Injecting water into a gas cap: evolution of the oil refinery development system in offshore field

Full Text

Введение

Разработка нефтегазовых залежей с тонкой нефтяной оторочкой связана с риском смещения межфлюидальных контактов за счет отбора прорывного газа газовой шапки и снижения давления в ней при низкой компенсации отборов обратной закачкой. При этом значительные объемы подвижной нефти мигрируют в газовую шапку, что приводит к безвозвратным потерям извлекаемых запасов [1].

Данная работа посвящена комплексному подходу к оценке возможности и целесообразности трансформации системы поддержания пластового давления на залежи морского месторождения с тонкой нефтяной оторочкой. Цель реализуемого подхода – нивелирование накопленной недокомпенсации отборов прорывного газа обратной закачкой.

Технологическая эффективность предложенного варианта выражается в увеличении накопленной добычи жидких углеводородов (далее – УВ) и обусловлена возможностью увеличения отборов жидкости по залежи и перераспределением законтурной закачки по разрезу за счет частичного переноса закачки воды в газовую шапку. При этом появляется перспектива дополнительной монетизации прорывного газа при неполном возврате его в пласт без снижения пластового давления.

Постановка задачи модификации системы поддержания пластового давления

Цель работы – оценка использования на месторождении практически применимого и целесообразного способа поддержания пластового давления в эксплуатационном объекте, сложенном неокомскими песчаниками, в условиях недокомпенсации отборов углеводородов обратной закачкой газа.

Движение нефти по пласту к добывающей скважине осуществляется за счет перепада давления, т.е. давление внутри пласта должно превышать давление у забоя скважины. В начале добычных работ на месторождениях нефти давления в пласте вполне достаточно для успешного процесса добычи, но со временем пластовое давление уменьшается, что вынуждает недропользователей производить ряд мероприятий для восстановления нужного баланса давления [2]. Существует 3 основных способа разработки месторождений нефти и газа в зависимости от источника восполнения энергии пласта.

Вторичные способы разработки основаны на извлечении нефти путем восполнения её пластовой энергии при помощи специальных технологических решений. К вторичному методу относится закачка воды в пласт и закачка газа в газовую шапку.

На месторождении, являющемся объектом исследования, реализована система разработки тонкой нефтяной оторочки толщиной порядка 15 протяженных горизонтальных скважин с поддержанием пластового давления приконтурной закачкой воды и обратной закачкой газа в пласт (объем газовой шапки залежи превышает эффективный объем оторочки в 2,5 раза). Существенное ограничение объемов обратной закачки газа в течение одного года эксплуатации залежи в историческом периоде привело к ускоренному падению пластового давления в газовой шапке (рис. 1). В последующие годы темп снижения пластового давления несколько снизился, однако последствия накопившейся недокомпенсации отборов имеют в большинстве своем необратимый характер.

 

Рисунок 1. Состояние объекта разработки во время проведения работ по закачке воды в газовую шапку

а) динамика пластового давления (красным выделено давление в газовой шапке); б) динамика накопленной добычи и накопленной закачки

 

Дальнейшее снижение пластового давления даже при возвращении компенсации отборов газа обратной закачкой до уровня 85–90% в газовой шапке усугубляют негативные последствия (рост обводненности продукции, выбытие скважин в связи с предельным обводнением, деформация межфлюидальных контактов) перехода от газонапорного режима дренирования к водонапорному.

Основные негативные последствия заключаются в следующем:

• внедрение значительных объемов подвижной нефти в газовую шапку и, как следствие, безвозвратные потери извлекаемых запасов;
• увеличение объемов попутно добываемой воды, проблемы её утилизации и необходимость бурения дополнительных водопоглощающих скважин.

Накопленная компенсация отборов закачкой на дату начала работы составляла около 70%. В то же время наблюдался дисбаланс объемов отборов и закачки на отдельных участках залежи. Так, объем добычи нефти и жидкости из скважин центральной части залежи систематически снижается после достижения максимального уровня отборов в историческом периоде, при этом уровень закачки воды в приконтурный участок этой зоны постоянно увеличивается.

Одним из решений по исключению рисков в сложившейся ситуации является вопрос о перераспределении закачки воды по площади и объему залежи, что в свою очередь позволит снизить объем непроизводительной закачки.

Опыт реализации ППД закачкой воды в газовую шапку

Проведен и выполнен литературный обзор материалов научно-практических конференций и статей в профильных научных изданиях по изучению опыта разработки месторождений с тонкими нефтяными оторочками:

• более 20 месторождений на суше (широкий охват регионов – Западная и Восточная Сибирь, Урал-Поволжье, Европа, Средняя и Юго-Восточная Азия, Африка, Центральная Америка);
• 4 месторождения-аналога на шельфе (Индонезия, Тринидад, Китай, Норвегия);
• 3 месторождения (рис. 2) с опытом реализации системы воздействия закачкой воды в газовую шапку в качестве метода довыработки запасов нефти. На месторождениях Галтоп (Норвегия), Самаранг (Малайзия), Прадхо-Бэй (США).

 

Рисунок 2. Опыт реализации системы воздействия закачкой воды в газовую шапку в качестве метода довыработки запасов нефти на м. Галтоп (Норвегия), Самаранг (Малайзия), Прадхо-Бэй (США) [3]

 

При этом типичные для морских месторождений условия, связанные с ограниченностью точек разбуривания, более низкой изученностью на момент ввода в промышленную эксплуатацию и высокими требованиями системы сбора и транспорта, накладывают отпечаток на системы разработки морских месторождений.

Оценка возможности реализации метода и его рисков

На исследуемом месторождении основной реализовавшийся риск разработки связан со смещением межфлюидальных контактов за счет отбора прорывного газа и снижения давления в газовой шапке при низкой компенсации отборов закачкой. Для рассмотрения предложена технология перераспределения закачки воды из законтурной области в газовую шапку для стабилизации пластового давления.

На основе анализа исторических данных по объему обратной закачки газа и степени загрузки компрессоров высокого давления проведена оценка требуемого объема закачиваемой воды для обеспечения заполнения невозобновляемых объемов пластового газа, которые не обеспечиваются обратной закачкой газа.

По вероятностным расчётам на геолого-технологической модели при сохранении текущей системы разработки необходимость в дополнительных источниках поддержания пластового давления будет сохраняться до 2025–2026 гг.

На этапе оценки возможности выполнено несколько вариантов расчетов закачки воды в газовую шапку на постоянно действующей геолого-технологической модели, определен комплекс необходимых исследований керна для снижения неопределенности при расчетах, согласована программа лабораторных исследований керна.

Для определения фильтрационно-емкостных свойств и моделирования остаточной водонасыщенности пласта 149 образцов керна были переданы в лабораторию фильтрационных исследований.

Повысить эффективность поддержания пластового давления в газовой шапке можно, обеспечив преимущественно латеральную фильтрацию закачиваемой воды. Одним из способов решения задачи является использование мелкодисперсной водогазовой смеси (далее – МВГС) для снижения вертикальной проницаемости пород в зоне нагнетания воды.

Выполнено 7 опытов на составных образцах по определению гистерезиса относительных фазовых проницаемостей в системе фильтрации «газ-вода», в т.ч. 5 опытов для образцов параллельно напластованию и 2 – для образцов перпендикулярно напластованию.

Из полученных результатов следует, что за счёт снижения вертикальной проницаемости оторочками МВГС потребуется использовать водогазовые смеси с разной степенью дисперсности. Это повысит эффективность компенсации отборов газа закачкой воды в газовую шапку и создаст условия для латеральности движения фронта.

Исходя из выполненных расчетов, сформированы следующие рекомендации по реализации опытно-промышленной закачки воды в газовую шапку:

1. Перевод скважины в купольной части залежи под закачку воды в интервалы коллектора наиболее проницаемой верхней части разреза. Ожидаемая первоначальная приёмистость составит 3800 м³/сут воды при устьевом давлении 95 бар.
2. Сокращение закачки воды в нагнетательные скважины (реализуемое приконтурное заводнение).
3. Компенсацию отборов прорывного газа обратной закачкой газа в газонагнетательные скважины на период закачки воды в купольную часть газовой шапки определить на уровне 90–95%, компенсация закачкой воды составит при текущих годовых отборах 8–10%; таким образом, резерв добываемого газа составит до 0,3 млн м³/сут газа, что позволит использовать дополнительные объемы на собственные нужды или поставлять внешним потребителям.

В связи с эффективностью МВГС для формирования низкопроницаемых барьеров только в средне- и низкопроницаемых коллекторах заводненной части пласта применение их на начальном этапе при закачке воды в газовую шапку не представляется актуальным. Рекомендуется рассмотреть данный тип вытесняющего агента для закачки в обводнившиеся добывающие скважины для снижения скорости смещения водонефтяного контакта вверх.

Добыча нефти будет определяться возможностями по утилизации воды. Основной эффект от закачки воды в газовую шапку обусловлен возможностью роста отборов жидкости в связи с увеличением количества нагнетательных скважин.

Ожидаемая эффективность и риски реализации

По результатам вероятностного моделирования и учета возможных рисков при закачке воды в газовую шапку в купол залежи в горизонте 10 лет не ожидается внедрения закачиваемой воды в нефтяную оторочку, хотя в долгосрочной перспективе вода внедрится в нефтяную оторочку на южном склоне. Использование потокотклоняющих технологий не требуется.

При циклических обработках, закачках оторочек и пр. на время закачки газа придётся ограничить отборы жидкости, что приведет к снижению технологического эффекта от закачки воды в шапку.

При расширении системы закачки воды в газовую шапку переключением других газонагнетательных скважин под закачку воды в газовую шапку заметного изменения показателей добычи нефти не ожидается. Такой подход может быть рекомендован в случае необходимости поставок газа внешним потребителям в объёме до 0,9 млн м³/сут газа.

Прогнозируется, что начало опытно-промышленных работ (далее – ОПР) по закачке воды в газовую шапку приведет к снижению темпов роста обводнения краевых скважин из-за прекращения закачки воды в приконтурную зону пласта.

На рис. 3 показано предполагаемое распределение воды через 2 года после начала работ в подошве наиболее проницаемой части пласта.

 

Рисунок 3. Предполагаемое распределение закачанной воды через 2 года после начала работ

 

Ожидается, что фронт воды будет в основном радиальным, с незначительным отклонением на юг (склон) и запад (ниже по склону в сторону газонагнетательных скважин). Когда фронт воды достигнет ближней газонагнетательной скважины, в ней начнёт снижаться коэффициент приёмистости. Прогнозный профиль изменения приемистости представлен на рис. 4.

 

Рисунок 4. Ожидаемое снижение коэффициента приёмистости по газонагнетательной скважине

 

Прогнозное перераспределение фильтрационных потоков и развитие зоны вытеснения газа газовой шапки закачиваемой водой представлено на рис. 5.

 

Рисунок 5. Прогнозное перераспределение фильтрационных потоков в оторочке при закачке воды в газовую шапку

а) на 1-й год ОПР; б) на 2-й год ОПР; в) на 5-й год ОПР

 

Программа мониторинга результатов опытно-промышленных работ

В газонагнетательных скважинах репрессия на пласт не превышает 3–5 бар на датчике забойного давления, большая часть этой репрессии приходится на потери давления в нижнем заканчивании. Ожидаемое снижение коэффициента приёмистости окажет слабое влияние на приёмистость по газу, которая, в основном, определяется пропускной способностью насосно-компрессорной трубы и пластовым давлением в зоне закачки газа. Для контроля причин изменения приёмистостей газонагнетальных скважин необходимо:

• определение пластового давления не менее 6 раз в год: ежемесячный поочерёдный контроль пластового давления в газонагнетательных скважинах позволит прогнозировать темпы падения приёмистостей из-за роста пластового давления;
• выполнение 2 гидродинамических исследований (далее – ГДИ) в год для оценки продвижения фронта воды.

В нагнетательной скважине, в которую будет осуществляться закачка, приёмистость по воде может снизиться из-за следующих факторов:

• рост пластового давления;
• снижение коэффициента приёмистости из-за условий подготовки воды;
• снижение коэффициента приёмистости из-за снижения фазовых проницаемостей при изменении направления фильтрационных потоков на фронте вытеснения «вода-газ».

Для расчёта оптимальных уровней поставок газа на транспорт необходимо контролировать пластовое давление в зонах закачки газа на удалении от нагнетательной скважины и в районе закачки воды. Для контроля продвижения фронта воды в сторону добывающих скважин необходим контроль пластового давления в зонах отборов:

• определение пластового давления в удаленных газонагнетательных скважинах не менее 2 раз в год: контроль изменения пластового давления в основной части газовой шапки;
• определение пластового давления в ближних газонагнетательных скважинах не менее 4 раз в год: контроль равномерности изменения пластового давления в зоне закачки воды по сравнению с основной частью газовой шапки;
• определение пластового давления по добывающим скважинам, ближайшим к скважине нагнетания воды в газовую шапку.

В программу мониторинга включены исследования для контроля энергетического состояния залежи и расширенный комплекс исследований района закачки воды в газовую шапку. В табл. 1 приведен план ГДИС на первый год ОПР.

 

Таблица 1. Примерный план ГДИС на первый год ОПР по закачке воды в газовую шапку

 

Заключение

Риски, связанные со снижением давления, при низкой компенсации отборов обратной закачкой, а также при смещении межфлюидальных контактов за счет отбора прорывного газа газовой шапки характерны для разработки нефтегазовых месторождений с тонкой нефтяной оторочкой. Безвозвратные потери извлекаемых запасов связаны с тем, что значительные объемы подвижной нефти мигрируют в газовую шапку.

Возможности по утилизации воды будут определять добычу нефти в условиях снижения пластового давления и прогрессирующего роста обводненности. Закачка воды в газовую шапку даст возможность увеличения отборов жидкости в связи с увеличением количества нагнетательных скважин. В ближайшее время в горизонте не ожидается внедрения закачиваемой воды в нефтяную оторочку, хотя вода и внедрится в нефтяную оторочку на южном склоне залежи в долговременной перспективе.

В условиях снижения пластового давления и прогрессирующего роста обводненности добыча нефти будет определяться возможностями по утилизации воды. Основной эффект от закачки воды в газовую шапку обусловлен возможностью увеличения отборов жидкости в связи с увеличением количества нагнетательных скважин. В горизонте не ожидается внедрения закачиваемой воды в нефтяную оторочку в ближайшее время, хотя в долгосрочной перспективе вода внедрится в нефтяную оторочку на южном склоне залежи. При этом применения потокоотклоняющих технологий не требуется.

Вероятностная оценка профилей добычи и вариантов закачки воды в газовую шапку показали, что оптимальная компенсация закачки газа составляет 90–95%. Использовать дополнительные объемы газа на собственные нужды или поставлять внешним потребителям представляется вероятным, т.к. резерв добываемого газа для достигнутых уровней добычи составит порядка 0,3 млн м³/сут газа.

Транспортировку газа внешним потребителям в размере до 0,9 млн м³/сут газа возможно рекомендовать, т.к. при расширении системы закачки воды в газовую шапку явного изменения характеристик нефтедобычи не ожидается.

В рамках ОПР по закачке воды в газовую шапку выделены скважины опорной сети и составлена программа контроля давления и коэффициентов приёмистости по газу/воде для дальнейшего мониторинга данных параметров и выявления влияния закачки за 3 года реализации. По работающим скважинам рекомендуется ежеквартальное проведение исследований методом кривых восстановления давления, по бездействующим скважинам добывающего фонда – постоянный мониторинг забойного давления, а по газонагнетательным скважинам – проведение исследования методом кривых падения давления не менее 6 раз в год при ТО компрессоров.

Появление возможности для монетизации прорывного газа обусловлено увеличением отборов жидкости по залежи при увеличении накопленных жидких углеводородов на 6% и перераспределением законтурной закачки по разрезу за счет частичного переноса закачки воды в газовую шапку, что является технологической эффективностью предложенного варианта.

About the authors

Elena Y. Podchuvalova

“LUKOIL-Engineering” LLC

Email: elena.podchuvalova@lukoil.com

ведущий специалист

Russian Federation, Moscow

D. V. Polyakov

“LUKOIL-Engineering” LLC

Email: dmitry.polyakov@lukoil.com

канд. техн. наук, начальник отдела геолого-технологического обеспечения разработки морских месторождений

Russian Federation, Moscow

R. R. Shafikov

“LUKOIL-Engineering” LLC

Author for correspondence.
Email: rustem.r.shafikov@lukoil.com

начальник управления проектирования и разработки морских месторождений

Russian Federation, Moscow

References

Supplementary files