Study of tertiary methods for enhancing oil recovery in carbonate reservoir fields

Full Text

Введение

Эффективность разработки месторождения зависит не только от его геологического строения, но и от технического уровня разработки месторождения. Принятие различных параметров разработки, таких как целевое значение поддержания давления, параметры закачки, схема расположения скважин и пр., для одного и того же пласта приведёт к разным характеристикам закачки воды [1]. Параметры закачки воды оптимизируются путем моделирования коллектора. Целевое значение поддержания давления, тип скважины, схема расположения скважин, расстояние между скважинами и темпы добычи оптимизируются для обеспечения эффективных уровней извлечения углеводородов (далее – УВ) в карбонатном коллекторе [1].

В настоящее время около 40% мировой добычи нефти связано с карбонатными коллекторами. Карбонатные месторождения представляют собой залежи лёгкой нефти с различным содержанием сероводорода, находящиеся на больших глубинах и часто характеризующиеся аномально высокими пластовыми давлениями и температурами. Характер и сочетание пористых и трещиноватых коллекторов делают эти отложения уникальными, что затрудняет идентификацию полного аналога по всем параметрам подобия отложений. Однако можно сравнить между собой залежи по разным критериям и увидеть множество частичных аналогов. Несмотря на качественное разнообразие коллекторских свойств различных карбонатных коллекторов, учеными и специалистами нефтегазовой сферы были выявлены общие генетические характеристики: пористость, проницаемость, остаточная водонасыщенность.

Материалы и методы

С целью изучения процессов вытеснения в трещиноватых карбонатных коллекторах нами проведён промысловый опыт по закачке индикаторов, а также осуществлено моделирование ППД путём нагнетания газа. Экспериментальные исследования проводились с помощью моделирования процессов закачки, а также трассерного моделирования с использованием программного продукта ECLIPSETTM компании Shlumberger на геолого-гидродинамических моделях карбонатных коллекторов.

В рамках данного исследования также проведён обзор и анализ мирового опыта извлечения запасов углеводородов на месторождениях, приуроченных к карбонатным коллекторам

Особенности строения карбонатных коллекторов

Для анализа особенностей геологического строения таких коллекторов следует обратить внимание на факторы, способствовавшие накоплению карбонатных осадков. К ним относят: обилие животного и растительного бентоса, поставляющего карбонатный материал; отсутствие привноса песчано-алевритового и кремнистого материала, наличие которого вызывает помутнение вод, уменьшение светопроницаемости и способствует разрушению известковистых частиц; длительное прогибание бассейна, обеспечивающее аккумуляцию мощных карбонатных осадков при одновременном сохранении мелководных условий; наличие соответствующей температуры и солености вод, благоприятных для развития бентоса [2].

Идеальными источниками для формирования высокоёмких коллекторов являются рифовые структуры, обладающие определёнными характеристиками, такими как высокая эффективная мощность, зональная организация, плавная фациальная изменчивость и чёткое обособление от вмещающих отложений. Различия в процессе накопления карбонатов могут быть обусловлены климатическими условиями, гидродинамическим режимом, физическими характеристиками осадочного бассейна, химическими особенностями и температурой воды [2]. Отложения в карбонатных толщах верхнего девона распределены по площади и разрезу неравномерно и приурочены в основном к территориям обширных палеошельфов. Основным фактором риска при поиске месторождений УВ является качество покрышек [3].

Помимо условий, определяющих формирование карбонатного осадка, важно учитывать и длительные постседиментационные процессы, которые приводят к образованию двух основных факторов: трещиноватости, способствующей фильтрации флюидов, и вторичной пустотности, возникновение которой в основном обусловлено процессами растворения и выщелачивания. Характерной особенностью нефтяного резервуара является то, что вторичные преобразования породы оказывают контрольное влияние на качество резервуара, внося как положительные, так и отрицательные изменения. Это существенно усложняет прогнозирование фильтрационно-емкостных свойств (далее – ФЕС) пласта. Для решения этих проблем необходимо поддерживать высокий уровень контроля разработки месторождения, включая охват всех скважин промысловыми исследованиями [3, 4].

Сложная структура пустот в карбонатных отложениях обусловлена повышенной растворимостью пород под воздействием различных факторов, таких как химический состав и скорость движения подземных вод, температура, давление и др. Растворимость кристаллических веществ зависит от характеристик растворителя и термодинамических условий. Влияние кальцита на растворимость доломита остаётся предметом обсуждения, однако ясно, что его увеличение в растворе неизбежно приводит к изменению соотношения растворимости кальцита и доломита. В некоторых случаях доломит ведёт себя как инертный компонент, в других случаях – растворяется более интенсивно по сравнению с кальцитом.

Несмотря на качественное разнообразие ФЕС карбонатных коллекторов, были выявлены общие черты, которые приведены в научных трудах К.И. Багринцевой в 1977 г. [2].

Обзор и анализ мирового опыта извлечения запасов углеводородов на месторождениях, приуроченных к карбонатным коллекторам

Для научного обоснования новых технологических решений, направленных на увеличение конечного коэффициента нефтеизвлечения (далее – КИН), в первую очередь необходимо провести изучение мирового опыта по извлечению нефти на месторождениях, приуроченных к карбонатным коллекторам.

Гавар (Саудовская Аравия) – крупнейшее по запасам нефти нефтегазовое месторождение-гигант в Саудовской Аравии и наибольшее месторождение нефти в мире, расположенное в бассейне Персидского залива. Залежи на глубине 1500–3000 м. Геологические запасы нефти оценивается 20 млрд т [5, 6]. Более половины совокупной добычи нефти Саудовской Аравии обеспечивает месторождение Гавар. Месторождение Гавар было обнаружено в 1948 г. Производство началось в 1951 г. и достигло пика 5,7 млн барр./сут в 1981 г. [5].

Гавар расположился в антиклинали на основном разломе пласта, относящегося к карбону, около 320 млн лет назад. Породы бассейна представляют собой юрские D-известняки с исключительной пористостью, доходящей до 35%, шельфовые отложения глин и известняков с 5%-ным содержанием органики (хорошими нефтематеринскими считаются породы с содержанием органики порядка 1–2%) и подложку из коры выветривания, содержащую непроницаемые ангидриты. Высокие технико-экономические показатели разработки достигнуты по верхнемеловым трещиновато-кавернозным коллекторам, но, как правило, технология заводнения характеризуется более низкими темпами добычи нефти и КИН при более высокой обводнённости в сравнении с терригенными коллекторами. Пластовое давление на месторождении поддерживается законтурным заводнением [5, 7].

В рамках анализа разработки месторождения было выявлено явное падение давления в период консервации в нескольких скважинах, сосредоточенных вокруг локализованной области производственной зоны Харад (Южный Гавар). После исключения всех возможных антропогенных причин (например, добычи) имеющиеся данные указывали на геомеханическое объяснение наблюдаемой депрессии давления. Повторное открытие и/или распространение трещин, возможно, связанных с неотектонической активностью в период восстановления порового давления (после начального периода первичного истощения), является наиболее правдоподобным объяснением. Характеристика и моделирование трещин указывают на наличие естественных трещин. Недавние сейсмические события, зарегистрированные в районе исследования и вокруг него, также подтверждают предлагаемое объяснение. Обсуждается влияние предложенной геомеханической связи на характеристики коллектора [5].

Абкайк (Саудовская Аравия) – ещё одно нефтяное месторождение в Саудовской Аравии, одно из крупнейших в мире, также входящее в нефтегазоносный бассейн Персидского залива [8]. Открыто в 1940 г., разрабатывается с 1946 г. Начальные промышленные запасы нефти составляют 1207 млн т. Приурочено к антиклинальной складке размером 70 х 20 км. Залежи пластовые, сводово-высокие. Продуктивные известняки верхней юры на глубине 1700–2000 м. Разрабатывается горизонт толщиной 60–65 м. Коллектор порово-трещинный, пористость 20–25%, проницаемость до 500 мД. Начальное пластовое давление 17,8 МПа, пластовая температура 74°С. Для поддержания пластового давления (далее – ППД) в северной части месторождения производится закачка газа, в южной – воды [8, 9] Нефтепроводы проложены до порта Сайды и порта Рас-Таннура [10, 11].

Дацин (КНР) – крупнейшее месторождение в Китае. Располагается в провинции Хэйлунцзян, между реками Сунгари и Нуньцзян. Открыто в 1959 г. Залежи на глубине 1000–4000 м. Геологические запасы нефти составляют 6,6 млрд т, природного газа – 1 трлн м³. Месторождение характеризуется сложным геологическим строением, высокой неоднородностью коллекторов. Петрофизические свойства пород особенные, так как эти вулканические породы сочетают сложные особенности карбонатного коллектора [12, 13].

С 1972 по 1993 гг. на нефтяном месторождении Дацин были проведены четыре пилотных испытания полимерного заводнения (далее – ПЗ), в частности, на карбонатный пласт Чансин, и были получены относительно положительные результаты: КИН увеличился более чем на 10% [14].

Закачка полимера была начата с концентрацией 915 ppm. Приблизительно 0,6 PV раствора было закачано в каждый опытный образец, что привело к значительному снижению обводнённости и, соответственно, увеличению добычи нефти. Результаты экспериментальных работ были сопоставлены с числовым симулятором и интерпретированы с точки зрения описания коллектора. Параметры закачки были оптимизированы с точки зрения вязкости и размера порций, чтобы распространить процесс на все месторождение [13, 15–17].

Кантарелл (Мексика) [18] – супергигантское нефтяное месторождение Мексики, которое находится в заливе Кампече. Открыто 1976 г. Освоение началось в 1981 г. Нефтеносность связана с отложениями юрского возраста. Кантарелл представляет собой комплекс нескольких месторождений: Нооч, Чак, Акаль, Куц, Иксток и Сиил. Запасы нефти составляют 2,7 млрд т. Продуктивные пласты месторождения представлены карбонатными породами с приблизительной пористостью 8%. Месторождение было открыто с первоначальным высоким давлением. Продуктивные пласты залегают на глубине 2300 м от уровня моря. Пористость пластовых пород представлена на 65% первичной пористостью и на 35% трещинами [18, 19]. Оператором месторождения является мексиканская нефтяная компания Pemex [20]. Для поддержания добычи на Кантарелле компания Pemex в 1997 г. разработала проект закачки в продуктивные пласты по 1,2 млрд куб. футов азота и пробурила 190 эксплуатационных скважин. КИН составил 0,3. В результате добыча увеличилась почти в 2 раза. Плотность нефти 0,778–0,980 г/см³, содержание серы – 0,10–5,84% [18–21].

Описание модели и результаты эксперимента на секторной модели по влиянию интервалов перфорации и закачки газа на добычу жидких углеводородов

Для изучения возможности максимизации добычи нефти и компонентов С₅₊ был проведён эксперимент по включению различных интервалов перфораций нефтяного пласта месторождения Х. Эксперимент проводился на секторной модели, выделенной из центральной части мелкоячеистой геологической модели всего резервуара, включающего три объекта (рис. 1). Использование мелкоячеистой геологической модели позволяет минимизировать потери данных ФЕС пласта, связанных с процессом укрупнения (upscaling).

Рисунок 1. Куб насыщенности ЖУ и расположение скважин

Figure 1. LH saturation cube and well location

Размер секторной модели – 7 (X) × 11 (Y) ячеек, имеет 1850 слоев по вертикали (Z). Средний размер ячеек равен 150 x 150 x 0,83 м. Размер модели равен 1050 x 1650 x 1040 м. Пласты I и II разделены непроницаемым слоем глины. Между II и III пластами на участке сектора отсутствует глинистые разделы. Рассматриваемый пласт состоит из 350 ячеек по вертикали, занимающих в модели слои с 1380-го по 1730-й. В модели также присутствуют две добывающие (PROD1 и PROD2) и одна нагнетательная (INJ) скважина, расположенная на расстоянии 700 м от добывающих. Скважины расположены на расстоянии 700 м между добывающими и нагнетательной скважинами.

Характер насыщения и свойства пластовых флюидов близки к начальным. Начальное пластовое давление, заданное в секторе исследованной мелкоячеистой модели, приведено на глубину -4700 м в размере 57 МПа. Контроль добывающих скважин установлен на нижний предел забойного давления, равный 13 МПа, и добычу 2500 м³/сут жидких углеводородов (далее – ЖУ). Контроль нагнетательной скважины установлен на закачку 40% добытого газа.

В рамках эксперимента поочередно варьировались интервалы перфораций добывающих скважин III пласта. Перфорация нагнетательной скважины проведена в кровлю II пласта. На основании секторной модели были просчитаны три варианта перфораций добывающих скважин: верхняя часть III пласта, середина III пласта и нижняя часть III пласта. Интервалы перфораций приведены в табл. 1. Интервал перфорации каждой добывающей скважины составляет 240 ячеек.

Taблица 1. Интервалы перфорации скважин, м

Table 1. Well perforation intervals, m

Расчёт был проведён на 10000 дней, что приблизительно равно 28 годам. Результаты расчётов приведены на рис. 2–7.

Рисунок 2. Куб остаточной насыщенности ЖУ при перфорации верхней части III пласта

Figure 2. LH residual saturation cube during the perforation of the upper part of the III formation

Рисунок 3. Куб остаточной насыщенности ЖУ при перфорации середины III пласта

Figure 3. LH residual saturation cube during the perforation of the middle of the III formation

Рисунок 4. Куб остаточной насыщенности ЖУ при перфорации нижней части III пласта

Figure 4. LH residual liquid saturation during the perforation of the lower part of the III formation

Рисунок 5. Дебит ЖУ по вариантам

Figure 5. LH flow rate by options

Рисунок 6. Дебит газа по вариантам

Figure 6. Gas flow rate by options

Рисунок 7. Закачка газа по вариантам

Figure 7. Gas injection by options

Результаты эксперимента закачки газа в разные интервалы пласта

Результаты проведённого эксперимента демонстрируют, что наибольшие объёмы добычи ЖУ и газа показал вариант с перфорацией верхней части III пласта. В вариантах с перфорацией в нижнюю часть и середину III пласта по остаточной нефтенасыщенности закачиваемый газ «поршневым» методом вытесняет нефть, что вызывает незначительное смещение газонефтяного контакта (далее – ГНК) в сторону нефтяной оторочки. В процессе расчёта этих вариантов не происходит прорывов газа из II пласта в добывающие скважины, соответственно, добыча газа в этих вариантах связана с попутным газом. Объёмы закачки газа во всех вариантах зависели от объёмов добычи и составили 40% от добываемого газа. Добыча нефти происходит в основном благодаря горизонтальной проницаемости.

В случае перфорации в верхней части III пласта видно, как добыча из соседних ячеек снижает давление в зоне ГНК, что позволяет газу газовой шапки, расширяясь в сторону III пласта, двигаться к добывающим скважинам. Большие объёмы добычи приводят к большим объёмам закачиваемого газа. Вариант ТОР_3 значительно выделяется по показателям добычи газа, жидких углеводородов и закачке газа, что говорит о прямой зависимости между объёмами закачиваемого газа и объёмами добычи ЖУ. Основным отличием варианта ТОР_3 является «смешивающийся поток» закачиваемого газа и ЖУ, вызванный перфорацией в зоне ГНК, в сравнении с «поршневым» вытеснением вариантов МID_3 и BOT_3. Для организации подобного смешивающегося потока рекомендуется применять перфорацию, типичную для варианта ТОР_3, и увеличение объёмов закачки, что было использовано при расчётах модифицированных вариантов, рассматриваемых в настоящей работе.

Данный эксперимент проводился для сравнения эффективности различных интервалов перфорации. На основании результатов сравнения обосновываются интервалы перфораций проектных скважин. Выбор наиболее эффективной перфорации в проектных скважинах в будущих прогнозах приведёт к увеличению добычи ЖУ. Дополнительным результатом проведённого исследования является важность объёмов закачки газа и совместной эксплуатации пластов II и III.

Результаты промысловых экспериментов с закачкой воды в карбонатный коллектор

Анализ энергетического состояния месторождения с карбонатным коллектором имеет определенные трудности из-за сложного геологического строения, ухудшенных коллекторских свойств пластов и наличия трещин. Пласты карбонатной толщи обладают низкой проницаемостью и преобладающей системой трещиноватости, что приводит к сложно прогнозируемым результатам используемой системы заводнения.

В ходе эксплуатации нефтяных скважин на месторождении N пластовое давление в призабойной зоне резко падало, что означает совершенную изоляцию водонапорной системы. С востока и запада нефтяные залежи ограничены тектоническими нарушениями, которые полностью экранируют залежи от воз- действия законтурной зоны. Влияние подошвенной воды также отсутствует, т.к. нет сообщаемости в пределах карбонатной толщи в вертикальном направлении из-за многопластового характера эксплуатационного объекта, поэтому до внедрения системы ППД нефтяная залежь разрабатывалась при упруго-замкнутом режиме.

Результаты трассерных исследований показывают, что продвижение флюида по пласту происходит неравномерно из-за сообщаемости трещин, и влияние закачки может проявиться в отдалённых скважинах, в то время как в зонах дренирования соседних скважин пластовое давление может сохранять негативную динамику. Нагнетательная скважина 2 (рис. 8) оказывает влияние на значительную часть разрабатываемого объекта, игнорируя как мел- кие тектонические нарушения блока, так и работу других нагнетательных скважин. Это говорит о наличии хорошо развитой системы трещин в этой части месторождения. Основной поток закачиваемой жидкости отмечен в южном направлении от нагнетательной скважины. Выход индикатора в этом направлении в значительных количествах зафиксирован во многих скважинах, что говорит о формировании устойчивого канала обводнения от нагнетания и непроизводительной закачки скважины. В данном случае необходимо рассматривать потокоотклоняющие технологии для более равномерного распределения закачиваемой воды и уменьшения обводнённости добываемой продукции в скважинах.

Рисунок 8. Схема основных трасс перемещения индикатора со скважины 2

Figure 8. Diagram of the main routes for moving the indicator from well 2

Данный эксперимент показывает, что в карбонатном коллекторе закачка воды может привести к прорывам в добывающих скважинах, т.к. в трещиноватом коллекторе присутствует высокая гидродинамическая связь как по вер- тикали, так и по латерали. На блок-диаграмме (рис. 9) приведено распределение извлечённого индикатора (трассера) в добывающих скважинах. Это говорит о том, что в данных скважинах не просто поддерживается пластовое давление, но и существует реальный прорыв воды и, соответственно, рост обводнённости.

Рисунок 9. Распределение извлеченного индикатора флуоресцеина натрия по добывающим скважинам

Figure 9. Distribution of the extracted sodium fluorescein indicator among production wells

Анализ КИН по месторождениям с карбонатными коллекторами

Для однопоровых коллекторов КИН определяется такими параметрами, как коэффициент вытеснения и коэффициент охвата, определяемыми исследованиями керна, в то время как для трещиноватых (карбонатных) коллекторов формула расчёта КИН не столь очевидна. Поскольку поток между матрицей и трещиной не является линейным параметром, его можно рассматривать как дополнение в уравнении для расчёта коэффициента извлечения.

Коэффициент извлечения матричных компонентов в трещиноватых коллекторах трудно определить. Он нелинейно зависит от эффективности вытеснения матрицы, а также эффективности охвата, которая, в свою очередь, зависит от размера блока матрицы, капиллярного давления и типа смачиваемости породы. Например, в чисто гидрофобном резервуаре при закачке воды вымываются только трещины. Следовательно, извлечение пласта будет определяться только извлечением нефти из трещин. Коэффициент смещения вдоль трещины определяется степенью залечивания трещины, а коэффициент охвата определяется степенью связности системы трещины. В водонасыщенных коллекторах коэффициент извлечения состоит из коэффициента извлечения трещины и коэффициента извлечения материнской породы, весовое соотношение которых определяется объёмом трещины и материнской породы. Матрица считается смываемой водой до достижения значения остаточной нефтенасыщенности.

В смешанных, смачиваемых породами коллекторах общее извлечение также является суммой извлечения из трещины и извлечения матрицы и определяется весовым отношением матрицы к объёму трещины, но расчёт извлечения по матрице становится более сложным. В данном случае извлечение матрицы зависит от коэффициента вытеснения, определённого для карбонатной основы, а также от доли гидрофильной породы в общем объёме карбонатной матрицы и доли «крупных» блоков. Вода прорывается через трещину первой, и процесс вытеснения водой нефти из матрицы происходит значительно медленнее. Это может привести к быстрому обводнению нефтяных скважин, но матрица в этом случае также участвует в процессе добычи нефти. Для гидрофобных и смешанных коллекторов нефтеотдача значительно снижается. Для данного типа коллектора характерны быстрый прорыв воды и отсутствие (или значительное снижение) выработки по трещинам из-за смещения капиллярного давления гидрофобной матрицы во внешней депрессии, размер блока матрицы мал, а гидрофильная часть имеет смешанную смачиваемость, порода в пласте фактически не работает.

Можно сделать некоторые оценки коэффициента извлечения карбонатных отложений, который зависит от коэффициента извлечения трещины, который, в свою очередь, зависит от эффективности вытеснения по трещине, а коэффициент охвата зависит от степени связности системы трещин.

Конечный КИН в карбонатных трещиноватых коллекторах зависит от:

1. КИН для трещин – коэффициента вытеснения, коэффициента охвата вытеснением;
2. КИН для матрицы – коэффициента вытеснения для матрицы, коэффициента охвата вытеснением;
3. размеров матричных блоков;
4. капиллярного давления;
5. гидрофильности, гидрофобности.

Извлекаемые запасы коллекторов карбонатных пород подразделяются на коренные запасы, образованные за счёт исходных (естественных) условий разработки, и вторичные запасы за счёт мероприятий по модификации коллектора. На рис. 10 показан коэффициент извлечения нефти по месторождениям с применением методов повышения нефтеотдачи (далее – МПН) на поздней стадии разработки. МПН во всех вариантах являются вынужденной мерой, обусловленной малоэффективными методами разработки месторождений на начальной стадии.

Рисунок 10. КИН по месторождениям

Figure 10. Oil recovery factor by field

Как видно на рис. 10, КИН на карбонатном коллекторе с разными методами воздействиями на пласт даёт разные конечные результаты.

С 1990-х гг. МПН пластов были опробованы на 176 месторождениях, в т.ч. на 243 объектах разработки с начальными равновесными запасами нефти 2,6 млрд т. Помимо этого, нефтяные компании завершили или остановили работы по методам испытаний по 64 объектам (информация по более поздним данным отсутствует). Более половины затронутых первоначальных запасов были рассчитаны с использованием физико-химических и газовых методов воздействия на пласт [22].

Закачка углекислого газа, непрерывная или чередующаяся с водой, стала доминирующим МПН в карбонатных коллекторах в США, в основном благодаря наличию подходящих месторождений CO₂. Данные США показывают, что около 22% общего объёма извлекаемых запасов нефти в стране приходится на карбонатные коллекторы.

Эти коллекторы находятся более чем в 14 штатах, но более 70% извлекаемых запасов сосредоточены в Техасе и Нью-Мексико, в основном в Пермском бассейне. Хотя регионы Пермского бассейна Западного Техаса и Юго-Восточного Нью-Мексико приближаются к стадии зрелости, потенциал для увеличения нефтеотдачи остается высоким. По последним оценкам, в Пермском бассейне содержится около 30 млрд барр. подвижной нефти, что подчёркивает стратегическую важность технологий увеличения нефтеотдачи для карбонатных коллекторов и их влияние на общую добычу нефти в США [22].

Наблюдается увеличение числа проектов по закачке газа в карбонатные коллекторы, превышающее количество термических проектов с 2002 г. Почти 40% этих проектов реализуются на карбонатных коллекторах. Закачка CO₂ эффективно используется в зрелых коллекторах, особенно в связи с наличием естественных источников CO₂ и близостью транспортных трубопроводов к нефтяным месторождениям преимущественно в Пермском бассейне. Помимо CO₂, закачка азота также является эффективным методом увеличения добычи нефти, особенно для глубоких нефтяных коллекторов США [23, 24]. Этот метод применяется в США с середины 1960-х гг., и было реализовано много проектов, включающих карбонатные коллекторы в различных штатах. Примеры месторождений США с закачкой газа приведены в табл. 2.

Taблица 2. Интервалы перфорации скважин

Table 2. Well perforation intervals

Маленький нефтяной доломитовый коллектор, такой как месторождение Дельфин, с оценёнными запасами нефти 6,3 млн барр. продемонстрировал увеличение КИН на 20% благодаря закачке газа [25].

Непрерывная закачка пара не является распространённым МПН, используемым в карбонатных коллекторах; два таких проекта были выявлены на месторождениях Гарланд и Йейтс (табл. 3).

Taблица 3. Применение закачки пара в карбонатных коллекторах США

Table 3. The use of steam injection in the US carbonate reservoirs

Химические МПН в США достигли своего расцвета в 1980-х гг. Общее количество активных проектов достигло пика в 1986 г., причем ПЗ стало самым важным химическим методом [23].

В период до 1990-х гг. ПЗ было весьма популярным в США и достигло пика в 1986 г. со 178 активными проектами. В то время дополнительная добыча нефти росла в диапазоне от 3 до 18%. В табл. 4 показаны примеры применения ПЗ в карбонатных месторождениях США в период с 1960 по 1990 гг.

Taблица 4. Применение ПЗ в карбонатных коллекторах США

Table 4. The use of PF in the US carbonate reservoirs

Например, разрабатывая пласт Эмбар месторождения Байрон, с 1982 г. началась полимерная закачка. Уже через три года был получен положительный эффект. В 1983 г. на месторождении Вакуум началось ПЗ. В течение разработки месторождения с закачкой полимера добыча достигла своего пика и оставалась на уровне 3500 барр./сут (14 добывающих скважин) около трех лет; с начала 1985 г. производство начало снижаться, а добыча воды увеличиваться [26, 27]. ПЗ на месторождении признано успешным в плане увеличения конечной добычи нефти.

Несмотря на то, что закачка поверхностно-активных веществ (далее – ПАВ) в основном применяется для песчаников, а также учитывая, что добыча нефти из трещиноватых месторождений может происходить за счёт процессов впитывания воды и вытеснения нефти из породы в трещины, использование ПАВ является привлекательным также и в карбонатных пластах [28–31].

В пилотных проектах Ятис [32], а также на месторождении Коттонвуд, расположенном в бассейне Байхорн (штате Вайоминг) [33], проведены испытания закачки ПАВ. Технология продемонстрировала свою способность к увеличению добычи нефти и продлению срока эксплуатации месторождения, при этом проекты остаются экономически целесообразными.

Заключение

Моделирование закачки газа в разные интервалы пласта, проведённое в рамках настоящего исследования, показало, что наибольшие объёмы добычи достигаются при перфорации верхней части III пласта. При этом наблюдается снижение давления в зоне газонасыщенной карнизы, что способствует расширению газовой шапки и движению газа к добывающим скважинам. Особенно выделяется вариант ТОР_3, где наблюдаются высокая добыча газа, жидкости и объёмы закачки газа. Выбор эффективных интервалов перфорации для проектных скважин может увеличить добычу жидкости. Также необходимо подчеркнуть важность объёмов закачки газа и совместной эксплуатации пластов II и III.

Второй эксперимент с закачкой воды в карбонатный коллектор показал, что трещиноватость пласта влияет на неравномерное продвижение флюида и может вызвать прорывы в добывающих скважинах. Результаты трассерных исследований свидетельствуют о неоднородности перемещения индикатора и формировании устойчивого канала обводнения. Потокоотклоняющие технологии могут способствовать равномерному распределению закачиваемой воды и уменьшению обводнённости добываемой продукции в скважинах.

Конечные результаты коэффициентов нефтеотдачи карбонатных коллекторов при разных методах воздействия на пласт существенно отличаются. Более половины начальных запасов карбонатных коллекторов в США разрабатываются с применением физико-химических и газовых методов. За последнее десятилетие закачка газа, в частности, CO₂ стала преобладающим методом для карбонатных месторождений, особенно тех, которые характеризуются низкой проницаемостью.

Химические методы в карбонатных месторождениях исторически внесли относительно небольшой вклад в общее извлечение нефти, что подчёркивает необходимость дальнейших исследований для повышения их экономической целесообразности и применимости, особенно в отдалённых и маломасштабных месторождениях, лишённых непосредственного доступа к источникам газа, включая CO₂.

В заключение необходимо отметить важность изучения и проведения опытно-промышленных испытаний по применению методов увеличения нефтеотдачи в карбонатных коллекторах.

ДОПОЛНИТЕЛЬНО

Источник финансирования. Авторы заявляют об отсутствии внешнего финансирования при проведении исследования.

Конфликт интересов. Авторы декларируют отсутствие явных и потенциальных конфликтов интересов, связанных с публикацией настоящей статьи.

Вклад авторов. Все авторы подтверждают соответствие своего авторства международным критериям ICMJE (все авторы внесли существенный вклад в разработку концепции, проведение исследования и подготовку статьи, прочли и одобрили финальную версию перед публикацией). Наибольший вклад распределён следующим образом: Жолдыбаева А.Т. – написание статьи, сбор материалов и моделирование технологий МУН, Похилюк М.В. – написание и редактирование статьи, сбор, обработка и анализ данных для моделирования, Кунжарикова К.М. – анализ и проверка результатов, предоставление консультаций.

ADDITIONAL INFORMATION

Funding source. This study was not sup-ported by any external sources of funding.

Competing interests. The authors declare that they have no competing interests.

Authors’ contribution. All authors made a substantial contribution to the conception of the work, acquisition, analysis, interpretation of data for the work, drafting and revising the work, final approval of the version to be published and agree to be accountable for all aspects of the work. The greatest contribution is distributed as follows: Assel T. Zholdybayeva – writing an article, collecting materials and modeling the EOR technologies; Marina V. Pokhilyuk – writing and editing the article, collecting, processing and analyzing data for modeling; Klara M. Kunzharikova – analysis and verification of results, provision of consultations.

About the authors

Assel T. Zholdybayeva

Author for correspondence.
Email: assel.zholdybayeva@stud.satbayev.university
ORCID iD: 0000-0002-1015-0593
Kazakhstan, Almaty

Marina V. Pokhilyuk

Email: m.pokhilyuk@kmge.kz
ORCID iD: 0009-0007-0973-0631
Kazakhstan, Astana

Klara M. Kunzharikova

Email: k.kunzharikova@kmge.kz
ORCID iD: 0009-0002-5121-0123

Cand. Sc. (Engineering)

References

Supplementary files

Supplementary Files

Action

1. JATS XML

Download

2. Figure 1. LH saturation cube and well location

Download (22KB)

Indexing metadata

3. Figure 2. LH residual saturation cube during the perforation of the upper part of the III formation

Download (21KB)

Indexing metadata

4. Figure 3. LH residual saturation cube during the perforation of the middle of the III formation

Download (20KB)

Indexing metadata

5. Figure 4. LH residual liquid saturation during the perforation of the lower part of the III formation

Download (21KB)

Indexing metadata

6. Рисунок 5. Дебит ЖУ по вариантам

Download (43KB)

Indexing metadata

7. Figure 6. Gas flow rate by options

Download (47KB)

Indexing metadata

8. Figure 7. Gas injection by options

Download (50KB)

Indexing metadata

9. Figure 8. Diagram of the main routes for moving the indicator from well 2

Download (371KB)

Indexing metadata

10. Figure 9. Distribution of the extracted sodium fluorescein indicator among production wells

Download (146KB)

Indexing metadata

11. Рисунок 10. КИН по месторождениям

Download (108KB)

Indexing metadata