расчетном соотношении воду. При добавлении воды к нагнетаемому в продуктивный пласт воздуху теплоемкость газового потока значительно увеличивается. Сухой воздух, нагнетаемый в пласт, не может отбирать тепло от нагретой выгоревшей породы с такой скоростью, с которой фронт горения нагревает породу, при добавлении воды способность нагнетаемой газожидкостной смеси отбирать тепло в выжженой зоне увеличивается.

Процесс влажного внутрипластового горения проходит одновременно с образованием большой зоны насыщенного пара перед фронтом горения, что способствует улучшению вытеснения нефти.

При одном и том же положении фронта виутршшастового горения при сухом и влажном горении, при влажном внутрипластовом горении нефть вытесняется больше за счет тою, что зона пара и горячей воды продвигается далеко впереди фронта горения. В этом случае снижается и концентрация топлива, за счет чего уменьшается удельное потребление воздуха. Увеличение воздушного отношения от 0,002 м7м до 0,01 м /м приводит к снижению температуры на фронте горения, и процесс внутрипластового горения именуется сверхвлажным. При влажном и сверхвлажном внутри пластовом горении (ВГ) тепло переносится в зону впереди фронта горения. Впереди фронта горения регенерируется практически все тепло, выделившееся в результате горения.

Впереди фронта горения создается большая оторочка пара, что позволяет прекратить процесс горения значительно раньше, чем при сухом внутрип ластовом горении, а это приводит к снижению расхода воздуха в 2-3 раза.

7. Водо-воздуншое отношение (ВВО)

Соотношение закачиваемых в пласт объемов воды и воздуха составляет в среднем 1-5 м³ воды на 1000 м³ воздуха, т.е. водо-

|Л"3 т 1

воздушное отношение должно составлять (1-5) м/м. Конкретные значения водовоздушного отношения определяются геолого-физическими и технологическими условиями осуществления процесса.

Повышение ВВО до некоторого предела приводит к прекращению окислительных процессов нефти в пласте, снижению температуры, сокращению расхода топлива. Занижение ВВО повышает температуру в пласте, при этом снижается эффективность теплового воздействия. В этой связи рекомендуется процесс ВВГ проводить с максимально возможными значениями

В.И. Кудинов. Основы иефтегазопромыслового дела

Глава XVI. Воздействие на нефтяной пласт теплом

воздушного отношения. Данные исследования показывают, что при атмосферном давлении внутрипластовое горение поддерживается при ВВО, не превышающем 0,0059 м³/м³; при ВВО, составляющем 0,007 м'/м, оно затухает. При повышенных давлениях (7,0 и 14,0 МПа) горение поддерживается при сравнительно высоких значениях ВВО-0,01-0,012 м³/м³.

8. Свсрхвлажнос внутрипластовос горение (СВВГ)

Сверхвлажное внутрипластовое горение осуществляется совместно с заводнением. В нагнетательную скважину при СВВГ" вместе с окислителем закачивается вода в таких количествах, когда выделяемое тепло не может превратить всю ее в пар. При этом исчезает зона перегретого пара и в зоне реакции значительно снижается температура. Значение воздушного отношения, при котором процесс влажного внутрипластового горения может перейти в сверхвлажное, зависит от концентрации остаточного топлива. При максимальном водо-воздушном отношении (ВВО) коэффициент использования кислорода значительно снижается, при этом диффузионный режим может перейти в кинетический, а тепловыделение может быть недостаточным для поддержания горения.

Существуют два типа реакций окисления углеводородов: высокотемпературное горение и жидкофазное окисление. Низкотемпературное жидкофазнос окисление нефти происходит при температуре 200-250° С и ниже. При этом кислород связывается в молекуле углеводорода, а водород отщепляется от нее и связывается в «оде.

При повышении ВВО некоторой предельной величины выделяемая теплота за счет экзотермических реакций при окислении нефти кислородом воздуха становится недостаточной для продолжения процесса в фазе высокотемпературного горения. В следствие этого происходит гашение высокотемпературной зоны с температурой около 400° С и выше до температуры, близкой к температуре насыщенного водяного пара - 200-300° С, при которой вода может находиться в жидком состоянии. При сверх-

влажном горении утилизация кислорода улучшается, а коэффициент использования топлива при высоком ВВО становится меньше единицы за счет увеличения роли конвективного потока воды в процессе. С ростом ВВО уменьшается удельный расход на выжигание пласта и, соответственно, концентрация сгорающего топлива. При сверхвлажном впутрииластовом горении удельная потребность в воздухе зависит от темпа нагнетания воды и воздуха, а при сухом и влажном горении - от концентрации остаточного топлива.

По данным экспериментальных исследований, при ВВО, равном 0,006 м³/м³, удельная потребность в воздухе в 3 раза ниже, чем при ВВО, равном 0,002 м³/нм³.

Величина концентрации сгорающего топлива и величина удельной потребности в воздухе находится в обратной зависимости от изменения величины ВВО.

Величина концентрации сгорающего топлива при сверхвлажном горении значительно ниже, чем при влажном. Например, при ВВО = 0,001 м³/м³ величина концентрации сгорающего топлива составляла 16,5 кг/м³, в фазе сверхвлажного горения при ВВО = 0,006 м /м - около 5,5 кг/м, т.е. в 3 раза меньше.

Процесс сверхвлажного горения идет при температуре 200-250° С, а влажное и сухое горение - при температуре 400-600° С и соответствует температуре насыщенного водяного пара или горячей воды. При сверхвлажном горении скорость перемещения зоны генерации тепла пропорциональна водо-воздушпому фактору и определяется темпом нагнетания воды, а не воздуха. При сверхвлажном горении эта скорость возрастает в несколько раз. С увеличением ВВО снижаются расходы сгорающею топлива и воздуха.

При значениях ВВО до 0,0022 идет процесс влажного горения, свыше 0,0022 начинается процесс сверхвлажного горения. При сухом горении скорость перемещения фронта горения 0,13-0,15 м/ч, при влажном (ВВО = 0,0022) - 0,22 м/ч, а при сверхвлажном (ВВО = 0,0054) -0,36 м/ч.

& Глава XVII. Методы разработки вязких и высокопязких нефтси 515

- отсутствие связанной воды в трещинах и изолированных

кавернах;

х лава Л V11 _т _е _в коллекторах этого типа при низкопористой матрице вода не

МеТОДЫ разработки ВЯЗКИХ И ВЫСОКОВЯЗКИХ ^{оказываст} существенного влияния на насыщенность коллекторов

, _ углеводородом..

ИСф ГСП В КарООНЯТНЫХ Коллекторах В порово-трещиппмх карбонатных коллекторах нефти и га
за преобладающие фильтрационно-емкостпые системы (ФЕС)
образуют норовые каналы, а трещинная система имеет подчинен
ное значение. В трещинно-поровых карбонатных коллекторах,

Последние десятилетия развития нефтяной промышленно- наоборот, основная ФЕС образована системой трещин, а подчи
сти России характеризуются ухудшением структуры запасов ценное значение имеют поровые каналы.

нефти. Особое внимание научных работников и производствен- Выше изложенное подразделение карбонатных коллекторов
пиков все больше занимает проблема разработки сложнопостро- представляется условным, т.к. перечисленные типы коллекторов
енных залежей нефти и газа, сложенных карбонатными коллск- _в большинстве случаев находятся в сочетании друг с другом. Ес-
торами, содержащими нефть повышенной и высокой вязкости. _ли карбонатные коллекторы порового типа по своим ФЕС при-
Запасы нефти и газа, приуроченные к таким коллекторам, ближаются к терригенным коллекторам и могут быть сопостави-
с содержанием в них вязкой и высоковязкой нефти к настоящему _мы _с последними, то карбонатные коллекторы (трещинные, по
времени составляют около 50% от всех разведанных запасов. рово-трещинные, порово-трещинно-коверновые и т.д.) называют-
Геолого-физичеекая специфика строения большинства та- _ся «сложнопостроенными коллекторами» и по своему строению
ких залежей и свойства насыщающих их флюидов делают многие принципиально отличаются от терригеипых.
из этих запасов трудноизвлекаемыми. Во многих крупных нефте- в сложиопостроениых карбонатных коллекторах на одном
добывающих провинциях мира (Мексика, Канада, Средний уч_астке залежи могут существовать благоприятные условия для
и Ближний Восток и др.) почти все основные разведанные запасы фильтрации нефти и газа преимущественно в горизонтальном на-
нефти приурочены к карбонатным коллекторам. В нашей стране правлении, на другом участке -.в вертикальном направлении,
доля трудиоизвлскасмых запасов нефти в сложно построенных _а,,_а третьем - в «хаотичном» направлении. Карбонатные породы
коллекторах составляет свыше 70%. Существующие в мире спо- отличаются резкой прерывистостью строения, которая нарушает
собы и методы разработки таких месторождений позволяют дос- единую гидродинамическую систему залежи. Толстый массив
тигать конечного пефтсизвлечения не более 0,25-0,27. карбонатных пород нередко переслаивается сильно уплотненны-
Карбонатные коллекторы отличаются сложным характером _МИ( практически непроницаемыми слоями, которые полностью
строения фильтрационно-емкостной системы (ФЕС) и специфи- исключают вертикальную проницаемость, что превращает мас
кой взаимосвязи содержащихся в них флюидов и поверхности сивную по форме залежь в пластовую. Все это сильно осложняет
породы-коллектора. Для карбонатных коллекторов чрещинного подсчет извлекаемых запасов, прогнозирование технологических
типа свойственны: показателей разработки и т.д. В слабопроницаемых карбонатных

- незначительная абсолютная величина проницаемости; породах при наличии системы горизонтальных, вертикальных

- низкая емкость трещин, не превышающая 2-3%; (или смешанных) трещин существенное значение играет меха-

- увеличение пористости происходит за счет развития каверн; _мизм капиллярной пропитки. В таких типах карбонатных коллек-

В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела

Глапа XVII. Методы разработки вязких и высокопязких иефтен 517

торов сочетаются механизмы капиллярной пропитки и «гидродинамической фильтрации». В случае «больших» трещин и наличия вертикальных трещин значительную роль играют гравитационные силы. Для карбонатных коллекторов при подсчете запасов нефти и газа, технологии се извлечения важны не только лабораторные исследования керпового материала, по и исключительно важное значение имеют методы гидравлического исследования скважин и пластов.

Карбонатные коллекторы нефти и газа по всем геолого-физическим показателям уступают терригемным коллекторам. Многообразная природная неоднородность строения карбонатных продуктивных пластов сильно ограничивает возможность применения традиционных методов воздействия (внутриконтур-ного, площадного заводнения) для поддержания пластового давления и повышения конечного нефтеизвлечения. i

Для поддержания пластового давления и повышения конечного нефтеизвлечения месторождений с указанными типами коллекторов, насыщенных маловязкой нефтью, могут применяться методы внутри контурно го заводнения,

Однако, как показывает опыт разработки нефтяных месторождений с карбонатными коллекторами, методы внутриконтур-иого и площадного заводнения для таких месторождений оказываются малоэффективными.

Месторождения с карбонатными коллекторами, содержащими нефть повышенной и высокой вязкости (30 мПа-с и более), с целью увеличения конечного нефтеизвлечения требуют применения специальных комбинированных методов воздействия (полимерных, термических и других).

Обобщенный опыт разработки нефтяных месторождений с карбонатными коллекторами показывает:

1. Сложность определения значений фильтрационно-емкостных параметров (пористости, проницаемости, эффективных нефтенасыщеппых толщин и др.) продуктивных пластов вследствие резкой неоднородности и отсутствия четких закономерностей изменения характера неоднородности по толщине и простиранию залежей нефти, а также не-

достаточной информативности методов изменения этих параметров.

2. Недостаточная надежность и точность определения под-
счетпых параметров продуктивных пластов, величин балан
совых и извлекаемых запасов нефти и газа, а также прогно
зируемых технологических показателей разработки (деби-
тов и накопленной добычи нефти, динамики обводненности
добываемой продукции, темпов отбора нефти, технико-
экономических показателей и др.) вследствие невысокого
качества и недостаточности исходной геолого-промысловой
информации.

3. Исключительная сложность геолого-физического строения
продуктивных пластов с карбонатными коллекторами дела
ет затруднительным применение традиционных методов
поддержания пластового давления путем закачки воды.
Плохая гидродинамическая связь с законтурной водоносной
областью, характерная для большинства нефтяных место
рождений с карбонатными коллекторами, затрудняет ус
пешное применение метода заводнения. В этой связи мно
гие месторождения с карбонатными коллекторами разраба
тывают на естественном режиме истощения пластовой энер
гии.

4. Положительные результаты достигаются в случае примене
ния методов впутриконтурного заводнения на залежах
с карбонатными коллекторами порового типа, содержащих
мал о вяз к не нефти.

5. Специфика геолого-физического строения карбонатных
коллекторов, выражающаяся в резком проявлении неодно
родности фильтрацноино-емкостных свойств (ФСС) в гори
зонтальном и вертикальном направлениях, обуславливает
применение более плотных сеток добывающих и нагнета
тельных скважин, чем для залежей с терригенными коллек
торами с аналогичными средними показателями ФЕС.
При этом освоение добывающих и нагнетательных скважин,
вскрывающих карбонатные продуктивные пласты, произво
дится с применением соляно-кислотных обработок.

В.И. Кудимов. Основы нефтегаюпромыслового дела

Глава XVII. Методы разработки вязких и высоковязких исфтей 519

6. При всех примерно одинаковых значениях показателей фильтрационно-емкостмых свойстн терригенных и карбонатных коллекторов порового типа показатели эффективности применения заводнения (темпы добычи нефти, проектные уровни добычи нефти, накопленные отборы нефти, динамика обводнения добываемой продукции, коэффициенты нефтеизвлечения) для залежей с карбонатными коллекторами даже при более плотных сетках размещения добывающих и нагнетательных скважин часто оказываются хуже, чем для залежей с терригенными коллекторами. Еще более сложное состояние с разработкой сложнопостро-енных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти. К коллекторам сложионостроениого типа относятся резко неоднородные трещиновато-поровые кавернозные известняки и доломиты, сильно глинистые песчаники, слабопроницаемые алевролиты и др. Осложняющие геолого-физические факторы часто сочетаются с неблагоприятными свойствами нефтей - повышенной и высокой вязкостью в пластовых условиях, большим содержанием асфальто-смолистых и парафиновых компонентов, серы, сероводорода и др.

Значительно осложняют технологию разработки месторождений температурные условия в пласте, близкие к температуре начала выпадения парафина. К осложняющим факторам относятся также сильная геолого-литолическая расчлененность коллекторов, многопластовость продуктивных горизонтов, наличие обширных водоплавающих зон, газовых шапок, низкое газосодержание нефтей и т.д. В качестве примера можно привести геолого-литологический профиль Чутырско-Киснгопского нефтяного месторождения Удмуртии.

Продуктивный пласт этого месторождения представляет собой сложный «слоистый пирог», состоящий из чередования продуктивных слоев, разделенных друг от друга плотными непроницаемыми слоями с наличием газовой шапки и подошвенных вод.

Перечисленные сложности строения коллекторских пород продуктинных пластов дополняются трудноизвлекаемыми свойствами насыщающих их нефтей - повышенной (10-30 мПа с)

и высокой (более 30 мПа-с) вязкостью, содержанием серы, пара-фино-смолисто-асфальтеновых компонентов и др.

Применение в этих условиях традиционных способов и методов разработки не приводят к удовлетвори тельным результатам ни по уровням добычи нефти, ни по достигаемым коэффициентам нефтеизвлечепия. Не дает болылого эффекта даже применение плотных сеток скважин. Все опытные работы для поддержания пластового давления, интенсификации добычи нефти и увеличения пефтеизвлечения с использованием закачки воды в нефтяную и поднефтяную часть, закачка газа и воздуха в нефтяную часть и другое не давали ожидаемых положительных результатов, т.к. закачиваемый рабочий агент быстро прорывался по наиболее проницаемым участкам пласта, по которым нефть была отобрана, к добывающим скважинам, проникая в менее проницаемые нефтесодержащис части коллектора и не влияя на эффективность разработки. Отрицательным фактором, влияющим на механизм нефтевытсенспия и нефтеотдачу при всех режимах дренирования пласта, является повышенная и высокая вязкость нефти в пластовых условиях. Повышенная и высокая вязкость нефти при прочих равных условиях является главной причиной уменьшения дебитов нефти скважин, удлинения срока разработки месторождения и снижения конечного нефтеизвлечения.

При этом, чем выше вязкость нефти, тем быстрее происходит прорыв воды к добывающим скважинам и, следовательно, тем меньше достигаемая безводная добыча нефти. При расчетах прогнозирования процесса вытеснения нефти рабочими агентами (водой, полимерными растворами и т.д.) принято считать, что при прочих равных условиях процесс нефтсвытеснения зависит от отношения их вязкостен. При этом, чем выше отношение вяз-костей нефти п вытесняющего рабочего агента, тем ниже темны добычи нефти и достигаемая нефтеотдача за экономически целесообразный период разработки месторождения.

Как показывают экспериментальные исследования, имеет значение не только отношение вязкостен, но и абсолютные значения вязкостен вытесняемой и вытесняющей жидкостей. Значительные осложнения при разработке нефтяных месторождений

В.II. Кудипов. Основы нефтегазопромыслового дела

Глапа XVII. Методы разработки вязких и высоковязких пефтей 521

вызывают высокое содержание в нефти сероводорода, наличие
обширных водоплавающих зон, газовых шапок, большое содер
жание в продуктивном пласте глинистого материала, аномально
высокое давление и т.д. Научно обосновано, что в условиях неод
нородного карбонатного трещи ни о-кавернозно го пласта, содержа
щего вязкую нефть или нефть повышенной вязкости, необходимо
учитывать так называемую «вязкостную» неустойчивость, влияние
сильной неоднородности пласта и неблагоприятного явления
реологии из-за температурных влияний. Поэтому не существует
одного универсального подхода для рациональной разработки
всех типов месторождений сложного геологического строения
с трудноизвлекаемыми нефтями. *

В каждом отдельном случае должен применяться индивидуальный подход, основанный на детальном изучении особенностей данной залежи нефти.

Многообразие осложняющих факторов при разработке месторождений сконцентрировано па нефтяных месторождениях Удмуртии. Если доля трудноизвлскаемых запасов в России составляет около 50% остаточных запасов нефти, то в Удмуртии их около 70%.

Большинство нефтяных месторождений Удмуртии относятся к сложнопостроенным, имеющим осложненные физико-геологические условия в продуктивных пластах. К осложняющим особенностям нефтяных месторождений Удмуртии относятся: сильная гсолого-литолическая расчлененность коллекторов, многопласто-вость в продуктивных зонах, наличие газовых шапок и больших водоплавающих зон, низкое газосодержание, значительное содержание в нефти асфальто-смоло-парафиновых соединений, а главное - преобладание карбонатных коллекторов, содержащих нефть повышенной и высокой (до 180 мПа-с) вязкости.

Начиная с 1973 года производственное объединение «Уд-муртмефть» начинало освоение таких месторождений в условиях почти полного отсутствия мирового опыта успешной их разработки. В этой связи первоначальные проекты для основных месторождений Удмуртии были составлены отраслевыми институтами с расчетом на достаточную эффективность их разработки

с применением традиционных методов заводнения и редкой сеткой скважин (500x500; 600x600).

Однако с самого начала освоения стало ясно, что для таких сложных месторождений с карбонатными коллекторами, насыщенных вязкими и высоковязкими нефтями, методы заводнения как и естественные режимы, разработки приведуг к низким коэффициентам нефтеизвлечения и будут нерентабельными. Не дали большого эффекта и промысловые испытания известных тепловых методов увеличения нефтеизвлечения и холодного полимерного заводнения, так как в них слабо срабатывает механизм вытеснения вязкой нефти из низкопроницаемых блоков (матриц) трещиновато-норового карбонатного коллектора и высокая глубина залегания залежей (1200-1500 м), так как предельная глубина залегания залежей нефти для применения теплоносителей принята 700-800 м. Ниже приводятся обобщенные физико-геологические параметры эксплуатационных объектов нефтяных месторождений Удмуртии.

Для рациональной разработки таких месторождений необходимо было создать принципиально новые технологии с учетом специфики их геолого-физического строения и качества нефтей.

Требовалось найти средства для снижения вязкости нефти, отношения вязкостен нефти и вытесняющего рабочего агента, приемы борьбы с сильной неоднородностью продуктивного пласта и увеличения охвата пласта рабочим агентом.

В результате проведенного анализа существующих технологий, теоретических и промысловых исследований были обоснованы и созданы принципиально новые технологии, не имеющие аналогов в мировой нефтяной практике, которые успешно прошли промысловые испытания и промышленное внедрение.

Научно обоснованы, созданы и внедрены в производство принципиально новые высокоэффективные технологии термоциклического и термополимерного воздействия на сложнопо-строенные карбонатные пласты с трудноизвлекаемыми запасами высоковязкой нефти:

- технология импульсно-дозированного теплового воздействия на пласт - ИДТВ (патент РФ № 1266271, 1984 год, авторы В.И. Кудинов, B.C. Колбиков и др.);

522 В.И. Кудннов. Основы нефтегазопромыслового дела

Таблица 22. Мишкинскос нефтяное месторождение

Глава XVII. Методы разработки пязких и высоковязких исфтсй 523 Таблица 23. Лиственское нефтяное месторождение

№ н/н	Наименование параметра	Яснополянский надгоризонт 11 ласты	Турнейский ярус, Черепецкии горизонт
Т_л.\|, Т_л.ц, Bfii, Вб-i
	Средняя глубина, м		-
	Тип залежи	Пластовая	Массивная
	Абсолютная отметка ВНК, м	-1327,5	-1358
	Средневзвешенная неф-тснасы(ценная толщина, м	5,5
	Проницаемость 10~³ мкм^г
	Гидропро водность, мкм -см (мПа-с)	2,2	3.9
	Пористость, %	14,0	16,0
	Начальное пластовое давление, мПа	15,5	16,12
	Давление насыщения, мПа	10,5	9,7
	Пластовая температура, °С	31,0	32,0
II	Вязкость нефти в пластовых условиях, мИа-с	34,2	73,2
	Гачопасыщенность, м /т	12,2	7,0
	Плотность нефти п по-иерхпостных условиях, г/см"	0,9	0,91
	Содержание серы, %	3,5	3,8

№ и/и	Наименование параметра	Единица 1змсрсиня	Объект
Верей-башкнрекнй	Визсйский	Турнейский
	Средняя глубина алегания	м
	"ип залежи	—	массивно-пластовый	и ластовый	масеппно-пластопый
	"ии коллектора	—	карбонатный	терри генный	карбонатный
	Средняя общая толщина	м	П.7	12,5	12,8
5 6	Средняя иефтена-сыщепная толщина	м	7,0	7,8	6,9
Тористость	%
	Средняя нефтена- см1 ценность	%
	1роницаемосгь	мкм^	0,075	0,458	0,056
	Соэффициепт расчлененности	—	1,48	2,69	2,34
	Пластовая температура	°с
	Начальное пластовое давление	мПа	11,5	14,6	15,8
	Давление насыщения	мПа	4,3	5,6	5,8
	Вязкость нефти в пластовых условиях	МПа-с	32,8	35,2	33.4
	Плотность нефти в пластовых условиях	г/см'	0,892	0,894	0,883
	Плотность нефти в поверхностных условиях	г/см	0,896	0,902	0,915
16 17	Объемный коэффициент нефти	__	1,021	1,020	1,014
Содержание серы в нефти	%	1,96	2,22	1,8
	Газосодержание	м /т	10,9	10,6	6,8

В.И. Кудшюв. Основы иефтегазопромыспового дела

Глава XVII. Мстолы разработки вязких и высокоиязкнх нсфтей 525

Таблица 24. Гремихииское нефтяное месторождение

№ п/п	Наименование параметра	Единица измерения	Числовое значение
	Средняя глубина залегания	м
	Тип коллектора		карбонатный по-рово-трещшшый
	Тип залежи	массивный	с подошвенной водой
	Отметка Ш1К	м
	Средняя общая толщина	м
	Нефтснасыщснная толщина	м	24,4
	Пористость	%
	Проницаемость	мкм²	0,Ю5
	Коэффициент песчанистости Коэффициент расчлененности	доли единицы	0,541 8,75
	11 ачальиая нсфтсиасыщенность	доли единицы	0,839
	Плотность нефти r Пластовых условиях	г/см	0,897
	Вязкость нефти в пластовых условиях	мПа-с
	Газосодержаиие	м 7т	6,5
	Начальное пластовое давление	мПа	12,5
	Пластовая температура	°С
	Давление насыщения	мПа	5,04
	Объемный коэффициент нефти	доли единицы	1,025
	Коэффициент температурного расширения 11ород Нефти Воды (пластовой)	1/°С	6,1<У* 8.110" 0.410³
!9	Коэффициент теплопроводности пород нефти поды (пластовой)	КДж/(кг-°С)	1,15 2,22 3,81
	Плотность коллекторских пород окружающих пород	кг/м¹	2240 2660