13.5. Внутрішньопластове горіння вуглеводнів з метою підвищення нафтовіддачі

Методи підвищення нафтовіддачі Грунтуються на здатності пластової нафти вступати в реакції з киснем повітря, який нагнітається в пласт, що супроводжується виділенням певної кількості тепла безпосеред­ньо в нафтовому пласті. Цей метод одержав назву методу внутрішньоплас-тового горіння нафти, тому що він передбачає генерування тепла практич­но у продуктивному пласті в результаті ініціювання процесу горіння спо­чатку на вибої свердловини, а потім переміщення зони (фронту) горіння по пласту з подальшим нагнітанням чистого кисню або повітря, збагачено­го киснем. Нижче наведено різновиди внутрішньопластового горіння:

• прямоточне "сухе", коли на вибої повітряно-нагнітальної свердлови­ ни здійснюють підпалювання нафти і зона горіння переміщуються киснем, що нагнітається, у напрямку до видобувних свердловин;

• прямоточне вологе чи надвологе, за якого в пласт нагнітають у ви­ значеному співвідношенні кисень і воду. Це забезпечує утворення перед фронтом горіння облямівки гарячої води, яка переносить тепло в нафтову зону перед фронтом горіння і сприяє збільшенню коефіцієнта вилучення нафти за значного зменшення витрати кисню, що нагнітається.

13.6. Витіснення парою нафти з продуктивного пласта

Метод витіснення нафти парою рекомендується для роз­робки покладів високов'язких нафт, для яких метод заводнення є непри­датним. Найбільш визнаний процес паротеплового впливу у сполученні з заводненням, за якого нагнітанням пари в пласті створюють високотемпе­ратурну облямівку на контакті вода—нафта. Пара переміщується по пласту водою, що закачується.

Застосування методу дає змогу досягати високого коефіцієнта вилучен­ня нафти з пласта, іноді він сягає 0,6.

Висока ефективність методу забезпечується зниженням в'язкості пла­стової нафти, дистиляцією нафти у зоні пари, гідрофілізацією колектору внаслідок розплавлювання і виділення зі стінок пор смол і асфальтенів.

Вибір покладів із сприятливою для застосування методу геолого-про-мисловою характеристикою грунтується переважно на необхідності ство­рення умов для мінімальних втрат тепла з переміщенням пари по свердло­вині і потім по пласту. Проте застосування методу обмежується глибиною залягання пласта приблизно 1000 м через запобігання надмірно високим втратам тепла у стовбурі нагнітальної свердловини. Високі колекторні вла­стивості порід (коефіцієнт пористості понад 0,2 %, проникність понад 0,5 мкм²) позитивно сприяють підвищенню ефективності методу, оскільки при цьому скорочуються втрати тепла на нагрівання власне порід продук­тивного пласта. Процес є найефективнішим для розробки покладів з висо-

кою початковою нафтонасиченістю, тому що при цьому втрати тепла на нагрівання води, що міститься в пласті, мінімальні.

Варто враховувати, що нагнітання пари у нестійкі до руйнування ко­лектори може спричинити посилення винесення породи у видобувні сверд­ловини, а також розбухання глин у пласті, що зумовлює зменшення роз­міру пор і відповідне зниження проникності. Сприятливішими для процесу є мономінеральні (кварцові) пісковики, менш сприятливі поліміктові пі­сковики з уламками глинистих порід.

Застосування методу ефективно за умови відстані між свердловинами не більше 200—300 м.

Метод внутрішньопластового горіння використовують на родовищах нафти Тімано-Печорської нафтогазоносної області Росії, на багатьох наф­тових промислах США, у Західному регіоні України (Долинське нафтове родовище). Крім того, в Україні цей метод у майбутньому може бути ефек­тивним для розробки високов'язкої нафти в породах девону Саратського родовища (Одеська обл.).