В настоящей работе дано описание программной реализации прогнозирования водогазового воздействия на основе авторских аналитических зависимостей. Разработанный специалистами ООО «ТННЦ» программный модуль «РН-МУН ГАЗ» [1] является дополнительным инструментом инженера-проектировщика при использовании классических 3D гидродинамических симуляторов (ГДМ).
Программный модуль (ПМ) предназначен для оценки эффективности газовых методов увеличения нефтеотдачи (ГМУН) на базе аналитических подходов и обеспечивает возможность расчета как базовой добычи, так и дополнительной добычи от закачки углекислого (СО₂) или углеводородного (УВ) газа. ПМ позволяет определить давление смесимости, режим вытеснения нефти газом и прирост коэффициента извлечения нефти (КИН) в зависимости от закачиваемого газа и геолого-физических характеристик (ГФХ) нефтяного объекта. Также с использованием модуля рассчитываются все необходимые технологические показатели, включая добычу нефти, жидкости, газа (в том числе возвратного). Дополнительно ПМ позволяет экспертно оценить геологические, технологические и инфраструктурные риски применения ГМУН, а также выполнить оценку экономических данных. Обладая основным набором инструментов для анализа технико-экономических показателей вариантов разработки, ПМ может применяться при подготовке проектных технологических документов и для решения других задач разработки нефтяных месторождений.

Постановка задачи предполагает прогнозный расчет добычи технологических параметров объекта разработки — жидкости, нефти и газа, а также закачки газа и воды. Отправной точкой при постановке задачи является экспресс-анализ эффективности ГМУН перед проведением детальных расчетов на ГДМ. Такой подход позволяет минимизировать набор исходных входных данных, что дает возможность гибко формировать варианты разработки. Расчетная часть подразумевает эволюционный явный метод расчета показателей разработки.

Анализ мирового опыта применения газовых методов увеличения нефтеотдачи (МУН) пластов показывает, что определяющее влияние на эффективность процессов оказывает режим вытеснения нефти газом или смесью газа и воды (ВГВ). Пластовое давление, глубина залегания целевых пластов, состав нефти и газа характеризуют наличие или близость явления смесимости пластовой нефти и закачиваемого газа. Максимальную эффективность процесса закачки газа в пласт показывает смешивающийся режим вытеснения, в котором исчезает поверхность раздела между нефтью и газом или коэффициент поверхностного натяжения между фазами становится равным нулю. Фазовое поведение углеводородных систем и смеси углеводородов с СО₂ определяется термобарическими условиями (давлением и температурой) и составом фаз, а именно наличием достаточного количества промежуточных углеводородов (С₂–С₄) в нефти и газе. В условиях, когда смесимость нефти и газа не достигается, говорят о несмешивающемся режиме вытеснения. Если для условий смешивающегося режима вытеснения прирост коэффициента извлечения нефти исчисляется десятками процентов, то для несмешивающегося режима добавка равна единичным процентам.
Определение режима вытеснения осуществляется путем экспериментальных исследований по расчету коэффициента поверхностного натяжения при различных давлениях и температуре пласта для заданного состава нефти и газа. По результатам эксперимента строится зависимость коэффициента поверхностного натяжения от давления, которая экстраполируется до нулевого значения. Принимается, что экстраполяционная зависимость имеет линейный тренд. Значение давления, при котором линейный тренд достигает нулевого значения коэффициента поверхностного натяжения, считается минимальным давлением смесимости (МДС).
Более точным, но более длительным и дорогим по выполнению, является экспериментальное лабораторное исследование процесса вытеснения нефти газом на тонких трубках значительной длины (десятки метров), заполненных песком определенной фракции. Такие эксперименты обычно именуются slim tube tests. МДС в данных экспериментах определяется по излому зависимости коэффициента вытеснения нефти (Квыт) от давления закачки или достижению 90 % значения Квыт. Такие исследования, как для углеводородного, так и для углекислого газа, являются уже рутинными для больших лабораторных центров.
Для более оперативных оценок используются корреляционные зависимости, построенные на основе интерполяции экспериментов по определению МДС. Некоторые зависимости по минимальному набору характеристик (термобарические параметры, молярная концентрация промежуточных компонентов в нефти и метана в углеводородном газе и т.п.) позволяют получить достаточно удовлетворительные оценки МДС. Экспериментальные и промысловые данные показывают, что достижение смешивающегося режима вытеснения или близость пластовых условий к этому режиму (многоконтактное смешивающееся вытеснение) играет определяющую роль в эффективности применения газа.

Неоднородность пласта является вторым по значимости параметром, определяющим эффективность газовых МУН. Анализ литературы дает лишь общие рекомендации по влиянию неоднородности выбранной залежи на дополнительную добычу при применении газовых методов. Но ввиду значительного различия плотностей фаз жидкости и газа, участвующих в процессе, их сегрегация и стремление более легких фракций к всплытию к кровле пласта, принципиальное значение имеет тренд проницаемостей пропластков по разрезу и их относительное различие вблизи кровли и подошвы, выраженные через соотношение высоко- и низкопроницаемых частей разреза. Благоприятными для применения газовых методов считаются пласты, у которых проницаемость по разрезу увеличивается к подошве, и чем значительнее эти различия, тем благоприятнее для получения более существенного эффекта. Вертикальная анизотропия, соответственно, также влияет на охват, распределение и эффективное использование газовой фазы ВГВ.
Эффективность процессов в гидрофильных и гидрофобных пластах различна, и это заключение показывает значимость влияния смачиваемости породы водой и нефтью
(газ по своей природе по сравнению с этими жидкостями является несмачивающим). Смачиваемость породы определяется характерным видом относительных фазовых проницаемостей. В первом приближении характер смачиваемости можно представить значением фазовой проницаемости воды при остаточной нефтенасыщенности.
На эффективность ГМУН влияет и текущая обводненность продукции как аналог выработки запасов.

Широкое применение крупномасштабных ГМУН в нефтегазовой компании начинается с разработки политики их внедрения на месторождениях. В основу такой политики заложены оценки масштабов применения тех или иных технологий. В отсутствии собственного опыта применения ГМУН основу оценок и разрабатываемой политики составляют анализ мирового опыта и применение метода аналогий. Этот метод состоит из укрупненных оценок эффекта от внедрения ГМУН на объектах по сформулированным критериям (экономическим, технологическим и другим).
Такой подход требует наличия инструментов для простых имитационных расчетов: оценки прироста КИН, динамики дополнительной добычи, аналитических расчетов других технологических показателей. Эти инструменты позволяют получить укрупненную технологическую и экономическую оценку. Одним из таких инструментов является реализованный на языке программирования Visual Basic ПМ «РН МУН-ГАЗ» [1].
Для оценки показателей разработки при применении ГМУН первым этапом является оценка прироста КИН и дополнительной добычи. Для этого в ПМ рассчитывается базовый вариант разработки с оценкой достигаемого КИН. Далее на основе наиболее значимых ГФХ и свойств флюидов определяется прирост КИН от ГМУН, динамика дополнительной добычи и суммарные показатели разработки участка.
В основе модуля оценки прироста КИН при ВГВ лежит его зависимость от геологических параметров пласта, PVT-свойств флюидов и их взаимодействия с закачиваемыми газами. Более подробно принципы расчета приведены в авторской работе [2]. Отметим, что в работе [2] для обоснования зависимостей выполнены многовариантные расчеты на ГДМ в коммерческом композиционном симуляторе (860 моделей, различных по геологии, объему и темпам закачки флюидов и газа, выработки запасов и давлению растворимости газов). Это позволило построить не только корреляционные зависимости прироста КИН от свойств пластов, но и в зависимости от типовой геологии иметь палетки динамики дополнительной добычи нефти. Оценка корректности полученных зависимостей проводилась по данным фактических проектов газовых МУН, опубликованных в открытом доступе путем сопоставления расчетной и фактической эффективности процесса. Результаты анализа подтвердили высокую сходимость расчетов, и в результате полученные зависимости были заложены в основу программного
модуля «РН-МУН ГАЗ».
Последовательность экспресс-оценки прироста КИН заключается в обосновании исходных свойств пластов и флюидов, оценки ряда безразмерных параметров.
В качестве определяющих параметров выбран режим вытеснения или близость процесса по термобарическим параметрам к смешиваемости нефти и газа, при котором капиллярные силы исчезают, а поверхностное натяжение на границе нефть-газ становится равным нулю. Как было отмечено, условия смешиваемости определяются по экспериментальным исследованиям slim-tube, VTI и др. Однако проведение таких экспериментальных исследований требует значительных временных и финансовых затрат. Поэтому на этапе предварительных оценок возможно воспользоваться корреляционными зависимостями определения МДС, наиболее приемлемыми из которых для месторождений являются формулы Maklavani для углеводородного газа и Yellig&Metcalfe для углекислого газа.
Для описания геологической неоднородности необходимо построить геолого-статистический разрез (ГСР) залежи или участка и определить тренд изменения проницаемости с глубиной и распределение проницаемости по степени дифференциации значений, а также определить анизотропию пласта.
Стадия разработки при начале процесса ГМУН и смачиваемость коллектора также влияют на его эффективность. Для учета этих данных необходимо определить среднюю обводненность добывающих скважин и найти данные по значению относительной фазовой проницаемости воды при остаточной нефтенасыщенности.
Затем рассчитываются безразмерные параметры, описанные ранее: отношение пластового давления к расчетному значению МДС; характер и степень неоднородности пласта; анизотропия пласта, обводненность и ОФП воды при остаточной нефтенасыщенности.
Далее рассчитывается прирост КИН по формулам (табл. 1) [2] в процентных пунктах по сравнению с базовым вариантом заводнения.

Учет критериев применимости ВГВ
Для предоценки применимости водогазовых методов создан чек-лист, содержащий 15 критериев оценки геологических, технологических и инфраструктурных рисков [3]. Для каждого критерия доступны три значения, соответствующие низкому, среднему и высокому риску (табл. 2). Отдельно выделяются стоп-параметры, при наличии которых внедрение газовых МУН невозможно.

Определение минимального давления смесимости
Минимальное давление смесимости рассчитывается для углеводородного газа по корреляциям Maklavani, для углекислого газа — по корреляциям Yellig&Metcalf. По соотношению пластового давления и МДС определяется режим вытеснения нефти газом (рис. 1).

Определение прироста КИН
Оценка прироста КИН водогазового воздействия относительно заводнения производится по регрессионным формулам, приведенным в таблице 1 (рис. 1).

Расчет базового варианта
Расчет реализован на основе модели «средней скважины» — групп скважин с учетом начальных и граничных условий. Для каждой группы скважин задаются начальные извлекаемые запасы нефти, дебиты и накопленная добыча нефти и жидкости, газовый фактор, приемистость и накопленная закачка нагнетательных скважин, коэффициенты эксплуатации скважин на момент запуска расчета.
Динамические характеристики задаются в виде темпа падения жидкости как функции дебита от времени и характеристики вытеснения как функции обводненности от отбора начальных извлекаемых запасов (НИЗ) [4]. Результатом расчета могут быть средние (динамические) и суммарные (накопленные) величины. Вычисления проводятся помесячно, с последующей конвертацией результатов с шагом год.

Расчет варианта ВГВ
Динамика технологических показателей ВГВ рассчитывается на основе модифицированного темпа падения жидкости для циклов закачки газа и воды, характеристики вытеснения и зависимости нормированного прироста КИН от прокачки пласта газом (рис. 2). Объем закачки определяется заданным уровнем компенсации и параметрами циклов закачки.

Дополнительными параметрами расчета выступают длительность периода ВГВ, время движения фронта газа до добывающей скважины и степень рециркуляции закачиваемого газа.
Результатом расчета являются профили добычи нефти, жидкости и газа, динамика обводненности и газового фактора, а также профили закачки газа и воды.

Расчет экономических показателей
Расчет экономики выполняется как для базового варианта, так и для варианта ВГВ. Входными параметрами расчета, дополнительно к профилям добычи и закачки, могут выступать капитальные затраты на бурение газонагнетательных скважин, строительство газокомпрессорной станции и газосборной сети, а также операционные затраты, например, на закупку СО2 и обработку скважин ингибиторами.


Анализ результатов
Сравнение технико-экономических показателей вариантов разработки производится в графическом и табличном виде (рис. 3).

Поскольку универсальные уравнения/регрессии базируются на данных моделирования, одним из важных моментов является оценка корректности работы алгоритма в реальных геологических и технологических условиях. В этой связи оценка корректности работы алгоритма проводилась по данным фактических проектов ГМУН, опубликованных в открытом доступе путем сопоставления расчетной и фактической эффективности процесса. В работе [2] приведены результаты расчетов по таблице 1, которые хорошо коррелируют с фактическими данными по мировым проектам, включая Россию (рис. 4). Следует отметить, что сравнение проводилось в том числе и с результатами ВГВ на Самотлорском месторождении 1984–1993 гг.

Очевидно, что существует доверительный интервал расчетов, поскольку применяются упрощенные формулы, которые не могут в полной мере учесть нюансы гидродинамического моделирования. Этот интервал оценивается на уровне 10 %, что вполне приемлемо для упрощенных моделей. Также необходимо учитывать, что модельные или экспресс-расчеты по формулам должны быть обрискованы с учетом реально возможных отклонений от проектных режимов закачки и динамики фонда скважин при промысловом применении.
Инструмент был опробован для прогнозирования эффективности применения водогазового воздействия на объектах уникального месторождения ПАО «НК «Роснефть».
Сравнение результатов расчетов в ПМ «РН-МУН ГАЗ» и результатов расчетов на секторных ГДМ показывает высокую степень сходимости (табл. 3). В отличие от работы [2], где расчеты оценки прироста КИН проводились на ГДМ элемента разработки с единичными скважинами, в таблице 3 приведены результаты по участкам с достаточным фондом скважин и уникальной геологией пластов, что дополнительно подтверждает возможность расчетов показателей разработки при ГМУН с использованием аналитических зависимостей для расчета профилей и корреляций при первичном расчете прироста КИН.

Таким образом, использование реализованной в ПМ «РН МУН-ГАЗ» методики в полной мере подтверждается результатами фактического применения ВГВ на месторождениях и характеризуется высокой степенью сходимости с расчетами на детальных ГДМ.
Это позволяет применять созданный ПМ для экспресс-оценки методов ВГВ на месторождениях, в том числе на поздней стадии разработки.
Программная реализация обеспечила высокую скорость расчета в сравнении с ГДМ, прозрачность предпосылок расчета и удобный интерфейс анализа результатов. В дальнейшем планируется перенос разработанных алгоритмов в линейку корпоративного программного обеспечения. Следующим шагом развития программы авторы ставят задачу реализации экспертного расчета технологии Huff and Puff.