Способ разработки нефтекерогеносодержащих месторождений

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при разработке нефтекерогеносодержащих месторождений. Задачей изобретения является наиболее эффективное использование тепловой энергии окисления кислорода воздуха в пласте, повышение уровня безопасности процесса за счет исключения появления кислорода в добывающих скважинах. Сущность изобретения: способ включает создание в пласте зоны внутрипластовых окислительных и термодинамических процессов. Согласно изобретению в пласт закачивают через нагнетательную скважину кислородосодержащую водовоздушную смесь. Термогидродинамические процессы регулируют величиной водовоздушного отношения кислородосодержащей смеси из условия прогрева зоны пласта до температуры не ниже 250°С, для чего определяют оптимальную величину водовоздушного отношения по аналитическому выражению. При этом величину водовоздушного отношения закачиваемой кислородосодержащей смеси циклически повышают и понижают вокруг установленной оптимальной величины с уровнем понижения упомянутой величины ниже 0,001 м³/нм³. 3 табл., 6 ил.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при разработке нефтекерогеносодержащих месторождений.

Известен способ разработки нефтяной залежи путем закачки в пласт кислородосодержащей смеси, в котором для повышения эффективности нефтеизвлечения и безопасности проведения работ в призабойную зону нагнетательной скважины закачивают теплоноситель с температурой и в объеме, обеспечивающими полное потребление окислителя на стадии инициирования процесса (АС №1090060).

Этот способ гарантирует безопасность процесса только на стадии его инициирования. При перемещении тепловой волны по пласту в условиях маловязкой нефти и связанным с этим обстоятельством дефицитом топлива возможно проникновение кислорода в ненагретые участки пласта вплоть до стволов добывающих скважин. Все это провоцирует взрывоопасную ситуацию на объекте разработки.

Кроме того, во всех известных способах разработки при выборе объекта воздействия не учитывается естественная энергетика месторождения, а на стадии инициирования процесса предполагается изменение термодинамики призабойной зоны внесением энергии извне (с поверхности), что не способствует достижению максимально возможной нефтеотдачи и существенно ухудшает экономичность при реализации известных способов.

Наиболее близким к заявляемому способу разработки является способ разработки нефтяного месторождения (Патент РФ №2139421 - прототип), в котором с целью увеличения нефтеотдачи месторождений легкой нефти предусматривается использовать термогазовое воздействие.

Согласно известному способу сущность термогазового воздействия заключается в том, что в пласт через нагнетательную скважину закачивается кислородсодержащая смесь - воздух, который в результате самопроизвольных внутрипластовых окислительных процессов трансформируется в высокоэффективный вытесняющий агент, частично или полностью смешивающийся с вытесняемой нефтью. Такая трансформация обеспечивается как за счет образования СO₂ в результате внутрипластовых окислительных процессов, так и за счет перехода легких фракций в газовую фазу под влиянием тепловой энергии, выделяемой в результате внутрипластовых окислительных процессов. Важным критерием реализации термогазового воздействия является уровень начальной пластовой температуры, которая согласно упомянутому выше способу должна превышать 65°С. Необходимость соблюдения такого условия определяется тем, что при этом интенсивность самопроизвольных внутрипластовых окислительных процессов обеспечивает практически полное потребление закачиваемого в пласт кислорода в зоне, размеры которой кратно меньше расстояний между скважинами. Это означает, что закачка кислородосодержащей смеси обеспечивает не только внутрипластовое формирование смешивающегося с вытесняемой нефтью вытесняющего агента, но и безопасность реализации процесса.

Таким образом, предусмотренные известным способом условия реализации термогазового способа разработки позволяют обеспечить высокую эффективность вытеснения легкой нефти из охваченных дренированных зон нефтесодержащих пород.

Однако согласно приведенным выше нетривиальным особенностям фильтрационно-емкостных свойств пород баженовской свиты и содержания в них углеводородов, традиционный подход к формированию системы разработки при любом методе воздействия не может обеспечить эффективное извлечение нефти. В этой связи следует, прежде всего, указать на отмеченный выше чрезвычайно широкий диапазон фильтрационно-емкостных характеристик литотипов пород баженовской свиты, неравномерность их развития как по латерали, так и по вертикали. Следствием такой неоднородности фильтрационно-емкостных свойств пород баженовской свиты является неравномерность распространения зон дренирования, часто непредсказуемый характер их гидродинамической связи.

Можно предположить, что такой нетривиальный характер коллектора баженовской свиты является одной из главных причин неудовлетворительных показателей эксплуатации месторождений баженовской свиты в предшествующие три десятилетия. Именно поэтому традиционное заводнение также оценивается как малоперспективный способ разработки таких месторождений.

В этой связи следует выделить отмеченную выше важную особенность месторождений баженовской свиты, согласно которой содержащаяся в матрице (микротрещиноватой части пород) легкая нефть практически не может быть извлечена при традиционных способах разработки (естественный режим, заводнение). Очевидно также, что этими методами невозможно вовлечь в разработку углеводородные ресурсы органического вещества - керогена.

Технология термогазового способа разработки месторождений легкой нефти с обычными коллекторами согласно упомянутого способа предусматривает формирование в пласте эффективного смешивающегося с нефтью вытесняющего агента за счет самопроизвольных внутрипластовых окислительных процессов при закачке в пласт воздуха. Поэтому основным критерием реализации такой технологии является начальная пластовая температура, уровень которой должен быть выше 65°С.

Промысловый отечественный и мировой опыт подтвердил, что закачка в такие коллекторы воздуха действительно приводит к формированию в пласте эффективного вытесняющего агента, что обеспечивает достижение нефтеотдачи до 60% и выше на месторождениях с низкопроницаемыми коллекторами.

Очевидно, что реализация термогазового воздействия на месторождениях баженовской свиты также может повысить эффективность извлечения нефти из дренируемых зон. Однако согласно сказанному выше этого недостаточно, ибо для эффективной разработки месторождений баженовской свиты необходимо обеспечить решение следующих задач:

- обеспечить максимально возможное извлечение легкой нефти из недренируемой матрицы, а также углеводородов из керогена, содержащегося как в недренируемых, так и в дренируемых породах;

- обеспечить максимально возможное развитие зоны дренажа не только в матрице, но и в макротрещиноватых породах;

- обеспечить эффективное вытеснение легкой нефти из дренируемых зон.

Для решения этих задач технология термогазового воздействия на породы баженовской свиты должна характеризоваться следующими параметрами:

- внутрипластовые окислительные процессы должны обеспечить формирование в дренируемых литотипах пород перемещающиеся зоны генерации тепла;

- размеры зоны генерации тепла, скорость ее перемещения к добывающим скважинам, а также уровень температуры в ней должны обеспечить максимально возможный объем нефтекерогеносодержащей недренируемой матрицы до температуры не ниже 250-350°С, при которой согласно обобщенным экспериментальным данным извлекается не меньше 40-50% содержащейся в матрице легкой нефти.

В этой связи следует подчеркнуть, что с увеличением размера тепловой оторочки увеличивается и размер зоны прогрева недренируемой зоны. Одновременно с увеличением скорости перемещения тепловой оторочки в дренируемой зоне уменьшается глубина прогрева примыкающей к ней недренируемой зоны.

В свою очередь размер теплогенерируемой оторочки в дренируемой зоне и скорость ее перемещения в значительной степени определяется темпом закачки кислородсодержащей смеси, в частности воздуха и воды, и водовоздушным отношением. При этом если темп закачки рабочих агентов приводит к увеличению размеров зоны теплогенерации, то водовоздушное отношение может приводить как к ее увеличению, так и ее сокращению.

Таким образом, величина водовоздушного отношения закачиваемой смеси является важным управляющим параметром термогазового воздействия на породы баженовской свиты, на основании регулирования которой возможна оптимизация размера тепловой оторочки, глубины прогрева и температуры недренируемых зон.

Задачей изобретения является наиболее эффективное использование тепловой энергии окисления кислорода воздуха в пласте, повышение уровня безопасности процесса за счет исключения появления кислорода в добывающих скважинах.

Способ разработки нефтекерогеносодержащих месторождений, включающий создание в пласте зоны внутрипластовых окислительных и термодинамических процессов, отличающийся тем, что в пласт закачивают через нагнетательную скважину кислородосодержащую водовоздушную смесь, а термогидродинамические процессы регулируют величиной водовоздушного отношения кислородосодержащей смеси из условия прогрева зоны пласта до температуры не ниже 250°С, для чего определяют оптимальную величину водовоздушного отношения по следующей формуле:

где:

В - водовоздушное отношение, м³/нм³,

γ - доля содержания кислорода в закачиваемом воздухе, доля единицы;

r_K - выделение тепла при потреблении одного килограмма кислорода в окислительных процессах, Дж/кг;

Т₀ - начальная пластовая температура, °С,

при этом величину водовоздушного отношения закачиваемой кислородосодержащей смеси циклически повышают и понижают вокруг установленной оптимальной величины с уровнем понижения упомянутой величины ниже 0,001 м³/нм³.

Основные особенности фильтрационно-емкостных свойств пород Баженовской свиты и процесса извлечения нефти из них сводятся к следующему (Славкин B.C., Алексеев В.Д., Колосков В.Н. Некоторые аспекты геологического строения и перспектив нефтеносности Баженовской свиты на западе Широтного Приобья// Нефтяное хозяйство, 2007. - №8 - с.100-104.; Сонич В.П., Батурин Ю.Е., Малышев А.Г., Зарипов О.Т., Шеметилло В.Г. Проблемы и перспективы освоения Баженовской свиты// Нефтяное хозяйство, 2001. - №9 - с.63-68).

Углеводородные ресурсы баженовской свиты содержатся в двух формах:

- в органическом веществе - керогене;

- в форме легкой нефти, являющейся продуктом генерации органического вещества - керогена.

Нефтекерогеносодержащие породы представлены двумя принципиально отличными типами:

- микротрещиноватым (порово-трещиноватым) коллектором - матрицей;

- макротрещиноватым (трещинно-кавернозным) коллектором.

Микротрещиноватый коллектор (матрица) является нефтеотдающим в макротрещиноватый коллектор легкую нефть, образующуюся в процессе генерации керогена.

В процессе эксплуатации на естественном режиме при сложившихся к настоящему времени пластовых условиях (давлении и температуре) подпитка нефтью из микротрещиноватого в макротрещиноватый коллектор либо вовсе не происходит, либо носит весьма ограниченный характер. Это объясняется, в первую очередь, линзовидностью и локальным смыканием трещин микротрещиноватых пород баженовской свиты. В результате микротрещиноватые породы обладают либо очень низкой проницаемостью, либо ее полным отсутствием.

Нефтеотдающими породами при эксплуатации на естественном режиме являются в основном макротрещиноватые коллекторы, представленные преимущественно карбонатно-кремнистыми породами. Однако и эти коллекторы в обычных условиях характеризуются весьма неравномерной областью дренирования. Именно этим объясняется значительный разброс начальных дебитов нефти в скважинах, вскрывших макротрещиноватые породы, а также низкая нефтеотдача при использовании естественного режима разработки месторождений баженовской свиты.

Доля литотипов пород месторождений баженовской свиты с преобладанием макротрещиноватого коллектора существенно ниже доли литотипов пород с микротрещиноватостью. Данное обстоятельство является одной из главных причин низкой эффективности разработки месторождений баженовской свиты на естественном режиме.

Особенное значение имеет установленная в результате многочисленных промысловых и лабораторных исследований зависимость фильтрационно-емкостных свойств пород баженовской свиты от уровня пластовой температуры. В этой связи на фиг.1, 2 и 3 приведены полученные на основе обобщения результатов этих исследований зависимости от температуры общей пустотности, начальных дебитов и накопленной добычи нефти (Сонич В.П., Батурин Ю.Е., Малышев А.Г., Зарипов О.Г., Шеметилло В.Г. Проблемы и перспективы освоения Баженовской свиты// Нефтяное хозяйство, 2001. - №9 - с.63-68; Батурин Ю.Е., Сонич В.П., Малышев А.Г., Зарипов О.Г. Оценка перспектив применения метода гидротермического воздействия в пласте Ю₀ месторождений ОАО «Сургутнефтегаз»// Интервал, 2002. - №1 - с.17-36).

Важно подчеркнуть, что скорость увеличения всех трех этих показателей, определяющих фильтрационно-емкостные свойства коллекторов баженовской свиты, растет с увеличением температуры.

Результаты экспериментальных исследований кернов (Кокорев В.И., Судобин Н.Г., Полищук A.M., Власов С.А., Горлов Е.Г. Термодеструкция керогена битуминозных пород Галяновского месторождения баженовской свиты// В кн. «Наноявления при разработке месторождений углеводородного сырья: от наноминералогии и нанохимии к нанотехнологиям» (Материалы Конференции, г.Москва, 18-19 ноября 2008 г.), Москва, с.261-266), отобранных из пород баженовской свиты, свидетельствуют о том, что при их нагреве до 250-350°С из микротрещиноватой матрицы извлекается легкая нефть, величина которой сопоставима и даже может превышать количество извлекаемой легкой нефти из макротрещиноватых пород (фиг.4-6).

Промысловые исследования скважин показали, что низкие притоки нефти были получены по всему разрезу баженовской свиты, что подтверждает отмеченное ранее широкое распространение микротрещиноватых пород, а значит, и высокий потенциал легкой нефти в недренируемых при естественном режиме разработки зонах.

В результате лабораторных исследований и промысловых испытаний было показано, что гидровоздействие на основе закачки воды с повышенным пластовым давлением, но не превышающим необходимое для гидроразрыва пласта, приводит к образованию дополнительной трещиноватости за счет дробления пород, расклинивания существующих микротрещин, образования новых микро- и макротрещин.

В результате лабораторных исследований установлен гидрофобный характер нефтесодержащих пород баженовской свиты. Этот фактор наряду с латеральной и вертикальной неоднородностью микротрещиноватых пород обусловливает отмеченную ранее низкую оценку эффективности возможного использования заводнения для разработки месторождений баженовской свиты.

Согласно лабораторным исследованиям вещественного состава пород баженовской свиты все семь их литотипов (см. таблицу 1) содержат твердое органическое вещество - кероген (Батурин Ю.Е., Сонич В.П., Малышев А.Г., Зарипов О.Г. Оценка перспектив применения метода гидротермического воздействия в пласте Ю₀ месторождений ОАО «Сургутнефтегаз»// Интервал, 2002. - №1 - с.17-36). Объемное содержание керогена в литотипах изменяется в широких пределах - от 4% в карбонатных породах до 45% в глинисто-кремнисто-керогеновых породах. Среднее объемное содержание керогена в породах баженовской свиты составляет 23,3% (фиг.5), что более чем в 3 раза превышает объем содержащейся в макропустотном пространстве легкой нефти (Батурин Ю.Е., Сонич В.П., Малышев А.Г., Зарипов О.Г. Оценка перспектив применения метода гидротермического воздействия в пласте Ю₀ месторождений ОАО «Сургутнефтегаз»// Интервал, 2002. - №1 - с.17-36). Согласно мировой практике извлечение углеводородов из керогена, содержащегося в месторождениях нефтеносных сланцев, являющихся аналогом месторождений баженовской свиты, осуществляют с помощью внутрипластового горения. При этом доля извлекаемого углеводорода достигает 25%-30% от объема керогена. Таким образом, кероген, как и легкая нефть в микропустотном пространстве, представляет собой важный потенциал возможной добычи углеводородов, величина которого также сопоставима с объемом извлекаемых запасов легкой нефти из макротрещиноватых пород. При этом необходимо иметь в виду, что извлечение углеводородов из керогена возможно только при тепловом воздействии.

Углеводородный ресурс баженовской свиты оценивается в размере более 1 трлн. тонн. Эти ресурсы представлены высококачественной малосернистой легкой нефтью и углеводородными газами. Возможные запасы легкой нефти оцениваются в размере более 100 млрд. тонн.

Таблица 1
Литолого-физическая характеристика пород баженовской свиты и вмещающих ее отложений
Характеристика и номер литотипа	Содержание материала, % (объемные)	Плотность, т/м3
глинистого	кремнистого	карбонатного	керогена (Ккер)	твердой фазы	объемная
I Глинистый	67	10	следы	10	2,7	2,45
58-80	5-20		2.5-2.9	2.35-2.60
II Керогено-глинистый	43	20	5	20	2,55	2,3
37-50	15-25	0-10	12-30	2.4-2.9	2.25-2.45
III Глинисто-керогено-кремнистый	24	40	10	30	2,45	2,25
13-32	30-50	5-15	25-36	2.2-2.8	2.15-2.35
IV Глинисто-кремнисто-керогенный	23	27	15	40	2,3	2,15
22-25	20-35	10-20	35-45	2.0-2.5	2.00-2.25
V Глинисто-керогено-карбонатный	26	15	35	22	2,55	2,35
17-35	10-30	20-40	15-30	2.4-2.9	2.25-2.50
VI Керогено-глинисто-карбонатный	25	15	50	15	2,65	2,4
16-35	10-20	40-60	10-20	2.4-3.0	2.3-2.5
VII Карбонатный	~10	~10	~60	~4	2,78	2,6
					2.6-3.0	2.5-2.65

Тем не менее, эффективный способ разработки месторождений баженовской свиты к настоящему времени не создан. Уже более 30 лет нефтяные компании осуществляют практически опытную эксплуатацию отдельных скважин с использованием естественной энергии пласта. Однако вследствие отмеченного выше неординарного характера фильтрационно-емкостных свойств пород баженовской свиты и содержания в них нефти достигнутая при этом нефтеотдача не превышает 3% (Батурин Ю.Е., Сонич В.П., Малышев А.Г., Зарипов О.Г. Оценка перспектив применения метода гидротермического воздействия в пласте Ю₀ месторождений ОАО «Сургутнефтегаз»// Интервал, 2002. - №1 - с.17-36).

Это означает, что применяемый в течение более 30 лет способ разработки, основанный на использовании только естественной энергии, не может обеспечить рациональную разработку месторождений. Более того, такой способ во многих случаях не гарантирует даже краткосрочного экономического эффекта из-за значительной стоимости бурения скважин и непредсказуемости их дебита нефти.

Метод заводнения на опытных участках месторождений баженовской свиты практически не применялся. Были лишь отдельные испытания гидровоздействия для оценки его влияния на дебит нефти и фильтрационные характеристики пород. Несмотря на положительные результаты этих испытаний, расчетные оценки показывают, что применение заводнения также малоэффективно. В частности, величина нефтеотдачи при таком способе разработки может быть повышена не более чем до 10% (Батурин Ю.Е., Сонич В.П., Малышев А.Г., Зарипов О.Г. Оценка перспектив применения метода гидротермического воздействия в пласте Ю₀ месторождений ОАО «Сургутнефтегаз»// Интервал, 2002. - №1 - с.17-36).

Обобщая приведенную выше аргументацию можно отметить следующее:

- накопленный многолетний промысловый опыт добычи нефти из месторождений баженовской свиты с использованием естественного режима истощения пластовой энергии свидетельствует о его неэффективности и неперспективности, так как не учитывает особенности фильтрационно-емкостных свойств коллектора и содержание в нем нефтекерогеновых ресурсов;

- применение для разработки месторождений баженовской свиты метода заводнения также малоэффективно, так как такое воздействие практически не вовлекает в разработку ни запасы легкой нефти в микротрещиноватых породах, ни углеводородный потенциал керогена. Кроме того, эффективность вытеснения водой легкой нефти из литотипов пород с преимущественным развитием макротрещиноватости очень невысока;

- установлена возрастающая с повышением температуры пласта степень улучшения фильтрационно-емкостных свойств пород баженовской свиты и рост размеров области дренирования, степень использования запасов легкой нефти как в макротрещиноватых, так и в микротрещиноватых породах, а также степень извлечения углеводородов из керогена. Все это диктует необходимость применения тепловых методов воздействия в качестве основы эффективного способа разработки месторождений баженовской свиты.

Таким образом, породы баженовской свиты являются уникальными не только из-за содержания в них нефтекерогеновых ресурсов, но и в связи с нетривиальным характером фильтрационно-емкостных свойств. Это диктует необходимость применения нетрадиционного инновационного подхода к формированию эффективного способа разработки месторождений в нефтематеринских породах баженовской свиты.

В этой связи следует подчеркнуть, что с увеличением размера тепловой оторочки увеличивается и размер зоны прогрева недренируемой матрицы. Одновременно с увеличением скорости перемещения тепловой оторочки в дренируемой зоне уменьшается глубина прогрева примыкающей к ней недренируемой матрицы.

В свою очередь размер теплогенерируемой оторочки в дренируемой зоне и скорость ее перемещения в значительной степени определяется темпом закачки кислородсодержащей смеси, в частности воздуха и воды, и водовоздушным отношением. При этом если темп закачки рабочих агентов приводит к увеличению размеров зоны теплогенерации, то водовоздушное отношение может приводить как к ее увеличению, так и ее сокращению.

Таким образом, водовоздушное отношение закачиваемой смеси является важным управляющим параметром термогазового воздействия на породы баженовской свиты, регулирование которого позволяет обеспечить максимальный объем прогретой недренируемой матрицы.

С увеличением водовоздушного отношения В, с одной стороны, увеличивается длина тепловой оторочки Δx:

где

;

;

;

- расход закачиваемого воздуха в поверхностных условиях, нм³/сут;

с_ПЛ - удельная теплоемкость дренируемых пород, Дж/(кг_·°С);

с_ОП - удельная теплоемкость недренируемой матрицы, Дж/(кг_·°С);

с_В - удельная теплоемкость воды, Дж/(кг_·°С);

с_Г - удельная теплоемкость воздуха, Дж/(кг_·°С);

ρ_ПЛ - плотность дренируемых пород, кг/м³;

ρ_ОП - плотность недренируемой матрицы, кг/м³;

ρ_В - плотность воды в пластовых условиях, кг/м³;

- плотность воздуха в поверхностных условиях, кг/нм³;

κ_ОП - коэффициент теплопроводности недренируемой матрицы;

h - мощность дренируемых пород, м;

b - ширина пласта дренируемых пород, м;

t - время, сек.

Увеличение длины тепловой оторочки, в свою очередь, приводит к увеличению глубины прогрева недренируемой матрицы.

С другой стороны, увеличение водовоздушного отношения приводит к увеличению скорости продвижения тепловой оторочки ν_T:

где

;

.

Увеличение скорости уменьшает время прогрева недренируемой матрицы тепловой оторочкой (разогретая тепловая оторочка быстрее продвигается вдоль матрицы), что, соответственно, уменьшает глубину прогрева.

Поэтому должно существовать некоторое оптимальное значение водовоздушного отношения В, при котором охват прогревом недренируемой матрицы будет максимальным.

Для оценки эффективности управляющих параметров может быть использовано приведенное ниже математическое выражение, устанавливающее связь между объемом прогретой недренируемой матрицы V и водовоздушным отношением В при заданных темпах закачки воздуха и необходимой температуры прогрева матрицы:

где

;

;

;

γ - доля содержания кислорода в закачиваемом воздухе, доля единицы;

r_K - выделение тепла при потреблении одного килограмма кислорода в окислительных процессах, Дж/кг.

Выражение V=с₁+с₂В-с₃В² представляет собой параболу, ветви которой направлены вниз. Вершина параболы соответствует максимальному объему прогретой матрицы, который достигается при значении водовоздушного отношения

Схема осуществления способа приведена в патенте на полезную модель №90492.

Сущность способа заключается в следующем.

Воздух забирается из атмосферы и после компремирования сжатый воздух через нагнетательную скважину также закачивается в пласт.

Вода из источника воды забирается насосом и через нагнетательную скважину также закачивается в пласт.

Добываемая продукция поступает из добывающей скважины в индивидуальную замерную установку, где сепарируется. Полученный в ходе сепарации газ направляется на датчики-газоанализаторы, а жидкость идет в систему нефтесбора месторождения. Прошедший анализ газ также поступает в систему нефтесбора месторождения. Информация о составе газа с датчиков-газоанализаторов поступает на контрольно-измерительную аппаратуру. Кроме того, предусмотрена возможность отбора проб газа из пробоотборника, установленного на выходе из затрубного пространства добывающей скважины, что повышает уровень безопасности проведения процесса термогазового воздействия.

Приведем пример конкретного выполнения способа.

Разрабатывают нефтекерогеносодержащее месторождение со следующими характеристиками:

Длина зоны (расстояние между нагнетательной и добывающей скважинами)	750 м
Ширина дренируемой зоны, b	100 м
Толщина дренируемой зоны, h	1 м
Пористость дренируемой зоны, m	0,03
Темп закачки воздуха,
Начальная пластовая температура, T0	107°С
Необходимая температура прогрева, TПРОГРЕВ	250°С
Доля содержания кислорода в закачиваемом воздухе, γ	0,2
Удельная теплоемкость дренируемых пород, сПЛ
Удельная теплоемкость недренируемой матрицы, сОП
Удельная теплоемкость воды, сВ
Удельная теплоемкость воздуха, сГ
Плотность дренируемых пород, ρПЛ
Плотность недренируемой матрицы, ρОП
Плотность воды в пластовых условиях, ρВ
Плотность воздуха в поверхностных условиях,
Коэффициент теплопроводности недренируемой матрицы, κОП
Доля содержания кислорода в закачиваемом воздухе, γ	0,2
Выделение тепла при потреблении одного килограмма кислорода в окислительных процессах, rK
Время, t	15 мес≈39·106 с

Для приведенных параметров объем прогретой недренируемой матрицы согласно формуле (3) вычисляется как

V=с₁+с₂В-с₃В²=107942+2,3313·10⁸·В-4,59677·10¹⁰·B².

Соответствующая зависимость объема прогретой недренируемой матрицы от водовоздушного соотношения приведена на фиг.6.

Значение оптимального водовоздушного соотношения, вычисленное по формуле (4):

.

Разработку проводят в следующем режиме: закачивают в каждую нагнетательную скважину воздух в объеме 24 тыс.норм.куб/сутки, а воду добавляют для обеспечения заданной величины водовоздушного отношения. Всего было проведено 3 расчета с использованием симулятора STARS компании CMG. Первый и третий расчеты проведены согласно прототипу для сравнения. Результаты расчетов нефтеотдачи после 45 лет разработки представлены в следующей таблице:

#	Водовоздушное отношение	Нефтеотдача, %	Варианты
1	0.001	45	прототип
2	0.0025	49	предлагаемый
3	0.005	34	прототип

Таким образом, на участке разработки с использованием предлагаемого метода достигается нефтеотдача 49% при водовоздушном отношении, полученном согласно формуле (4), в то время как по прототипу нефтеотдача равна 45 и 34% в зависимости от водовоздушного отношения, то есть в среднем 39.5%. Повышение нефтеотдачи составило в среднем 9.5%.

Таким образом, значение водовоздушного отношения, рассчитанного по формуле (4), позволило получить наибольшую нефтеотдачу.

Принципиальная особенность предлагаемого способа разработки заключается в том, что величина водовоздушного отношения закачиваемых в дренируемые литотипы пород баженовской свиты воды и воздуха, темп и давление их нагнетания устанавливаются из условия необходимости прогрева до температур не ниже 250°С максимально возможного объема нефтекерогеносодержащей непроницаемой матрицы, окружающей охваченные дренированием теплогенерирующие зоны пласта. Реализация такого регулирования позволяет обеспечить не только эффективное смешивающееся вытеснение легкой нефти из дренируемых зон, но и ввод в активную разработку нефтекерогеносодержащих микропроницаемых зон.

В этой связи следует подчеркнуть, что нагнетание водовоздушной смеси позволяет реализовать не только внутрипластовые окислительные процессы, как это предусмотрено известным способом, но и обеспечить на этой основе смешивающееся вытеснение легкой нефти и тепловое воздействие, но одновременно и гидровоздействие. Как было отмечено выше, такое воздействие позволяет увеличить зону дренирования за счет создания дополнительных новых трещин и частичного раскрытия существующих микротрещин. Очевидно, что одновременное тепловое и гидровоздействие должно привести к синергетическому результату по расширению зоны дренирования и существенному увеличению ее фильтрационных характеристик.

При правильной организации этой модификации термогазового воздействия можно, во-первых, полностью исключить появление кислорода в добывающих скважинах, во-вторых, гарантировать наиболее эффективное использование тепловой энергии окисления кислорода воздуха в пласте.

Способ разработки нефтекерогеносодержащих месторождений, включающий создание в пласте зоны внутрипластовых окислительных и термодинамических процессов, отличающийся тем, что в пласт закачивают через нагнетательную скважину кислородосодержащую водовоздушную смесь, а термогидродинамические процессы регулируют величиной водовоздушного отношения кислородосодержащей смеси из условия прогрева зоны пласта до температуры не ниже 250°С, для чего определяют оптимальную величину водовоздушного отношения по следующей формуле:

где В - водовоздушное отношение, м³/нм³;
γ - доля содержания кислорода в закачиваемом воздухе, доля единицы;
r_к - выделение тепла при потреблении одного килограмма кислорода в окислительных процессах, Дж/кг;
, ρ_B - плотность воды и газа соответственно, кг/м³;
c_в - удельная теплоемкость воды, Дж/(кг·°С);
Т_{ПРОГРЕВ} - температура, до которой требуется прогреть недренируемую матрицу, °С,
Т₀ - начальная пластовая температура, °С,
при этом величину водовоздушного отношения закачиваемой кислородосодержащей смеси циклически повышают и понижают вокруг установленной оптимальной величины с уровнем понижения упомянутой величины ниже 0,001 м³/нм³.