СПБГУАП группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts

33

Лекция 6. Газовые методы увеличения нефтеотдачи.

В газовых МУН в пласт закачивают углекислый газ (CO2), углеводородный газ (в том числе широкие фракции легких углеводородов), азот или воздух. Газовые методы повышают коэффициент вытеснения.

При концентрированной закачке газ нагнетают в повышенные участки залежи для создания искусственной газовой шапки, нефть отбирают из скважин, расположенных ниже по структуре пласта.

При рассредоточенной закачке используют площадное расположение скважин. Механизм вытеснения нефти при рассредоточенной закачке газа изучен не полностью. Газ – вытесняющий агент с малой вязкостью – быстро прорывается от нагнетательных скважин к добывающим по высокопроницаемым зонам. Для предотвращения этого закачку газа сочетают с закачкой воды – водогазовое воздействие. Распространенным вариантом водогазового воздействия является попеременная закачка воды и газа: закачиваемая вода фильтруется по высокопроницаемым зонам

иснижает в них фазовую проницаемость по газу, после закачки воды приемистость скважин по газу резко снижается. Существуют технологии закачки в пласт смеси воды и газа в виде пены.

Модификации газового и водогазового воздействия применяли на участках Самотлорского месторождении в 1984-91 гг.: в пласт закачивали углеводородный газ 1-й ступени сепарации и – последовательно или попеременно – воду. Средний коэффициент извлечения нефти при заводнении (лекция 2) увеличился, по сравнению с заводнением без использования газа, на 7 – 15%

исоставил 0,59.

Для успешного применения газовых МУН закачку газа необходимо проектировать с начала разработки месторождения, чтобы вся система обустройства и конструкции скважин, как нагнетательных, так и добывающих, соответствовали технологии закачки газа.

Одним из первых опубликованных сообщений о возможности применения CO2 для увеличения нефтеотдачи можно считать публикацию 1932 г. (Рассел) с изложением результатов лабораторных исследований на образцах керна нефтесодержащего песчаника. CO2 хорошо растворяется в нефти, значительно снижая ее вязкость (с 1000 – 9000 мПа·с до 15 – 160 мПа·с и с 100 – 600 мПа·с до 3 – 15 мПа·с), и вызывает «разбухание» нефти – объем нефти может увеличиться в 1,5 – 1,7 раза. При давлении ~ 100 атм. и температуре 27 – 37 °С в 1 м3 нефти растворяется 250 – 300 м3 CO2, по растворимости в углеводородах CO2 сходен с пропаном.

Существует несколько технологий закачки CO2 в пласты для вытеснения из них нефти. Наиболее распространена непрерывная закачка CO2. В другой технологии CO2 закачивают

внеистощенный пласт в виде оторочки, продвигаемой по пласту закачиваемой водой. В истощенных пластах с низким пластовым давлением ~ 10 атм. CO2 непрерывно закачивают в пласт

вгазообразном состоянии в объеме, в несколько раз превышающем поровый объем пласта. Легкие углеводороды нефти при этом переходят в газообразную смесь CO2 и углеводородов. На поверхности CO2 и углеводороды разделяют, CO2 снова закачивают в пласт. При низких пластовых давлениях такой процесс недостаточно эффективен, поскольку требует закачки значительного объема CO2: отношение объема CO2 к объему извлеченных углеводородов достигает 100 м3 на 1 м3 нефти. Кроме того, при низких пластовых давлениях полное смешивание CO2 и нефти не происходит, и из нефти извлекаются только легкие углеводороды.

Третья технология применения CO2 состоит в вытеснении нефти водой, насыщенной (3-5%) CO2. В пласте СО2 переходит из воды в нефть, изменяя ее свойства (так как растворимость СО2 нефти в 4 – 10 раз выше, чем в воде).

Считается, что наиболее целесообразна чередующаяся закачка CO2 и воды. Рекомендуемый размер первой «порции» CO2 составляет 2,5 – 5,0% порового объема пласта, а суммарный объем закачки CO2 – 20 – 30% порового объема пласта. По сравнению с закачкой воды чередующаяся закачка СО2 и воды приводит к росту коэффициента вытеснения на 10 – 15%.

СПБГУАП группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts

34

Источником СО2 могут быть природные газовые залежи, однако в большинстве из них содержится небольшое количество СО2. Другими источниками могут быть химические заводы и системы энергоснабжения, связанные с производством тепла и электричества. В ближайшие годы технология увеличения нефтеотдачи с применением СО2 нефти может оказаться очень популярной, так как она сокращает выбросы СО2 в атмосферу (технологии «захоронения двуокиси углерода»).

Закачку СО2 для увеличения нефтеотдачи наиболее широко применяют в США. По некоторым данным около 70 % мировой добычи нефти с закачкой СО2 приходится на месторождения в Техасе и Нью-Мексико. Объясняется это тем, что в США имеются крупные месторождения СО2, которого, для увеличения нефтеотдачи, требуется 1000 – 2000 м3 на тонну добытой нефти.

Первый промысловый эксперимент по закачке CO2 в нашей стране был проведен на Александровской площади Туймазинского месторождения в 1967 г. Опытный участок включал в себя одну нагнетательную и две добывающие скважины. В целом по участку, по оценке института БашНИПИнефть, за счет закачки карбонизированной воды дополнительно добыли 27,3 тыс. т нефти, 5,8 т нефти на тонну закачанного CO2.

Закачка CO2 эффективна при вязкости нефти не более 10 – 15 мПа·с, так как при более высокой вязкости ухудшается смешиваемость CO2 с нефтью. Для обеспечения хорошей смешиваемости CO2 с нефтью пластовое давление должно быть более 80-90 атм. При толщине пласта более 25 м эффективность метода снижается из-за гравитационного разделения нефти и газа и снижения охвата пласта вытеснением.

Известны случаи успешного применения азота в глубокозалегающих залежах легкой нефти с высоким пластовым давлением. Но таких проектов за последние 40 лет описано всего несколько. Пример применения закачки азота – месторождение Джей/Литтл Эскамбия Крик (США). Единственным представительным проектом по закачке азота на морском месторождении с карбонатными коллекторами за пределами США, хорошо освещенным в литературе, является проект на месторождении Кантарел (Мексика). Снижение интереса к данной технологии объясняется большими капитальными и эксплуатационными затратами.

СПБГУАП группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts

35

Лекция 7. Тепловые (термические) методы увеличения нефтеотдачи.

Тепловые МУН основаны на введении в пласт тепловой энергии (закачка в пласт горячей воды или пара) или производстве ее в пластовых условиях (внутрипластовое горение). Тепловые МУН используют, преимущественно, для разработки месторождений с залежами вязких нефтей и битумов. Технологиям тепловых МУН посвящено наибольшее количество работ в мире. Первые опыты по тепловому воздействию на пласт в СССР начаты были А.Б. Шейнманом и К.К. Дуброваем в 30-е годы ХХ века.

Воснове тепловых МУН лежит существенное увеличение скорости фильтрации жидкостей

впористой при среде при нагреве. Увеличение скорости фильтрации происходит благодаря снижению вязкостей жидкостей, изменению их структурно-механических свойств и сил поверхностного натяжения на границе раздела фаз.

При закачке горячей воды и пара в пласт эффект от воздействия проявляется не сразу, до тех пор, пока не будет прогрет значительный объем пласта, заметного эффекта от воздействия не будет. Поэтому эти технологии часто применяют в виде тепловых обработок призабойных зон добывающих скважин, причем на первом этапе проводят тепловые обработки призабойных зон добывающих и нагнетательных скважин до создания между ними гидродинамической связи.

Тепловые методы по объему воздействия на пласт делятся на две группы:

– обработка призабойных зон скважин паром, горячей водой, паром с различными химическими добавками;

– площадное воздействие на пласт паром, горячей водой, внутрипластовым горением и применение комбинированных технологий.

Закачка горячей воды. Основной механизм увеличения нефтеотдачи пластов при закачке горячей воды основан на снижении вязкости нефти и ее тепловом расширении.

Вначале процесса закачки горячей воды в пласт она быстро отдает тепло породе, и остывает до пластовой температуры. Между вытесняемой нефтью и последующими порциями горячей воды образуется зона остывшей воды, и нефть вначале вытесняется водой пластовой температуры, что существенно не влияет на увеличение нефтеотдачи. Со временем пласт прогревается, в разработку включаются малопроницаемые участки, которые были обойдены или слабо промыты водой пластовой температуры.

Внекоторых случаях при закачке горячей воды может наблюдаться процесс дистилляции (испарение и последующая конденсация легких фракций углеводорода) и инициирование смешивающегося вытеснения нефти на границе вода – нефть, что приводит к росту добычи. Смешивающееся вытеснение – вытеснение смешивающимися с нефтью веществами, дающее высокий коэффициент вытеснения (0,90 – 0,97), так как при полном смешивании извлекают капиллярно удержанную и пленочную нефть.

Вытеснение нефти из пласта перегретым паром эффективнее, чем горячей водой, так как пар содержит больше тепла, поэтому наибольшее распространение в мировой практике получили технологии, основанные на закачке в пласт пара: циклические обработки паром призабойных зон добывающих скважин и площадная закачка пара через нагнетательные скважины.

Циклическая обработка паром призабойных зон добывающих скважин.

Один цикл включает три стадии: нагнетание пара, выдержка скважины «на пропитку», добыча нефти. Продолжительность закачки пара составляет 10 – 20 суток и зависит от толщины обрабатываемого пласта и приемистости скважины по пару. Считается, что на 1 метр эффективной толщины нефтенасыщенного пласта необходимо закачать 100 т пара. Например, при толщине пласта 15 м и приемистости скважины 150 т в сутки продолжительность стадии закачки пара составит 10 суток. После закачки расчетного количества пара скважину закрывают на пропитку на 5 – 10 суток до полной конденсации пара в стволе скважины. Затем, в случае использования для закачки перегретого пара специального внутрискважинного оборудования, его извлекают и

СПБГУАП группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts

36

скважину вводят в эксплуатацию. При высокой температуре закачиваемого пара (более 200 – 250°С) для определения времени ввода скважины в эксплуатацию необходимо также учитывать термостойкость глубинно-насосного оборудования. Если термостойкость оборудования меньше температуры закачиваемого пара, то до спуска оборудования в скважину необходимо выполнить термометрические исследования. Такие исследования необходимы не только для определения возможности спуска в скважину насоса. Периодические термометрические исследования скважины в режиме остывания (после обработки ее паром) позволяют получить информацию о распределении пара по разрезу пласта, основных принимающих интервалах, а также о возможных заколонных перетоках пара.

После первой обработки призабойной зоны скважины паром ее дебит по нефти увеличивается, как правило, в 3 – 5 раз, а продолжительность работы с повышенным дебитом может достигать 6 – 12 месяцев. После снижения дебита скважины до первоначального (до обработки) проводят второй цикл. От цикла к циклу эффективность обработки снижается. Общее количество эффективных обработок – 3 – 4, эффективность возрастает с увеличением пластового давления и толщины пласта.

Традиционные технологии теплового воздействия на пласт реализуют в две стадии: на первой стадии проводят обработки паром призабойных зон добывающих скважин, после чего, переходят к площадной закачке пара в нагнетательные скважины. При площадной закачке пара применяют такие же площадные системы, как при заводнении: пятиточечные, семиточечные, и др.

На залежах с аномально вязкой нефтью до перехода к площадной закачке пара проводят 1

–2 обработки паром призабойных зон нагнетательных скважин с целью увеличения их приемистости.

Наибольший опыт проведения циклических обработок паром призабойных зон добывающих скважин в Российской федерации накоплен на пермокарбоновой залежи Усинского месторождения, где ежегодно проводится по 40 – 50 таких обработок. Пермокарбоновую залежь Усинского месторождения, которая характеризуется аномально высокой вязкостью нефти, разрабатывают с применением тепловых методов воздействия.

Опыт применения тепловых МУН на пермокарбоновой залежи Усинского месторождения показал, что здесь циклические обработки паром призабойных зон вертикальных добывающих скважин, несмотря на их эффективность, не следует рассматривать как самостоятельный вариант теплового воздействия, так как даже массовое проведение таких обработок не позволит повысить нефтеотдачу пласта более чем на 14 – 15%.

Площадная закачка пара. К факторам, повышающим нефтеотдачу при закачке пара, относятся следующие.

–Снижение вязкости нефти (основной фактор). Так, при повышении температуры Ярегского пласта с 10 до 70 – 80°С вязкость нефти снижается с 12000 до 40 мПа·с, в 300 раз (Ярегское месторождение высоковязкой нефти, Ухтинский район Республики Коми).

–Термическое расширение пластовых жидкостей.

–Снижение растворимости газа в нефти, выделение газа и активизация режима растворенного газа, который в ряде случаев, становится основным фактором повышения нефтеотдачи.

–Интенсификация капиллярной пропитки водой. Установлено существование начальной температуры капиллярной пропитки, ниже которой пропитка не происходит. Так, карбонатная нефтесодержащая порода пермокарбоновой залежи Усинского месторождения становится гидрофильной при температуре более 100 – 150°С, а при увеличении температуры до 200 – 250°С коэффициент вытеснения нефти водой из образцов керна достигает 0,30 – 0,35%.

–Дистилляция нефти паром и смешивающееся вытеснение. В зоне пара происходит испарение легких компонентов нефти, которые переносятся вперед к не нагретым участкам пласта, где конденсируются и участвуют в повышении нефтеотдачи как углеводородные растворители.

СПБГУАП группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts

37

– Многие высоковязкие нефти являются неньютоновскими жидкостями, имеющими предельное напряжением сдвига, ниже которого фильтрация нефти не происходит. При увеличении температуры до 70 – 80°С неньютоновские свойства нефти вырождаются, что способствует увеличению охвата пласта процессом извлечения нефти.

Соотношение роли указанных факторов в нефтеотдаче пласта зависит от свойств коллектора, характеристик нефти, текущего пластового давления, обводненности залежи к началу применения тепловых методов и др.

Применяют следующие режимы теплового воздействия паром: непрерывный, циклический и режим чередования закачки в пласт пара и холодной воды.

Непрерывную закачку пара в пласт применяют в относительно однородных пластах. В завершающей стадии разработки таких пластов, в целях сокращения энергетических затрат, применяют технологию вытеснения нефти тепловыми оторочками, перемещаемыми не нагретой водой. Объем тепловой оторочки (объем пара, выраженный в поровых объемах разрабатываемого пласта) определяют расчетным путем. В зависимости от сетки скважин, толщины пласта и других геолого-физических параметров объем тепловой оторочки может составлять 0,7-0,8 порового объема пласта.

При разработке трещиноватых пластов, где пар прорывается в добывающие скважины по трещинам или другим аномально проницаемым зонам, непрерывная закачка пара, а также вытеснение нефти тепловыми оторочками, недостаточно эффективно. К таким залежам относятся, например, Ярегское месторождение и пермокарбоновая залежь Усинского месторождения. В неоднородных и трещиноватых пластах применяют циклический режим закачки пара. Чередование циклов закачки пара с циклами остановки позволяет, за счет активизации капиллярных и термоупругих сил, а также энергии растворенного газа, вовлекать в разработку малопроницаемые пропластки, не охваченные вытеснением. В результате достигают увеличения коэффициента охвата пласта воздействием. Эффективность циклического воздействия паром на трещиноватый пласт подтверждена опытом разработки Ярегского и пермокарбоновой залежи Усинского месторождений.

На Гремихинском месторождении (Удмуртия), содержащем нефть вязкостью 125 – 150 мПа·с в карбонатном трещиноватом коллекторе, применяют технологию импульсного дозированного теплового воздействия на пласт, которая заключается в попеременной закачке в пласт пара и холодной воды в пропорциях, рассчитанных для поддержания в пласте «эффективной» температуры вытеснения нефти. Авторы технологии называют эффективной температуру 60 – 70°С, выше которой вязкость нефти снижается менее интенсивно.

Внутрипластовое горение – это создание, поддержание и перемещение в нефтяном пласте фронта горения или высокотемпературной зоны, тепло в которой образуется за счет экзотермических окислительных реакций между частью пластовой нефти и кислородом воздуха.

При нагнетании воздуха зона горения, высокая температура которой поддерживается за счет сгорания части нефтепродуктов, продвигается вглубь пласта. Горячие продукты сгорания и воздух, продвигаясь по пласту, эффективно вытесняют нефть.

Нефть поджигают через скважину с помощью различных нагревательных устройств: газовых горелок, электронагревателей, забойных термогазогенераторов. Призабойную зону можно прогревать теплоносителем или путем подачи катализаторов, ускоряющих реакции окисления. Некоторые нефти с высокой концентрацией смол могут самовоспламеняться. Самовоспламенению пласта способствует также высокая начальная температура пласта (более 60 – 70°С). После воспламенения пласта в нагнетательную скважину закачивают воздух для поддержания горения и продвижения фронта горения к добывающим скважинам.

Внутрипластовое горение может быть реализовано в двух вариантах – прямоточное и противоточное. При прямоточном внутрипластовом горении поджог пласта и закачку воздуха производят через одну и ту же нагнетательную скважину, воздух и фронт горения движутся в

СПБГУАП группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts

38

одном направлении – от нагнетательной скважины к добывающей. При противоточном горении поджог пласта производят в добывающей скважине, а воздух закачивают в нагнетательную скважину, и он движется навстречу фронту горения. Этим процессом трудно управлять, поэтому обычно применяют прямоточное горение.

На рис. 10 приведена схема процесса внутрипластового горения при прямоточном варианте. Участок пласта между нагнетательной и добывающей скважинами можно разделить на несколько характерных зон.

Рисунок 10. Распределение зон в пласте при прямоточном внутрипластовом горении.

1 – зона естественного состояния пласта; 2 - зона повышенной нефтенасышенности; 3 – зона горячей воды; 4 – зона конденсации; 5 – зона испарения и коксообразования; 6 – зона горения; 7 – выжженная зона; 8 – зона остаточной нефтенасыщенности.

Позади фронта горения (6), ширина которого составляет несколько десятков сантиметров, остается выжженная зона (7), температура которой в направлении добывающей скважины постепенно повышается до температуры фронта горения (200 – 500°С в зависимости от разновидности процесса горения). При высокой температуре фронта горения (400 °С и более) за ним остается сухая порода, не содержащая жидких продуктов. Перед фронтом горения (6) перемещается зона испарения и коксообразования (5), в которой происходит испарение связанной воды и остаточной нефти и образование кокса. В этой зоне шириной 0,6 – 1,5 м температура снижается до 200 – 250°С. Впереди зоны испарения находится зона конденсации (4), в которой происходит конденсация паров воды и нефти. Длина этой зоны 4 – 9 м. Перед зоной конденсации существует зона горячего конденсата воды и нефти (3), в этой зоне температура постепенно снижается до температуры пласта. Перед зоной горячего конденсата образуется зона повышенной нефтенасыщенности (нефтяной вал) (2).

При горении нефти в пласте происходит ее термическая перегонка. Суммарный результат воздействия движущегося очага горения на пласт складывается из многочисленных эффектов, способствующих увеличению нефтеотдачи: образуются легкие углеводороды, которые конденсируются в не нагретой зоне пласта, впереди фронта горения, и уменьшают вязкость нефти; конденсирующаяся влага образует зону повышенной температуры и водонасыщенности. Происходит термическое расширение жидкостей и породы, увеличиваются проницаемость и пористость за счет растворения цементирующих материалов. Углекислый газ, образующийся при горении, растворяется в воде и в нефти, повышая их подвижность; тяжелые осадки нефти подвергаются пиролизу и крекингу, что увеличивает выход углеводородов из пласта.

Установлено, что при внутрипластовом горении в пористой среде пласта сгорает в основном тяжелый остаток нефти, получивший название кокса, так как более легкие фракции нефти испаряются перед областью горения в результате повышенной температуры и переносятся потоком газов вперед по пласту по направлению к добывающим скважинам.

При реализации процесса внутрипластового горения важной характеристикой пласта является концентрация тяжелых фракций нефти (топлива). Оптимальная концентрация топлива

СПБГУАП группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts

39

должна быть такой, чтобы поддерживать температуру фронта горения выше температуры воспламенения нефти. При увеличении концентрации тяжелых фракций в нефти выше оптимального значения возрастает расход воздуха на выжигание нефти и повышаются затраты на проведение процесса.

Основной показатель, который характеризует экономическую эффективность внутрипластового горения, – соотношение объемов закачки воздуха и добытой нефти. В успешных проектах воздухо-нефтяное отношение не превышает 3600 м³ воздуха на 1 м³ нефти.

Внутрипластовое горение осуществляют в трех разновидностях: сухое внутрипластовое горение, влажное внутрипластовое горение и сверхвлажное внутрипластовое горение. Разновидность внутрипластового горения определяется величиной водо-воздушного фактора, т. е. отношением объема закачиваемой в пласт воды к объему закачиваемого воздуха.

Соотношение закачиваемых в пласт объемов воды и воздуха составляет в среднем 1 – 5 м³ воды на 1000 м³ воздуха. При сверхвлажном горении водо-воздушное отношение может изменяться от 2 до 10 м³ воды на 1000 м³ воздуха.

Взависимости от характеристик нефти, в пласте происходит либо низкотемпературное, либо высокотемпературное окисление. Низкотемпературное жидкофазное окисление происходит при температуре 200-250°С и ниже. При сверхвлажном горении температура на фронте горения, как правило, не превышает 250°С. Влажное и сверхвлажное горение протекают с образованием большой зоны насыщенного пара перед фронтом горения, что способствует более эффективному вытеснению нефти. Влажное и сверхвлажное горение являются более перспективными разновидностями горения, чем сухое, так как позволяют более эффективно использовать тепло, которое при сухом горении остается за фронтом горения и не используется.

Увеличение водо-воздушного фактора способствует росту скорости продвижения теплового фронта по пласту и уменьшению расхода воздуха на добычу нефти.

При сухом горении скорость перемещения фронта горения составляет, в среднем, 0,13 – 0,15 м/ч, при влажном горении – 0,22 м/ч, при сверхвлажном – 0,36 м/ч.

Внутрипластовое горение применяют на месторождениях с терригенными коллекторами и месторождениях, содержащих тяжелую нефть, в Канаде, США, Индии и других странах.

ВСССР устойчивый процесс внутрипластового горения был осуществлен в 1967 г. на месторождении Павлова Гора в Краснодарском крае и на месторождении Сходница на Украине. В опытах, проведенных на этих месторождениях, были получены доказательства длительного существования и перемещения в пласте области, где происходит интенсивная окислительная реакция, «очага горения», а также возможности существенного дополнительного извлечения нефти при внутрипластовом горении.

Проектирование процесса внутрипластового горения. При проектировании процесса внутрипластового горения рассчитывают расход воздуха, скорость продвижения фронта горения, коэффициент нефтеотдачи в выжженной зоне, радиус фронта горения к моменту прорыва оторочки в добывающие скважины, площадь и объем выжженной зоны, время выжигания, объем извлекаемой из пласта нефти, расход воздуха на извлечение 1 м3 нефти.

Методика и пример расчета приведены в монографии

Мищенко И.Т. Расчеты при добыче нефти и газа – М.: Изд-во «НЕФТЬ и ГАЗ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина. 2008. – 296 с., ил.

или

Юрчук А.М., Истомин А.З. Расчеты в добыче нефти. Учебник для нефтяных техникумов, 3-е изд., перераб. и доп., М. «Недра», 1979, 271 с.

Критерии применимости тепловых МУН делятся на три группы:

–геолого-физические (строение и свойства коллектора, свойства пластовых жидкостей и др.);

–технологические (сетка скважин, система и параметры воздействия, система контроля и регулирования процесса и др.);

СПБГУАП группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts

40

– технические (наличие соответствующего оборудования, источников воды и энергии, состояние фонда скважин).

Особое значение имеет первая группа критериев, которые не поддаются регулированию и являются определяющими при выборе системы разработки и метода воздействия. Поэтому при проектировании тепловых методов особое внимание уделяют объему и качеству информации о геологическом строении и геолого-физической характеристике пластов. В большинстве случаев главной причиной неэффективного применения тепловых методов на залежах высоковязкой нефти является недостаточный учет основных особенностей геолого-физической характеристики объекта.

Чем ниже пористость, тем меньше содержание нефти в 1 м3 породы и тем больше тепла нужно расходовать на добычу 1 т нефти. Пористость должна быть не менее 10%.

Проницаемость определяет темп ввода тепла в пласт. Чем выше темп ввода тепла, тем меньше тепловых потерь по стволу нагнетательных скважин и в окружающие породы. Проницаемость должна быть не меньше 0,1 мкм2.

Толщина пласта должна быть не менее 6 м и не более 30 м. При толщине пласта меньше 6 м тепловые потери в окружающие породы делают применение тепловых МУН экономически неэффективным. При большой толщине пласта возрастает отрицательная роль гравитационного фактора, за счет которого пар (воздух при внутрипластовом горении) распространяется по верхней части пласта, что снижает охват пласта тепловым воздействием.

Глубина залегания пласта при применении паротепловых методов должна быть не более 1200 – 1300 м. При большей глубине резко возрастают потери тепла и затраты на доставку в пласт пара. При применении внутрипластового горения с увеличением глубины залежи также возрастают затраты на сжатие воздуха (возникают и технические проблемы).

С увеличением вязкости нефти возрастает эффективность теплового воздействия по сравнению с традиционными методами разработки, однако при очень большой вязкости становится большим фильтрационное сопротивление пласта, что приводит к трудностям при освоении нагнетательных скважин в начальный период разработки. Пласты с большим содержанием глин, например, полимиктовые песчаники, могут быть непригодными для закачки пара из-за разбухания глин под воздействием пресной воды.

Технологические особенности проекта разработки могут оказать существенное влияние на эффективность тепловых методов. К ним относится, прежде всего, плотность сетки скважин. При разработке залежи тепловыми методами, по сравнению с традиционными, необходимо применять более плотные сетки скважин (не более 40000 – 60000 м2/скв.). При увеличении расстояний между скважинами более 200 – 250 м не удается добиться высокого охвата пласта процессом тепловым воздействием.

Для углубленного изучения тепловых МУН рекомендуются монографии

Настольная книга по термическим методам добычи нефти / Д.Г. Антониади, А.Р. Гарушев, В.Г. Ишханов. – Краснодар: «Советская Кубань», 2000. – 464 с.

Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений: Учебник для вузов. – М.: Недра, 1986. 332 с.