способ определения местоположения фронта внутрипластового горения в нефтяных залежах

Формула изобретения

1. Способ определения местоположения фронта внутрипластового горения в нефтяных залежах, включающий инициирование внутрипластового горения как минимум в одной нагнетательной скважине, закачку и измерение расхода воздуха и продвижение фронта горения от скважины вглубь пласта под воздействием закачиваемого воздуха, размещение множества датчиков на поверхности или на небольшой глубине под землей вокруг нагнетательной скважины, снятие показаний датчиков, отличающийся тем, что для изучения пространственного положения фронта горения проводят полевые термометрические и геохимические исследования, по результатам полевых исследований строят карты распределения температур и распределения концентраций углеводородных и неуглеводородных газов, интерпретируют их и по полученным материалам выделяют пространственное положение фронта горения.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что полевые термометрические исследования проводят с помощью термодатчиков.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что геохимические исследования проводят с помощью сорбентных датчиков и с отбором проб грунта.

4. Способ по п.3, отличающийся тем, что сеть расположения сорбентных датчиков и точек отбора грунта совпадает с сетью расположения термодатчиков.

5. Способ по п.3, отличающийся тем, что размещение сорбентных датчиков и отбор проб грунта производят для определения концентраций углеводородных (C₁-C ₆) и неуглеводородных (H₂, N₂, CO, CO₂, O₃) газов.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к области контроля за разработкой нефтяных месторождений и может найти применение при термических способах разработки нефтяных залежей.

Известен способ определения движения тепла в подземных углеводородных залежах при термических способах добычи, включающий обеспечение движения тепла в залежи, контроль за изменением температуры в породах, перекрывающих залежь, посредством множества датчиков. В качестве датчиков используют термопары, изменения в электрических сигналах которых соответствуют изменениям температуры пород, перекрывающих залежь (патент США № 3483730, кл. 73-15, опубл. 16.12.1969 г.). Известен также способ определения движения тепла в подземных углеводородных залежах, включающий обеспечение движения тепла в залежи, сбор проб грунта в множестве точек, расположенных над продвижением теплового фронта, анализ отобранных проб на определение содержания количества бактерий, питающихся углеводородным газом, являющегося индикатором движения тепла (патент США № 3489217, кл. 166-246, опубл. 13.01.1970 г.). Недостатком известных способов является низкая точность определения движения тепла в залежах.

Наиболее близким к предлагаемому способу является способ определения местоположения фронта внутрипластового горения в нефтяных залежах, включающий инициирование внутрипластового горения как минимум в одной скважине, возможность извлечения на поверхность продуктов горения посредством второй как минимум одной скважины, закачку и измерение расхода воздуха в первую скважину для обеспечения горения, размещение множества датчиков наклона на поверхности или на небольшой глубине под землей как минимум в одном направлении, между первой и второй скважинами, продвижение фронта горения от первой скважины ко второй скважине под воздействием закачиваемого воздуха, просадку грунта и запись показаний датчиков наклона по мере движения фронта горения, а также определение угла наклона поверхности земли в окрестности как минимум одного датчика наклона (патент США № 4281713, кл. 166-251, опубл. 04.08.1981 г.).

Недостатками известного способа являются низкая точность, обусловленная малой просадкой грунта толщи пород, покрывающих нефтяную залежь, а также необходимость проведения долговременного контроля за показаниями датчиков, связанная с малой скоростью движения фронта горения в нефтяной залежи.

Задачей изобретения является увеличение точности и снижение затрат времени на определение местоположения фронта внутрипластового горения в нефтяных залежах.

Способ осуществляется следующим образом. Первоначально осуществляют инициирование внутрипластового горения в нагнетательной скважине, после чего в нее нагнетают воздух для поддержания окислительных реакций и продвижения фронта горения вглубь пласта, при этом ведут измерения расхода закачиваемого воздуха. Вокруг нагнетательной скважины необходимо наличие как минимум одной скважины, через которую возможно извлечение продуктов горения на поверхность. Затем проводят термометрические исследования с целью получения информации о распределении температур в верхней части разреза. Полевые измерения осуществляют с помощью термодатчиков, которые помещают в шпуры глубиной от 0,5 до 2 м. Измерение температур проводят в следующей последовательности: определяется наступление температурной стабилизации, после чего фиксируются показания датчиков. Далее проводят площадные геохимические исследования грунтовых проб, а также исследования с применением сорбентов по сети, совпадающей с термометрическими исследованиями, в шпурах глубиной от 0,5 до 2 м. Определяют концентрацию углеводородных (C₁-C₆) и неуглеводородных (H₂ , N₂, CO, CO₂, O₂) газов. По истечении времени экспозиции (не менее 15 суток) датчики с сорбентом извлекаются из шпуров, при этом проницаемые крышки датчиков сразу заменяются на герметичные. Отбор проб грунта для определения концентраций тех же газов производится с глубины 0,5-2 м. После извлечения грунтовые пробы помещаются в индивидуальные герметичные емкости. Проводят химический анализ полевого геохимического материала (сорбентных проб и проб грунта). Данные о концентрациях углеводородных и неуглеводородных газов используются для обработки.

Интерпретация результатов термометрических исследований базируется на общеизвестной модели внутрипластового горения нефтяной залежи. Исходя из этой модели, на дневной поверхности вокруг нагнетательной скважины должны наблюдаться расширяющиеся кольцевые аномалии температур и концентраций углеводородных и неуглеводородных газов (фиг.1), вытянутые в направлении движения фронта горения. На фиг.1 показано, что закачка воздуха осуществляется в нагнетательную скважину 1 после инициирования в ней процесса внутрипластового горения, извлечение продуктов горения на поверхность осуществляется посредством добывающей скважины 2, распределение нефтенасыщенности, водонасыщенности и температуры условно показано линиями 3, 4, 5 соответственно, зона повышенных температур 6, зона повышенных концентраций углеводородных газов 7. В результате интерпретации полученных данных выделяются зоны, соответствующие принятой модели: I - выгоревшая зона со следами несгоревшей нефти или кокса; II - зона горения; III - зона испарения, в которой происходит разгонка нефти на фракции и крекинг остаточной нефти в результате ее нагрева горячими газами, поступающими из зоны горения; IV - зона конденсации, в которой происходит конденсация углеводородов и паров воды вследствие понижения температуры, а нефть и вода проталкиваются к добывающим скважинам несконденсировавшимися газами и газами, образовавшимися в результате горения, такими как CO₂, CO и N₂ ; V - зона увеличенной водонасыщенности, содержащая все три компонента - нефть, воду и газы; VI - зона увеличенной нефтенасыщенности, образующаяся в результате перемещения нефти из предыдущих зон и содержащая маловязкую нефть вследствие обогащения ее легкими фракциями углеводородов, температура в этой зоне близка к первоначальной; VII - невозмущенная зона.

При этом учитываются следующие закономерности.

1. Наблюдаемый процесс является неустановившимся. Исходя из теоретических соображений, скорость распространения и пути миграции температуры и различных химических соединений от объекта исследований - очага горения в продуктивном пласте - до дневной поверхности неодинаковы. Должно происходить запаздывание появления одних аномалий по отношению к другим, что в случае перемещения источника аномалий (распространения фронта горения) приводит к смещению аномалий относительно друг друга в пространстве.

2. Геохимические аномалии, полученные при анализе грунтовых и сорбентных проб, не должны совпадать, так как механизм накопления углеводородов в грунтах и сорбентах различен. Сорбентные датчики, экспонирующиеся в течение нескольких дней, обеспечивают «моментальный снимок» текущей геохимической обстановки, а грунты показывают результат длительных процессов накопления газов и дегазации в течение многих последних лет. Различия между картами концентраций по сорбентам и грунтам, таким образом, отражают динамику потока газов.

Внутри каждой группы геохимических параметров (грунты, сорбенты) наблюдаемые аномальные картины сходны, за исключением метана. Образование метана происходит под воздействием разнообразных процессов, в том числе и поверхностных (например - деятельность бактерий), и практически невозможно отделить метан эндогенного происхождения от экзогенного. Поэтому при интерпретации результатов показатели по концентрации метана не учитываются.

По результатам полевых исследований строят карты распределения температур и распределения концентраций углеводородных и неуглеводородных газов, интерпретируют их и по полученным материалам выделяют пространственное положение фронта горения.

Пример, Для определения местоположения фронта внутрипластового горения выбран участок площадью 0,037 км² с девятью скважинами Мордово-Кармальского месторождения сверхвязкой нефти. После проведения полевых термометрических и геохимических исследований, интерпретации их результатов строят карты температурных полей и распределения концентраций углеводородных (C₁-C₆) и неуглеводородных (H₂, N₂, CO, CO₂, O₂ ) газов, которые позволяют выделить на изучаемой территории области, подвергающиеся изменениям в результате пластового горения в настоящее время и претерпевшие такие изменения в прошлом, области интенсивного выхода на дневную поверхность продуктов горения, неизмененные области. Обобщенные результаты анализа сводят в единую карту, приведенную на фиг.2, на которой выделяют: 8 - области, подвергшиеся изменениям в результате горения в настоящее время, 9 - области, претерпевшие такие изменения в прошлом, 10 - области интенсивного выхода на дневную поверхность продуктов горения, 11 и 12 - неизмененные области, возможно, связанные с уменьшением мощности продуктивного пласта; а также выгоревшие зоны A-I и Б-I, зоны горения A-II и Б-II, зоны испарения A-III и Б-III, зоны конденсации, увеличенной водо- и нефтенасыщенности A-IV и Б-IV. Таким образом, по результатам проведенных термометрических и геохимических работ на исследуемом участке определяют пространственное положение фронта горения в продуктивном пласте, а также выделяют зоны выгоревшего пласта, испарения, конденсации, увеличенной водонасыщености и нефтенасыщености.