Вестник нефтегазовой отрасли Казахстана

2707-42262957-806X

KMG Engineering

106006

10.54859/kjogi106006

Научная статья

Закачка воды в газовую шапку: модификация системы разработки нефтяной оторочки в условиях шельфа

Подчувалова

Елена Юрьевна

ведущий специалистelena.podchuvalova@lukoil.comПоляков

Дмитрий Валерьевич

канд. техн. наук, начальник отдела геолого-технологического обеспечения разработки морских месторожденийdmitry.polyakov@lukoil.comШафиков

Рустем Ринатович

начальник управления проектирования и разработки морских месторожденийrustem.r.shafikov@lukoil.com

ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг»

20072022

428694

06042022

12072022

2022

В статье представлены результаты научно-исследовательской работы по подготовке решения по закачке воды в газовую шапку на месторождении, расположенном на шельфе Каспийского моря. Выявлен практически значимый подход, разработаны концепция и необходимые условия для закачки воды в газовую шапку. Выполнен анализ влияния закачки воды в газовую шапку на скважины окружения. Сформирована программа по мониторингу эффективности закачки воды.

offshore fieldgas capinjection system

теңіз кен орныгаз қақпағыайдау жүйесі

морское месторождениегазовая шапкасистема закачки

<h3>Введение</h3> 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. <h3>Постановка задачи модификации системы поддержания пластового давления</h3> 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. <center> <div class="preview fancybox" style="text-align: center;"><a title="Рисунок 1. Состояние объекта разработки во время проведения работ по закачке воды в газовую шапку" href="/files/journals/130/articles/106006/supp/106006-225872-1-SP.jpg" rel="simplebox"><img style="max-height: 300px; max-width: 300px;" src="/files/journals/130/articles/106006/supp/106006-225872-1-SP.jpg" /></a></div> </center> 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 8590% 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: <ul> <li>внедрение значительных объемов подвижной нефти в газовую шапку и, как следствие, безвозвратные потери извлекаемых запасов;</li> <li>увеличение объемов попутно добываемой воды, проблемы её утилизации и необходимость бурения дополнительных водопоглощающих скважин.</li> </ul> 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. <h3>Опыт реализации ППД закачкой воды в газовую шапку</h3> Проведен и выполнен литературный обзор материалов научно-практических конференций и статей в профильных научных изданиях по изучению опыта разработки месторождений с тонкими нефтяными оторочками: <ul> <li>более 20 месторождений на суше (широкий охват регионов Западная и Восточная Сибирь, Урал-Поволжье, Европа, Средняя и Юго-Восточная Азия, Африка, Центральная Америка);</li> <li>4 месторождения-аналога на шельфе (Индонезия, Тринидад, Китай, Норвегия);</li> <li>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).</li> </ul> <center> <div class="preview fancybox" style="text-align: center;"><a title="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]" href="/files/journals/130/articles/106006/supp/106006-225873-1-SP.jpg" rel="simplebox"><img style="max-height: 300px; max-width: 300px;" src="/files/journals/130/articles/106006/supp/106006-225873-1-SP.jpg" /></a></div> </center> 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. <h3>Оценка возможности реализации метода и его рисков</h3> 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 20252026 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: <ol> <li>Перевод скважины в купольной части залежи под закачку воды в интервалы коллектора наиболее проницаемой верхней части разреза. Ожидаемая первоначальная приёмистость составит 3800 м/сут воды при устьевом давлении 95 бар.</li> <li>Сокращение закачки воды в нагнетательные скважины (реализуемое приконтурное заводнение).</li> <li>Компенсацию отборов прорывного газа обратной закачкой газа в газонагнетательные скважины на период закачки воды в купольную часть газовой шапки определить на уровне 9095%, компенсация закачкой воды составит при текущих годовых отборах 810%; таким образом, резерв добываемого газа составит до 0,3 млн м/сут газа, что позволит использовать дополнительные объемы на собственные нужды или поставлять внешним потребителям.</li> </ol> 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. <h3>Ожидаемая эффективность и риски реализации</h3> 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 м/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. <center> <div class="preview fancybox" style="text-align: center;"><a title="Рисунок 3. Предполагаемое распределение закачанной воды через 2 года после начала работ" href="/files/journals/130/articles/106006/supp/106006-225874-1-SP.jpg" rel="simplebox"><img style="max-height: 300px; max-width: 300px;" src="/files/journals/130/articles/106006/supp/106006-225874-1-SP.jpg" /></a></div> </center> 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. <center> <div class="preview fancybox" style="text-align: center;"><a title="Рисунок 4. Ожидаемое снижение коэффициента приёмистости по газонагнетательной скважине" href="/files/journals/130/articles/106006/supp/106006-225875-1-SP.jpg" rel="simplebox"><img style="max-height: 300px; max-width: 300px;" src="/files/journals/130/articles/106006/supp/106006-225875-1-SP.jpg" /></a></div> </center> 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. <center> <div class="preview fancybox" style="text-align: center;"><a title="Рисунок 5. Прогнозное перераспределение фильтрационных потоков в оторочке при закачке воды в газовую шапку" href="/files/journals/130/articles/106006/supp/106006-225876-1-SP.jpg" rel="simplebox"><img style="max-height: 300px; max-width: 300px;" src="/files/journals/130/articles/106006/supp/106006-225876-1-SP.jpg" /></a></div> </center> 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 <h3>Программа мониторинга результатов опытно-промышленных работ</h3> В газонагнетательных скважинах репрессия на пласт не превышает 35 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: <ul> <li>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;</li> <li>выполнение 2 гидродинамических исследований (далее ГДИ) в год для оценки продвижения фронта воды.</li> </ul> В нагнетательной скважине, в которую будет осуществляться закачка, приёмистость по воде может снизиться из-за следующих факторов: <ul> <li>рост пластового давления;</li> <li>снижение коэффициента приёмистости из-за условий подготовки воды;</li> <li>снижение коэффициента приёмистости из-за снижения фазовых проницаемостей при изменении направления фильтрационных потоков на фронте вытеснения вода-газ.</li> </ul> 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: <ul> <li>определение пластового давления в удаленных газонагнетательных скважинах не менее 2 раз в год: контроль изменения пластового давления в основной части газовой шапки;</li> <li>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;</li> <li>определение пластового давления по добывающим скважинам, ближайшим к скважине нагнетания воды в газовую шапку.</li> </ul> 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 <center> <div class="preview fancybox" style="text-align: justify;"><a title="Таблица 1. Примерный план ГДИС на первый год ОПР по закачке воды в газовую шапку" href="/files/journals/130/articles/106006/supp/106006-225877-1-SP.jpg" rel="simplebox"><img style="max-height: 300px; max-width: 300px;" src="/files/journals/130/articles/106006/supp/106006-225877-1-SP.jpg" /></a></div> </center> <h3>Заключение</h3> 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 9095%. 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 м/сут газа. Транспортировку газа внешним потребителям в размере до 0,9 млн м/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.

Поляков Д.В., Хисматуллина Ф.С., Солодов П.А. Закачка воды в газовую шапку как способ компенсации безвозвратных отборов прорывного газа. – ЗАО «Издательство «Нефтяное Хозяйство», Москва, 2020 г., с. 172. // Poljakov D.V., Hismatullina F.S., Solodov P.A. Zakachka vody v gazovuju shapku kak sposob kompensacii bezvozvratnyh otborov proryvnogo gaza [Injection of water into the gas cap as a way to compensate for irretrievable withdrawals of breakthrough gas]. – ZAO «Izdatel'stvo «Neftjanoe Hozjajstvo», Moscow, 2020, 172 p.

Юшков А.Ю., Романов А.С., Мукминов И.Р. и др. Новые подходы к повышению экономической эффективности разработки газоконденсатных залежей с тонкими нефтяными оторочками. – SPE 149927, доклад на конференции SPE по разработке месторождений в осложнённых условиях и Арктике 18 – 20 октября 2011 г., Москва, c. 14 // Jushkov A.Ju., Romanov A.S., Mukminov I.R. and others. Novye podhody k povysheniju ekonomicheskoj effektivnosti razrabotki gazokondensatnyh zalezhej s tonkimi neftjanymi otorochkami [New approaches to improving the economic efficiency of the development of gas condensate reservoirs with thin oil fringes]. – SPE 149927, [Presentation at the SPE Conference on the development of fields in difficult conditions and the Arctic, October 18 - 20], 2011 doklad na konferencii SPE po razrabotke mestorozhdenij v oslozhnjonnyh uslovijah i Arktike 18 – 20 oktjabrja, Moscow, 14 p.

Razak E. A., Chan K. S. and Darman N. Risk of Losing Oil Reserve by Gas-Cap Gas Production in Malaysian Thin Oil Rim Reservoirs. – SPE 132070 paper prepared for presentation at the CPS/SPE International Oil&Gas Conference and Exhibition in China held in Beijing, China, 8–10 June 2010, 12 p.