Оценка эффективности газовых МУН
Кобяшев А.В., Архипов В.Н., Захаренко В.А., Дубровин А.В., Стариков М.А.
ООО «Тюменский нефтяной
научный центр»
В работе рассмотрен подход к разработке залежей трудноизвлекаемых запасов (ТРИЗ), характеризующихся сложным геологическим строением, низкой проницаемостью (менее 1 мД) и дифференциацией насыщенности по площади и разрезу. Применение стандартных подходов и технологий разработки для таких сложных коллекторов затрудняет получение высокой эффективности извлечения запасов. С целью выбора оптимальной технологии разработки проведена оценка применимости газовых методов увеличения нефтеотдачи (МУН) с использованием аналитических методик и расчетов на композиционной гидродинамической модели.
Введение
Объектом исследования являются клиноформные отложения ачимовской толщи, запасы которой активно исследуются в настоящее время, — нефтяные компании в поисках эффективных решений по разработке подобных пластов. Как правило, коллектор представлен конусами выноса, формирующими сложнопостроенные песчаные тела, вытянутые на значительное расстояние. Основными характеристиками объекта являются низкая проницаемость (менее 1 мД), обширный этаж нефтеносности (до 100 м), высокая зональная неоднородность и значительная расчлененность (до 30), большая глубина залегания (3 000–4 000 м), наличие аномально высокого пластового давления (АВПД, коэффициент аномальности 1,4–1,8). Сложное геологическое строение песчаных интервалов не позволяет эффективно применять стандартные методы разработки на истощении или с использованием заводнения пластов.
Организация заводнения в таких коллекторах сопровождается значительными рисками:
При закачке газа в режиме смешивающегося вытеснения на границе нефть-газ в результате массообменных процессов межфазное натяжением стремится к нулю, что благоприятно сказывается на снижении капиллярных сил. Положительным фактором является снижение вязкости нефти, что приводит к росту дебитов и повышению уровня добычи. При реализации смешивающегося режима коэффициент вытеснения нефти может достигать существенно более высоких значений, чем при заводнении.
Организация заводнения в таких коллекторах сопровождается значительными рисками:
- низкая принимающая способность матрицы коллектора по воде;
- отсутствие приемистости, что диктует необходимость использования специального оборудования для повышения качества закачиваемой воды;
- низкий коэффициент вытеснения и охвата залежи разработкой.
При закачке газа в режиме смешивающегося вытеснения на границе нефть-газ в результате массообменных процессов межфазное натяжением стремится к нулю, что благоприятно сказывается на снижении капиллярных сил. Положительным фактором является снижение вязкости нефти, что приводит к росту дебитов и повышению уровня добычи. При реализации смешивающегося режима коэффициент вытеснения нефти может достигать существенно более высоких значений, чем при заводнении.
Технологии разработки залежей ТРИЗ
По данным открытых литературных источников [1–3], основные месторождения-аналоги со схожим генезисом и фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС) расположены в Северной Америке и Западной Сибири. Анализ мирового опыта позволяет сформировать основные представления о подходах к разработке сверхнизкопроницаемых коллекторов (табл. 1).
Табл. 1. Обзор месторождений аналогов
На большинстве месторождений с ТРИЗ целесообразность применения системы поддержания пластового давления (ППД) решается на этапе опытно-промышленных работ (ОПР). Эффект от ППД (заводнение) из фактически накопленного опыта разработки прослеживается при проницаемости более 1 мД через 5–15 месяцев после начала закачки, при меньших проницаемостях явно выраженный эффект отсутствует. Как показывает практика, разработка осуществляется по рядным системам высокой плотностью сетки, горизонтальными скважинами с многостадийным гидроразрывом пласта (МГРП), агент для поддержания пластового давления — вода.
В целом применение воды как агента воздействия для разработки нетрадиционных коллекторов с ухудшенными ФЕС характеризуется низкой эффективностью, что обусловлено как технологическими факторами (подготовка воды), так и особенностями фильтрации несмешивающихся жидкостей в пористой среде (капиллярные силы). При заводнении низкопроницаемого коллектора предъявляются повышенные требования к качеству закачиваемой воды: очистка от эмульсий и механических примесей, подбор оптимальной минерализации. Негативное влияние данного фактора выражено в уменьшении приемистости нагнетательных скважин и, как следствие, снижении компенсации отборов и эффективности
системы ППД [4, 5].
Защемление остаточной нефти в пористой среде определяется капиллярным числом (Nc), отражающим соотношение вязкостных и капиллярных сил: чем меньше радиус капилляра (проницаемость), тем выше остаточная нефтенасыщенность [6]. Соответственно низкопроницаемые коллекторы характеризуются высоким значением остаточной нефтенасыщенности при заводнении, вследствие наличия большого количества пор малого размера, в которых превалирующее влияние на вытеснение нефти водой оказывают капиллярные силы. Капиллярные силы (капиллярное давление) определяются отношением межфазного натяжения на границе раздела фаз σ и косинуса краевого угла смачивания θ к кривизне поверхности радиусом r. Следовательно, снизить остаточную нефтенасыщенность можно, воздействуя на смачиваемость породы либо на изменение межфазного натяжения. Снижение межфазного натяжения в свою очередь может быть достигнуто изменением химического состава закачиваемой воды (добавление поверхностно-активных веществ) либо сменой агента вытеснения на газ (межфазное натяжение на границе нефть-газ значительно ниже).
В целом применение воды как агента воздействия для разработки нетрадиционных коллекторов с ухудшенными ФЕС характеризуется низкой эффективностью, что обусловлено как технологическими факторами (подготовка воды), так и особенностями фильтрации несмешивающихся жидкостей в пористой среде (капиллярные силы). При заводнении низкопроницаемого коллектора предъявляются повышенные требования к качеству закачиваемой воды: очистка от эмульсий и механических примесей, подбор оптимальной минерализации. Негативное влияние данного фактора выражено в уменьшении приемистости нагнетательных скважин и, как следствие, снижении компенсации отборов и эффективности
системы ППД [4, 5].
Защемление остаточной нефти в пористой среде определяется капиллярным числом (Nc), отражающим соотношение вязкостных и капиллярных сил: чем меньше радиус капилляра (проницаемость), тем выше остаточная нефтенасыщенность [6]. Соответственно низкопроницаемые коллекторы характеризуются высоким значением остаточной нефтенасыщенности при заводнении, вследствие наличия большого количества пор малого размера, в которых превалирующее влияние на вытеснение нефти водой оказывают капиллярные силы. Капиллярные силы (капиллярное давление) определяются отношением межфазного натяжения на границе раздела фаз σ и косинуса краевого угла смачивания θ к кривизне поверхности радиусом r. Следовательно, снизить остаточную нефтенасыщенность можно, воздействуя на смачиваемость породы либо на изменение межфазного натяжения. Снижение межфазного натяжения в свою очередь может быть достигнуто изменением химического состава закачиваемой воды (добавление поверхностно-активных веществ) либо сменой агента вытеснения на газ (межфазное натяжение на границе нефть-газ значительно ниже).
В зависимости от типа газового агента, свойств пластовой нефти и параметров пласта (давление и температура) при вытеснении нефти газом может быть достигнуто снижение межфазного натяжения вплоть до его полного отсутствия — реализация смешивающегося вытеснения. В данном случае происходит последовательный многоконтактный обмен компонентами между закачиваемым газом и нефтью, в результате которого на фронте вытеснения образуется критическая фаза газа и нефти. Вследствие выравнивания состава фаз на фронте вытеснения между ними исчезает поверхность раздела, что позволяет вытеснить практически всю нефть и получить максимально высокое значение коэффициента вытеснения (близкое к единице) [7].
Различные авторы, как правило, выделяют следующие основные факторы увеличения нефтеотдачи при реализации смешивающегося режима вытеснения нефти газом [2, 7, 8]: снижение межфазного натяжения — исчезновение границы раздела между закачиваемым газом и нефтью при смешивающемся вытеснении — приводит к увеличению фазовой подвижности нефти;
увеличение объемного коэффициента нефти способствует росту объема пор, занятых нефтью, создает благоприятные условия для ее фильтрации в пласте;
снижение вязкости нефти способствует росту ее подвижности и увеличению коэффициента вытеснения.
Схематично механизм повышения нефтеотдачи при закачке газа в смешивающемся режиме вытеснения представлен на рисунке 1.
Различные авторы, как правило, выделяют следующие основные факторы увеличения нефтеотдачи при реализации смешивающегося режима вытеснения нефти газом [2, 7, 8]: снижение межфазного натяжения — исчезновение границы раздела между закачиваемым газом и нефтью при смешивающемся вытеснении — приводит к увеличению фазовой подвижности нефти;
увеличение объемного коэффициента нефти способствует росту объема пор, занятых нефтью, создает благоприятные условия для ее фильтрации в пласте;
снижение вязкости нефти способствует росту ее подвижности и увеличению коэффициента вытеснения.
Схематично механизм повышения нефтеотдачи при закачке газа в смешивающемся режиме вытеснения представлен на рисунке 1.
Рис. 1. Зависимость Квыт от давления для разного количества ячеек расчетной сетки в численном эксперименте по вытеснению нефти газом в тонкой трубке
Исходя из геолого-физических особенностей рассматриваемого объекта — высокое пластовое давление ~ 55 МПа, легкая и маловязкая нефть, с плотностью 690 кг/м3 и вязкостью 0,45 мПа·с
(в пластовых условиях) — можно сделать предположение о перспективности применения методов газового воздействия. В качестве газовых агентов для закачки в пласт могут быть использованы дымовые газы, азот, углекислый газ, углеводородный газ различного компонентного состава (метан, попутный нефтяной газ). В нашем случае важным фактором при выборе агента воздействия является реализация в пласте смешивающегося режима для достижения наибольшей эффективности вытеснения нефти газом.
Минимальное давление, при котором обеспечивается смешиваемость при пластовой температуре, называется минимальным давлением смесимости (МДС). Наиболее точно величину МДС можно оценить с помощью специальных лабораторных исследований: метод тонкой трубки (slim tube), всплывающих пузырьков (rising bubble) или исчезающего межфазного натяжения (vanishing interfacial tension). Также величина МДС может быть определена аналитически с помощью уравнений корреляций либо с помощью уравнения состояния (equation of state, EOS). При этом точность численной оценки по корреляционным уравнениям уступает лабораторным экспериментам, так как в зависимостях используются различные параметры закачиваемого газа, пластовых флюидов, термобарических свойств пласта, что увеличивает диапазон неопределенности величины МДС (± 30 %). Оценка МДС с помощью EOS, без настройки уравнения состояния на экспериментальные значения, носит приблизительный характер, так как любые изменения в фазовой диаграмме при сокращении числа компонент в композиционной модели приведут к увеличению погрешности. Тем не менее данные методы могут использоваться на этапе предварительной оценки эффективности газовых МУН.
(в пластовых условиях) — можно сделать предположение о перспективности применения методов газового воздействия. В качестве газовых агентов для закачки в пласт могут быть использованы дымовые газы, азот, углекислый газ, углеводородный газ различного компонентного состава (метан, попутный нефтяной газ). В нашем случае важным фактором при выборе агента воздействия является реализация в пласте смешивающегося режима для достижения наибольшей эффективности вытеснения нефти газом.
Минимальное давление, при котором обеспечивается смешиваемость при пластовой температуре, называется минимальным давлением смесимости (МДС). Наиболее точно величину МДС можно оценить с помощью специальных лабораторных исследований: метод тонкой трубки (slim tube), всплывающих пузырьков (rising bubble) или исчезающего межфазного натяжения (vanishing interfacial tension). Также величина МДС может быть определена аналитически с помощью уравнений корреляций либо с помощью уравнения состояния (equation of state, EOS). При этом точность численной оценки по корреляционным уравнениям уступает лабораторным экспериментам, так как в зависимостях используются различные параметры закачиваемого газа, пластовых флюидов, термобарических свойств пласта, что увеличивает диапазон неопределенности величины МДС (± 30 %). Оценка МДС с помощью EOS, без настройки уравнения состояния на экспериментальные значения, носит приблизительный характер, так как любые изменения в фазовой диаграмме при сокращении числа компонент в композиционной модели приведут к увеличению погрешности. Тем не менее данные методы могут использоваться на этапе предварительной оценки эффективности газовых МУН.
Для типового в регионе объекта выполнена численная оценка МДС для трех видов газа: метан (сухой газ), попутный нефтяной газ (ПНГ), диоксид углерода (СО2). Стоит отметить, что в зависимости от вида газа, для которого выполняется численный расчет МДС — сухой газ либо «жирный» газ (попутный нефтяной газ, обогащенный средними компонентами С2–С4), следует использовать определенные корреляционные зависимости. Сопоставление различных уравнений корреляций для условий Западной и Восточной Сибири более подробно приведено в статье [9]. Таким образом, для оценки МДС при закачке ПНГ и сухого газа использовано уравнение корреляции Maklavani, в котором используется следующий набор данных:
- температура пласта;
- молярная масса компонентов С7+, мольная доля средних компонентов С2–С6 и доля метана (С1) в нефти;
- молярный вес и мольная доля компонентов С2+ в закачиваемом газе.
Табл. 2. Общий вид корреляционных зависимостей по определению МДС при закачке СО2 [10–14]
Типовые термобарические условия, параметры флюидов, компонентный состав нефти и ПНГ, использованные для оценки МДС по корреляционным зависимостям, приведены в таблицах 3, 4.
Табл. 3. Термобарические условия
Табл. 4. Компонентный состав нефти и ПНГ
Для настройки композиционной PVT-модели использованы результаты стандартных исследований представительных глубинных проб. Расчеты фазовых переходов и свойств флюидов в разных термобарических условиях выполнялись с помощью трехпараметрического уравнения состояния Соаве-Ридли-Квонга (SRK), так как оно позволило обеспечить оптимальную настройку на имеющиеся данные. Оценка МДС выполнена в симуляторе PVTsim NOVA.
Результаты предварительной численной оценки величины МДС с помощью уравнений корреляций и композиционной модели (EOS) показали, что при начальных термобарических условиях рассматриваемого объекта закачка любого из газовых агентов (метан, ПНГ и СО2) реализуется в режиме смешивающегося вытеснения (рис. 2). Смешивающееся вытеснение разделяют на одноконтактное, когда вытесняющий агент и нефть являются смешивающимися жидкостями, и многоконтактное, когда происходит последовательный обмен компонентами между вытесняющим агентом и нефтью. При расчете в гидродинамическом симуляторе фазовое состояние и режим смесимости (одноконтактный или многоконтактный) определяется уравнением состояния, компонентным составом (пластового флюида и закачиваемого газа) и пластовыми условиями (давление, температура). Явное задание в ГДМ режима смесимости не требуется.
Результаты предварительной численной оценки величины МДС с помощью уравнений корреляций и композиционной модели (EOS) показали, что при начальных термобарических условиях рассматриваемого объекта закачка любого из газовых агентов (метан, ПНГ и СО2) реализуется в режиме смешивающегося вытеснения (рис. 2). Смешивающееся вытеснение разделяют на одноконтактное, когда вытесняющий агент и нефть являются смешивающимися жидкостями, и многоконтактное, когда происходит последовательный обмен компонентами между вытесняющим агентом и нефтью. При расчете в гидродинамическом симуляторе фазовое состояние и режим смесимости (одноконтактный или многоконтактный) определяется уравнением состояния, компонентным составом (пластового флюида и закачиваемого газа) и пластовыми условиями (давление, температура). Явное задание в ГДМ режима смесимости не требуется.
Рис. 2. Численная оценка минимального давления смесимости
Так, МДС для метана оценивается на уровне 375–425 атм, для ПНГ — на уровне 300–345 атм, что даже с учетом имеющейся неопределенности значительно ниже пластового давления (550 атм). СО2 является наиболее эффективным агентом для достижения смешивающегося вытеснения, МДС варьируется на уровне 170 атм. При закачке метана режим вытеснения нефти газом будет изменяться от смешивающегося в зонах с давлением, близким к начальному пластовому (550 атм), до полностью несмешивающегося в зонах, где давление в процессе разработки снизится до 300 атм (среднее рабочее пластовое давление).
Положительные результаты экспресс-оценки МДС различными методами показали целесообразность продолжения работ в данном направлении. Дальнейшие прогнозные расчеты по оценке эффективности газовых МУН выполнены на секторной композиционной ГДМ, в качестве основы использована величина МДС по уравнению состояния.
Положительные результаты экспресс-оценки МДС различными методами показали целесообразность продолжения работ в данном направлении. Дальнейшие прогнозные расчеты по оценке эффективности газовых МУН выполнены на секторной композиционной ГДМ, в качестве основы использована величина МДС по уравнению состояния.
Композиционное моделирование
Для расчета эффективности вариантов закачки газа использовалась секторная модель (500×2 000 м), содержащая элемент разработки: одна добывающая горизонтальная скважина длиной 1 500 м (технологическое ограничение по бурению) в центре и две нагнетательные на краях модели, доля закачки которых в элементе составляет по 0,5 каждая. Расстояние между скважин — 250 м (типовая плотность сетки для низкопроницаемых пластов).
Геологический разрез представлен высокорасчлененными разностями, среднее значение нефтенасыщенной толщины составляет 83 м, начальная нефтенасыщенность 0,7 д. ед. Учитывая послойную неоднородность ФЕС целевого объекта, в работе дополнительно рассмотрены сценарии пониженного Кн, характерные для аналогов (варианты 2–3) (табл. 5).
Геологический разрез представлен высокорасчлененными разностями, среднее значение нефтенасыщенной толщины составляет 83 м, начальная нефтенасыщенность 0,7 д. ед. Учитывая послойную неоднородность ФЕС целевого объекта, в работе дополнительно рассмотрены сценарии пониженного Кн, характерные для аналогов (варианты 2–3) (табл. 5).
Табл. 5. Основные геологические параметры секторной модели
На каждой скважине были смоделированы мероприятия по интенсификации притока в виде многостадийного ГРП (по 15 стадий на скважину с расстоянием между стадиями 100 м). Направление трещины задавалось по направлению горизонтального ствола скважины (в соответствии с направлением максимального стресса). В ГДМ трещины задавались в виде дополнительных вскрытий пласта трещинами ГРП (рис. 3). Вскрытие дополнительных ячеек рассчитывалось с помощью модуля EasyFrac (ПО Petrel). Параметры трещины были получены по результатам моделирования ГРП в специализированном ПО с учетом геомеханических свойств пласта. Полудлина составляет 130 м, ширина — 4 мм, высота трещины 100 м (50 м вверх и 50 м вниз).
Рис. 3. Моделирование трещин ГРП
в EasyFrac — а,
в ГДМ — б
в EasyFrac — а,
в ГДМ — б
С целью выбора оптимальной технологии воздействия на пласт для получения максимального экономического и технологического эффекта было рассмотрено пять вариантов воздействия на пласт: истощение, заводнение, вытеснение нефти сухим газом (метан), «жирным» газом (ПНГ), СО2. Учитывая неопределенности по начальной насыщенности (Кнн) подобных коллекторов, прогнозные расчеты выполнены для трех сценариев: 0,4, 0,5 и 0,7 д. ед.
Для корректного моделирования межфазных превращений при закачке газа в режиме смешивающегося вытеснения использовалась композиционная модель, полученная в процессе настройки уравнения состояния на результаты лабораторных исследований пластовых флюидов. Для оптимизации времени расчетов компонентный состав пластовой нефти был сгруппирован на семь компонент (СО2, N2–С1, С2–С4, С5, С7–С17, С18–С30, С31+). Относительные фазовые проницаемости (ОФП), используемые в модели, получены по результатам исследований на керне.
Продвижение фронта закачиваемого газа, а также различие в динамике вытеснения нефти на разрезе при смешивающемся и несмешивающемся режимах показаны на рисунках 4, 5. Видно, что с момента начала закачки СО2 вытеснение осуществляется на смешивающемся режиме, газонасыщенность в ячейках минимальна. В течение последующих 7–8 лет СО2 прорывается к забою добывающих скважин, газовая фаза появляется в зонах, где нефтяная фаза уже вытеснена (отсутствует флюид для растворения газа) и районах пониженного давления (ниже давления смесимости). При старте закачки сухого газа (метана) условия смесимости не достигаются, как следствие, в нефти растворяется лишь малая часть закачиваемого газа. Вытеснение нефти на режиме ограниченной смесимости негативно сказывается на эффективности процесса — быстрый прорыв газа снижает охват воздействием и приводит к значительно меньшей нефтеотдаче относительно вариантов закачки ПНГ и СО2.
Для корректного моделирования межфазных превращений при закачке газа в режиме смешивающегося вытеснения использовалась композиционная модель, полученная в процессе настройки уравнения состояния на результаты лабораторных исследований пластовых флюидов. Для оптимизации времени расчетов компонентный состав пластовой нефти был сгруппирован на семь компонент (СО2, N2–С1, С2–С4, С5, С7–С17, С18–С30, С31+). Относительные фазовые проницаемости (ОФП), используемые в модели, получены по результатам исследований на керне.
Продвижение фронта закачиваемого газа, а также различие в динамике вытеснения нефти на разрезе при смешивающемся и несмешивающемся режимах показаны на рисунках 4, 5. Видно, что с момента начала закачки СО2 вытеснение осуществляется на смешивающемся режиме, газонасыщенность в ячейках минимальна. В течение последующих 7–8 лет СО2 прорывается к забою добывающих скважин, газовая фаза появляется в зонах, где нефтяная фаза уже вытеснена (отсутствует флюид для растворения газа) и районах пониженного давления (ниже давления смесимости). При старте закачки сухого газа (метана) условия смесимости не достигаются, как следствие, в нефти растворяется лишь малая часть закачиваемого газа. Вытеснение нефти на режиме ограниченной смесимости негативно сказывается на эффективности процесса — быстрый прорыв газа снижает охват воздействием и приводит к значительно меньшей нефтеотдаче относительно вариантов закачки ПНГ и СО2.
Рис. 4. Пример динамики вытеснения нефти и продвижения фронта газа в смешивающемся режиме при закачке СО2 (Кн — 0,4)
Рис. 5. Пример динамики вытеснения нефти и продвижения фронта газа на ограниченно-смешивающемся режиме при закачке метана (Кн — 0,4)
Результаты расчетов и оценка экономики
Ввиду широкого диапазона изменения начальной нефтенасыщенности на месторождениях-аналогах и неопределенности в эффективности вытеснения нефти различными газовыми агентами стратегия освоения трудноизвлекаемых запасов рассматриваемого объекта с применением газовых МУН предполагает использование концепции «модульных» решений в проектировании и обустройстве месторождения. Подразумевается отказ от строительства капитальных объектов инфраструктуры и применение блочного подхода к проектированию кустов, использование мобильных комплексов наземного обустройства (в том числе для газовых методов) в зависимости от уточненных геологических условий для определенной части залежи. Для расчета технико-экономических показателей эффективности газового воздействия выполнено масштабирование прогнозного типового профиля добычи/закачки единичного элемента (две нагнетательные и одна добывающая горизонтальные скважины), полученного на секторной композиционной ГДМ, до уровня типового куста 21 скважина. Оценка выполнена для пяти вариантов: истощение, заводнение, закачка ПНГ, СО2 и сухого газа (см. раздел композиционное моделирование).
Результаты расчетов показали, что применение газовых методов увеличения нефтеотдачи на смешивающемся режиме для данных геологических условий технологически более эффективно по сравнению с традиционным методом разработки (заводнением), наибольший прирост нефтеотдачи получен в условиях низкой насыщенности коллекторов (рис. 6, табл. 6).
Результаты расчетов показали, что применение газовых методов увеличения нефтеотдачи на смешивающемся режиме для данных геологических условий технологически более эффективно по сравнению с традиционным методом разработки (заводнением), наибольший прирост нефтеотдачи получен в условиях низкой насыщенности коллекторов (рис. 6, табл. 6).
Рис. 6. Зависимость КИН от начальной нефтенасыщенности
Так, коэффициент извлечения нефти (КИН) по варианту заводнение при Кнн 0,4 составляет 0,159 д. ед., тогда как закачка ПНГ и СО2 позволяет достичь нефтеотдачи 0,270–0,283 д. ед., эффективность обеспечивается за счет смешивающегося вытеснения в условиях низкой вертикальной проницаемости. С увеличением начальной нефтенасыщенности отмечается снижение относительного прироста КИН, получаемого в вариантах газового воздействия по сравнению с заводнением, что обусловлено особенностью фильтрации флюидов в пласте. Вытеснение нефти газом на смешивающемся режиме характеризуется высоким значением коэффициента вытеснения (~ 0,80 д. ед.) и достаточно низким коэффициентом охвата (~ 0,46 д. ед.) для любого варианта насыщенности. Тогда как для заводнения при одной и той же величине остаточной нефтенасыщенности увеличение начальной нефтенасыщенности приводит к двукратному повышению коэффициента вытеснения и, как следствие, большему приросту нефтеотдачи.
Табл. 6. Технико-экономические показатели прогнозных вариантов газового воздействия
Таким образом, для рассматриваемых геологических условий вытеснение нефти газом на смешивающемся режиме характеризуется большей величиной нефтеотдачи во всем диапазоне начальной насыщенности (Кнн 0,4–0,7 д. ед.), прирост КИН относительно заводнения
составляет 2–12 %.
Сопоставление рентабельности вариантов разработки приведено по относительному значению чистого дисконтированного дохода (NPV), то есть все варианты нормированы к базовому заводнению (табл. 6). Капитальные вложения при оценке газовых вариантов воздействия рассмотрены крупноблочно, в отличие от варианта заводнения характеризуются более высокими затратами на площадочные объекты. Затраты на строительство газокомпрессорной станции (ГКС) зависят от планового уровня закачки газа ~ 1 760 млн м3/год.
Закачка «жирного» газа (ПНГ) для всех вариантов начальной насыщенности коллектора характеризуется более высоким значением NPV относительно заводнения, прирост 24–73 %. Несмотря на то, что метод закачки СО2 является наиболее эффективным с позиции вытеснения нефти (КИН по всем вариантам насыщенности выше, чем при закачке ПНГ), ввиду более высоких затрат на его реализацию характеризуется меньшим значением чистого дисконтированного дохода, прирост NPV относительно заводнения составляет 45–53 % (Кнн — 0,5 и 0,7 д. ед.).
При этом в случае низкой насыщенности (Кнн 0,4 д. ед.) NPV при закачке СО2 ниже заводнения на 68 %, тогда как КИН (0,283 д. ед.) на 12 % выше (КИН при заводнении — 0,159 д. ед.). То есть СО2 является более эффективным агентом вытеснения, но более сложным в плане реализации — дорогое производство и высокие требования к оборудованию, в результате чего при прочих равных условиях снижается потенциал его возможного применения.
Закачка сухого газа характеризуется более низкой как технологической, так и экономической эффективностью — КИН и NPV по всем вариантам ниже относительно заводнения. Данный результат обусловлен переходом к режиму ограниченно-смешивающегося вытеснения при снижении давления в залежи ниже величины МДС, как следствие, получаем не только низкий коэффициент охвата, но и коэффициент вытеснения.
составляет 2–12 %.
Сопоставление рентабельности вариантов разработки приведено по относительному значению чистого дисконтированного дохода (NPV), то есть все варианты нормированы к базовому заводнению (табл. 6). Капитальные вложения при оценке газовых вариантов воздействия рассмотрены крупноблочно, в отличие от варианта заводнения характеризуются более высокими затратами на площадочные объекты. Затраты на строительство газокомпрессорной станции (ГКС) зависят от планового уровня закачки газа ~ 1 760 млн м3/год.
Закачка «жирного» газа (ПНГ) для всех вариантов начальной насыщенности коллектора характеризуется более высоким значением NPV относительно заводнения, прирост 24–73 %. Несмотря на то, что метод закачки СО2 является наиболее эффективным с позиции вытеснения нефти (КИН по всем вариантам насыщенности выше, чем при закачке ПНГ), ввиду более высоких затрат на его реализацию характеризуется меньшим значением чистого дисконтированного дохода, прирост NPV относительно заводнения составляет 45–53 % (Кнн — 0,5 и 0,7 д. ед.).
При этом в случае низкой насыщенности (Кнн 0,4 д. ед.) NPV при закачке СО2 ниже заводнения на 68 %, тогда как КИН (0,283 д. ед.) на 12 % выше (КИН при заводнении — 0,159 д. ед.). То есть СО2 является более эффективным агентом вытеснения, но более сложным в плане реализации — дорогое производство и высокие требования к оборудованию, в результате чего при прочих равных условиях снижается потенциал его возможного применения.
Закачка сухого газа характеризуется более низкой как технологической, так и экономической эффективностью — КИН и NPV по всем вариантам ниже относительно заводнения. Данный результат обусловлен переходом к режиму ограниченно-смешивающегося вытеснения при снижении давления в залежи ниже величины МДС, как следствие, получаем не только низкий коэффициент охвата, но и коэффициент вытеснения.
Планирование работ
Прогнозные технологические расчеты показали потенциально положительную эффективность газовых МУН на смешивающемся режиме (закачка «жирного» газа и СО2) для ачимовских отложений. Стоит отметить, что в предварительной оценке имеется ряд неопределенностей по эффективности взаимодействия нефти и закачиваемого газа:
1. PVT исследования. Цель — оценка параметров смесимости нефти и газа (метан, ПНГ, СО2)
- оценка параметров смесимости нефти и газа, в том числе по величине МДС для ПНГ, полученная по уравнениям корреляции и уравнению состояния, настроенному на результаты стандартных исследований глубинных проб нефти, которая определяет режим вытеснения нефти газом;
- оценка влияния структуры порового пространства (низкая проницаемость) на эффективность вытеснения нефти газом.
1. PVT исследования. Цель — оценка параметров смесимости нефти и газа (метан, ПНГ, СО2)
- эксперимент на тонкой трубке (Slim tube) — оценка минимального давления смесимости и минимального уровня обогащения для достижения смесимости;
- тест на набухаемость нефти (Swelling test) — определение давления одноконтактного (первичного) смешивания; оценка фазового поведения смеси нефти (жидкая фаза) и газа закачки (газовая фаза) при различных барических условиях; полученные данные используются для настройки уравнения состояния;
- эксперимент по исчезающему межфазному натяжению (Vanishing interfacial tension) — оценка минимального давления смесимости, подбор состава газа для достижения смесимости при заданном давлении.
- оценка относительной фазовой проницаемости в системе нефть-вода и нефть-газ — определение относительной подвижности воды и газа для гидродинамического моделирования процесса газового и водогазового воздействия;
- оценка коэффициента вытеснения нефти водой и газом — определение эффективности вытеснения нефти водой/газом в условиях, приближенных к пластовым, определение параметров Лэнда и гистерезиса для ГДМ.
- Особенности геологического строения рассматриваемых отложений — большие глубины залегания, низкая проницаемость, наличие аномальности пластовых условий — зачастую не позволяют с высокой технологической и экономической эффективностью осуществлять добычу с применением стандартных методов разработки. При этом геолого-физические характеристики объекта соответствуют основным критериям успешной применимости газовых методов увеличения нефтеотдачи.
- Оценка минимального давления смесимости с использованием корреляционных зависимостей и уравнения состояния (настроенного на данные стандартных лабораторных исследований) показала, что при закачке ПНГ и СО2 вытеснение нефти будет осуществляться на смешивающемся режиме, для сухого газа ожидается реализация режима ограниченной смесимости.
- Расчеты на композиционной гидродинамической модели (ГДМ) показывают прирост КИН относительно заводнения до 12 % в зависимости от начальной нефтенасыщенности (максимальный эффект может быть достигнут в сценариях с наименьшей нефтенасыщенностью, характерных для краевых и переходных зон пластов). Закачка «жирного» газа (ПНГ) во всех вариантах насыщения имеет положительную оценку с приростом КИН и NPV относительно заводнения, эффективность обеспечивается за счет смешивающегося вытеснения, прирост NPV — от 23 до 73 %. Закачка СО2 показывает положительную экономику, но менее рентабельную относительно ПНГ, ввиду больших затрат в текущих условиях.
- С целью снижения диапазона неопределенностей оценок эффекта газовых агентов воздействия разработана программа специальных исследований slim tube, swelling test, VIT для изучения параметров смесимости нефти и различных газовых агентов (метан, ПНГ, СО2), фильтрационных экспериментов на керновом материале (определение ОФП и Квыт), которые позволят оценить эффективность вытеснения нефти газом с учетом влияния структуры порового пространства.
Результаты исследования могут быть использованы в качестве экспресс-оценки применимости газовых МУН для освоения трудноизвлекаемых запасов ачимовских отложений Западной Сибири. По итогам работы запланирован комплекс специальных лабораторных исследований, который позволит снизить диапазон имеющихся неопределенностей в оценке эффективности взаимодействия нефти и закачиваемого газа и послужит основой для дальнейшего технико-экономического обоснования газового воздействия.
1. Карпов В.Б., Паршин Н.В. Повышение эффективности разработки крупного месторождения ТРИЗ в Западной Сибири на основе опыта Канадских месторождений-аналогов. Каспийская техническая конференция SPE, 1–3 ноября 2016. SPE-182572-MS.
2. Yuan Z., Wang J., et al. A new approach to estimating recovery factor for extra-low permeability water-flooding sandstone reservoirs. Petroleum exploration and development, 2014, Vol. 41, issue 3, P. 377–386. (In Eng).
3 Schlosser D.J., Johe M. et al. Evolution of completion techniques in the Lower Shaunavon tight oil play in Southwestern Saskatchewan. SPE hydraulic fracturing technology conference, February 3–5, 2015, SPE-173368-MS. (In Eng).
4. Белоногов Е.В., Пустовских А.А., Ситников А.Н. Критерий выбора способа разработки низкопроницаемых коллекторов // PROнефть. 2018. № 1. С. 49–51.
5. Янин А.Н., Черевко С.А., Рогачев М.К. О нецелесообразности закачки пресной воды в ультранизкопроницаемые коллектора Западной Сибири // Недропользование XXI век. 2018. № 1. С. 54–63.
6. Larry Lake. EOR fundamentals by Larry lake u of Texas-Austin. The Society of petroleum engineer, University of Texas at Austin, 1989, 449 p. (In Eng).
7. Степанова Г.С. Газовые и водогазовые методы воздействия на нефтяные пласты. М.: Газоил пресс, 2006. 198 с.
8. Балинт В., Бан А., Долешал Ш., Забродин П.И., Терек Я. Применение углекислого газа в добыче нефти. М.: Недра, 1977. 240 с.
9. Захаренко В.А., Кобяшев А.В., Федоров К.М. и др. Прогноз минимального давления смесимости на основе уравнений корреляций и определение оптимального компонентного состава для достижения смешивающегося вытеснения в геологических условиях месторождений Западной и Восточной Сибири // Нефтепромысловое дело. 2019. № 11. С. 62–68.
10. Alston R.B., Kokolis G.P., James C.F. CO2 minimum miscibility pressure: A correlation for Impure CO2 streams and live oil systems. Society of petroleum engineers journal, 1985, Vol. 25, P. 268–274. (In Eng).
11. Cronquist C. Carbon dioxide dynamic miscibility with light reservoir oils. Proc. Fourth Annual US DOE Symposium, 1977, Tulsa, Oklahoma. (In Eng).
12. Glaso O. Generalized minimum miscibility pressure correlation. Society of petroleum engineers journal, 1985, Vol. 25, P. 927–934. (In Eng).
13. Yelling W.F., Metcalfe R.S. Determination and Prediction of CO2 minimum miscibility pressures. Journal of petroleum technology, 1980, Vol. 32, P. 160–168. (In Eng).
14. Yuan H., Johns R.T., Egwuenu A.M., Dindoruk B. Improved MMP Correlations for CO2 floods using analytical gasflooding theory. SPE/DOE Symposium on Improved Oil Recovery, Tulsa, Oklahoma, April 2004, SPE-89359-MS. (In Eng).
2. Yuan Z., Wang J., et al. A new approach to estimating recovery factor for extra-low permeability water-flooding sandstone reservoirs. Petroleum exploration and development, 2014, Vol. 41, issue 3, P. 377–386. (In Eng).
3 Schlosser D.J., Johe M. et al. Evolution of completion techniques in the Lower Shaunavon tight oil play in Southwestern Saskatchewan. SPE hydraulic fracturing technology conference, February 3–5, 2015, SPE-173368-MS. (In Eng).
4. Белоногов Е.В., Пустовских А.А., Ситников А.Н. Критерий выбора способа разработки низкопроницаемых коллекторов // PROнефть. 2018. № 1. С. 49–51.
5. Янин А.Н., Черевко С.А., Рогачев М.К. О нецелесообразности закачки пресной воды в ультранизкопроницаемые коллектора Западной Сибири // Недропользование XXI век. 2018. № 1. С. 54–63.
6. Larry Lake. EOR fundamentals by Larry lake u of Texas-Austin. The Society of petroleum engineer, University of Texas at Austin, 1989, 449 p. (In Eng).
7. Степанова Г.С. Газовые и водогазовые методы воздействия на нефтяные пласты. М.: Газоил пресс, 2006. 198 с.
8. Балинт В., Бан А., Долешал Ш., Забродин П.И., Терек Я. Применение углекислого газа в добыче нефти. М.: Недра, 1977. 240 с.
9. Захаренко В.А., Кобяшев А.В., Федоров К.М. и др. Прогноз минимального давления смесимости на основе уравнений корреляций и определение оптимального компонентного состава для достижения смешивающегося вытеснения в геологических условиях месторождений Западной и Восточной Сибири // Нефтепромысловое дело. 2019. № 11. С. 62–68.
10. Alston R.B., Kokolis G.P., James C.F. CO2 minimum miscibility pressure: A correlation for Impure CO2 streams and live oil systems. Society of petroleum engineers journal, 1985, Vol. 25, P. 268–274. (In Eng).
11. Cronquist C. Carbon dioxide dynamic miscibility with light reservoir oils. Proc. Fourth Annual US DOE Symposium, 1977, Tulsa, Oklahoma. (In Eng).
12. Glaso O. Generalized minimum miscibility pressure correlation. Society of petroleum engineers journal, 1985, Vol. 25, P. 927–934. (In Eng).
13. Yelling W.F., Metcalfe R.S. Determination and Prediction of CO2 minimum miscibility pressures. Journal of petroleum technology, 1980, Vol. 32, P. 160–168. (In Eng).
14. Yuan H., Johns R.T., Egwuenu A.M., Dindoruk B. Improved MMP Correlations for CO2 floods using analytical gasflooding theory. SPE/DOE Symposium on Improved Oil Recovery, Tulsa, Oklahoma, April 2004, SPE-89359-MS. (In Eng).
Кобяшев А.В., Архипов В.Н., Захаренко В.А., Дубровин А.В., Стариков М.А.
ООО «Тюменский нефтяной научный центр», Тюмень, Россия
avkobyashev@tnnc.rosneft.ru
ООО «Тюменский нефтяной научный центр», Тюмень, Россия
avkobyashev@tnnc.rosneft.ru
Представлены результаты численной оценки минимального давления смесимости нефти и различных газовых агентов (попутный нефтяной газ, СО2, метан) с помощью корреляционных зависимостей и уравнения состояния, настроенного на результаты стандартных исследований глубинных проб. Выполнена предварительная технико-экономическая оценка различных вариантов разработки рассматриваемого объекта — заводнение и газовое воздействие (секторная композиционная гидродинамическая модель).
трудноизвлекаемые запасы, низкая проницаемость, гидравлический разрыв пласта, опытно-промышленные работы, тестирование технологий, газовые методы увеличения нефтеотдачи
Кобяшев А.В., Архипов В.Н., Захаренко В.А., Дубровин А.В., Стариков М.А. Оценка применимости газовых методов увеличения нефтеотдачи для освоения трудноизвлекаемых запасов объектов-аналогов ачимовских отложений // Экспозиция Нефть Газ. 2023. № 1. С. 46–53.
DOI: 10.24412/2076-6785-2023-1-46-53
DOI: 10.24412/2076-6785-2023-1-46-53
15.02.2023
УДК 622
DOI: 10.24412/2076-6785-2023-1-46-53
DOI: 10.24412/2076-6785-2023-1-46-53
Рекомендуемые статьи
© Экспозиция Нефть Газ. Научно-технический журнал. Входит в перечень ВАК
+7 (495) 414-34-88