Email this article Determination of uniform criteria for the applicability of technologies for enhanced oil recovery methods and development of a tool for screening these technologies
- Authors: Musharova D.A.1, Zhappasbayev B.Z.1, Orynbassar E.K.1
-
Affiliations:
- KMG Engineering
- Issue: Vol 5, No 2 (2023)
- Pages: 54-68
- Section: Oil and gas field development and exploitation
- URL: https://vestnik-ngo.kz/2707-4226/article/view/108624
- DOI: https://doi.org/10.54859/kjogi108624
- ID: 108624
Cite item
Full Text
Abstract
Nowadays, many literature sources exist, containing the applicability criteria for enhanced oil recovery methods (hereinafter - EOR). The criteria were developed by the world experts, specialized oil and gas companies, determined in the laboratory and confirmed by field experience. In a number of cases, the authors compile databases with the fields, where different EOR technologies were used, evaluate their effectiveness, the complexity of the application, and the peculiarities of the implementation of the EOR technologies for certain geological and physical conditions of the fields. Based on the results of such analytical work, it is possible to determine the optimal ranges for the application of certain EOR technologies, and recommend their use in screening in order to further evaluate potentially suitable technologies under the laboratory and field conditions.
This paper presents the uniform criteria for the applicability of the key technologies of chemical, thermal, gas and microbiological EOR. To unify these criteria, an extensive literature review, a retrospective analysis of the previously tested EOR technologies, an analysis of the geological, physical and technological conditions for the use of the EOR technologies have been carried out. In order to compare the geological and physical parameters of the reservoirs and the technological parameters of the fields with certain unified applicability criteria, a screening tool has been developed, which takes into account all the necessary criteria for identifying the priority EOR technologies.
Full Text
Введение
В настоящее время многие нефтегазовые месторождения Казахстана находятся на поздней стадии разработки и относятся к категории «зрелых» месторождений. По оценке Министерства энергетики РК [1], сейчас в недрах Казахстана остаётся около 70% нефти, тогда как в Норвегии этот показатель не превышает 50%.
В мировом опыте разработки зрелых месторождений ключевое внимание уделяется внедрению третичных МУН: химических, тепловых, газовых, микробиологических. Широкое применение новых МУН позволило бы нарастить извлекаемые запасы как минимум на 15–20%.
В целях оценки выработанности запасов по текущим и накопленным технологическим показателям добычи проведен скрининг-анализ наиболее крупных месторождений КМГ с остаточными извлекаемыми запасами (далее – ОИЗ) нефти более 1 млн т нефти. Проведенные работы по скринингу показывают, что в ряде месторождений КМГ существует опережающая динамика обводнения над выработкой запасов нефти на 10% и более. К таким месторождениям относятся следующие: участок Молдабек Восточный, Оймаша, Карамандыбас, Алибекмола, Каражанбас, Акингень, Б. Жоламанов, Карсак, Каратон, Юго-Восточный Камышитовый, Северный Аккар, Терень-Узюк Западный, Узень, Нуралы, Ботахан, Каламкас, Акшабулак Южный, Асар, Забурунье (рис. 1).
Рисунок 1. Соотношение выработки начальных извлекаемых запасов к обводненности по месторождениям дочерних зависимых организаций КМГ с ОИЗ более 1 млн т нефти
Figure 1. Initial recoverable reserves to watercut ratio in the fields of KMG subsidiaries with more than 1 million tons of oil remaining recoverable
Здесь и далее: ОМГ – АО «Озенмунайгаз» / JSC Ozenmunaigas, ММГ – АО «Мангистаумунайгаз» / JSC JSC Mangistaumunaigas, ЭМГ – АО «Эмбамунайгаз» / JSC Embamunaigas, КБМ – АО «Каражанбасмунай» / JSC Karazhanbasmunai, КОА – ТОО «Казахойл Актобе» / LLP Kazakhoil Aktobe, КГМ – ТОО «СП «Казгермунай» / JV kazgermunai LLP, КТМ – ТОО «Казахтуркмунай» / LLP Kazakhturkmunai, УО – ТОО «Урихтау Оперейтинг» / LLP Urikhtau Operating
Успешное внедрение МУН на месторождениях дочерних зависимых организаций КМГ потенциально может обеспечить прирост КИН до 5–10% с дополнительной добычей нефти в диапазоне от 178 до 357 млн т нефти соответственно.
Классификации методов увеличения нефтеотдачи
В условиях опережающего обводнения зрелых месторождений возникает необходимость поиска новых технологий и МУН, которые позволят обеспечить экономическую рентабельность разработки месторождений на поздней стадии. С целью унификации способов разработки месторождений изучены и обобщены материалы по классификации методов МУН из разных источников, в результате чего авторами разработана собственная классификация методов разработки. С учётом распространенных подходов по классификации МУН, общепринятых практик, технологий применения, принимая во внимание, что тепловые, химические, газовые и микробиологические МУН находят все более широкое применение в мире, авторами разработана собственная классификация методов по способам разработки месторождений (представлена на рис. 2).
Рисунок 2. Классификация способов разработки месторождений нефти
Figure 2. Methods of oil field development classification
ППД – поддержание пластового давления / reservoir pressure maintenance;
ПАВ – поверхностно-активные вещества / Surfactants;
SAGD – Steam Assisted Gravity Drainage / парогравитационный дренаж;
VAPEX – Vapor Extraction / экстракция растворителем в паровой фазе;
ASP – alkaline-surfactant-polymer / щелочь, ПАВ, полимер.
Первичные способы разработки месторождений основаны на извлечении нефти с использованием потенциала внутренней энергии пласта. Приток нефти обеспечивается за счёт естественных сил.
Вторичные способы (наиболее распространенные) разработки месторождений основаны на извлечении нефти из пласта с использованием искусственного поддержания внутрипластовой энергии путем закачки вытесняющего агента (воды или газа).
Гидродинамические методы повышения нефтеотдачи пластов позволяют интенсифицировать текущую добычу нефти и увеличивать степень извлечения нефти. К гидродинамическим методам относят циклическое заводнение, метод переменных фильтрационных потоков, форсированный отбор жидкости и другие. К основным достоинствам данных методов можно отнести интенсификацию капиллярных и гидродинамических процессов в пласте, ведущих к заводнению ранее не охваченных зон и, как следствие, вытеснению из них нефти, уменьшению объемов прокачиваемой через пласты воды, снижению текущей обводненности флюида, отрыву пленочной нефти с поверхности породы.
К третичным способам относят методы увеличения нефтеотдачи, основанные на повышении извлечения нефти за счёт изменения физико-химических свойств вытесняемой нефти путем закачивания определенных видов вытесняющих агентов (химические реагенты, теплоносители, газы) либо за счёт изменения свойств вытесняющего агента (к примеру, загущение закачиваемой воды полимером). Третичные МУН разделяются на тепловые, газовые, химические, микробиологические.
Этап предварительного скрининга и подбора технологий является важной задачей для дальнейшего обоснования применимости выбранных в ходе скрининга технологий МУН.
Для полноценной оценки применимости потенциальных МУН необходимо более детальное изучение механизмов извлечения нефти из пластов, подбора технологий и имеющегося опыта на других месторождениях-аналогах. Важными этапами оценки применимости технологий МУН для определенных условий месторождения являются лабораторные эксперименты на физических моделях керна, геолого-гидродинамическое моделирование, исследовательские работы в промысловых условиях.
После проведения всех лабораторных и исследовательских работ, работ по моделированию, перед началом проекта проводится технико-экономическая оценка проектов МУН и выдается заключение по проекту с выводами и рекомендациями.
Критерии скрининга МУН
Выбор оптимальной технологии МУН для конкретных геолого-физических и технологических условий разработки является важной и трудоемкой задачей. Для проведения качественного скрининга требуются надежные критерии применимости МУН.
В целях определения общих критериев применимости технологий МУН проведен анализ различных источников известных зарубежных экспертов-нефтяников и опыт международных компаний. В процессе сбора и анализа созданы базы данных по технологиям МУН с указанием опыта и эффективности апробирования и внедрения технологий. Среди основных источников по геолого-промысловым критериям применимости МУН использована информация базы данных проектов следующих авторов:
- Ahmad Al Adasani, Baojun Bai [2]. Авторы обновили ранее опубликованные критерии. Они собрали базу данных по 652 проектам по повышению нефтеотдачи пластов (далее – ПНП), из них 613 опубликованы в The Oil and Gas Journal (1998–2010) и 39 в SPE;
- А.Б. Золотухин, П.В. Пятибратов, Л.Н. Назарова, И.В. Язынина, Е.В. Шеляго [3].
При анализе критериев применимости тепловых МУН авторами рассмотрен опыт их применения на месторождениях высоковязкой нефти в различных регионах России (Удмуртия, Краснодарский край, Башкирия, Волгоградская область, Сахалин, Татарстан), а также ряда зарубежных проектов по тепловому воздействию на месторождениях Казахстана, Азербайджана, США, Канады и Китая. Проведен анализ результатов обобщения критериев применимости ведущими российскими и зарубежными исследователями (М.Л. Сургучев, Р.Х. Мус- лимов, Д.Г. Антониади, Д.Ю. Крянев, Ю.П. Желтов, Табер).
Для каждого газового метода рассмотрены результаты их промышленной реализации в 271 проекте на нефтяных месторождениях США, Норвегии, Великобритании, России, Канады, Китая, Дании, Малайзии и др. (Р.Х. Муслимов, Н.А. Еремин, Табер).
Критерии применимости химических методов основаны на обобщении работ (Альварадо В., Табер), включающих результаты применения технологий в 521 промысловом проекте и 529 лабораторных экспериментах.
Также для унификации единых критериев применимости МУН были изучены работы T. Armacanqui [4], М.Л. Сургучева [5], В. Альварадо, Э. Манрика [6], И.В. Сидорова [7], К.Г. Мендиковской [8], А.В. Бондаренко [9], Д.А. Халиковой и др. [10] и использованы другие опубликованные материалы.
По результатам сбора и анализа существующих критериев были созданы сводные таблицы по каждому виду МУН. К примеру, сводная таблица опубликованных в литературе критериев применимости технологии полимерного заводне- ния (далее – ПЗ) разных авторов представлена в табл. 1. Всего по данной технологии рассматривается 29 параметров. Как видно из сводной таблицы, авторы имеют отличные диапазоны показателей по таким критериям применимости, как глубина залегания, проницаемость, нефтенасыщенность, вязкость нефти в пластовых условиях, пластовая температура и другие.
Таблица 1. Критерии применимости технологии ПЗ из литературных источников
Table 1. Applicability criteria for polymer flooding technology from literature sources
№ п/п | Параметры / Виды МУН / Критерии применимости Parameters / Type of EOR / Screening criteria | ПЗ (Ahmad Aladasani) / PF | ПЗ (СибФУ, К.Г. Мендиковская) / PF (Siberian Federal University, Mendikovskaya K.G.) | ПЗ / PF (S. Armacanqui, et al.) | ПЗ (РГУ) / PF (Gubkin University) | ПЗ (Техника и технология) / PF (Engineering and Technology) | ПЗ (М.Л. Сургучев) / PF (Surguchev M.L.) | ПЗ (Р.Х. Муслимов) / PF (Muslimov R.H.) | РД-39-0148311-206-85 | Предлагаемые критерии / the proposed criteria |
1 | Тип коллектора / Reservoir type | терр. / terrigene | терр., карб. / terrigene, carbonate | терр. / terrigene | терр. / terrigene | терр., карб. / terrigene, carbonate | терр. / terrigene | |||
2 | Тип породы / Rock type | поровый / interstitial | неоднородный, отсутствие трещин / heterogenetic, no cracks | поровый, слаботрещиноватый / interstitialfaintly fractured | поровый / interstitial | |||||
3 | Глубина залегания, м / Depth of burial, m | 213–2883 | не применимо / not applicable | 399–4420 | 213–2883 | <3500 | не применимо / not applicable | <4400 | ||
4 | Эффективная нефтенасыщенная толщина, м / Effective oil-saturated thickness, m | не критично / not critical | не применимо / not applicable | ≥7 | ||||||
5 | Толщина пласта, м / Reservoir thickness,m | не ограничена / unreserved | не ограничена / unreserved | |||||||
6 | Проницаемость, мД / Permeability, mD | 1,8–5500 | 100–2000 | 45–5000 | 0,6–5500 | >100 | 100 | >100 | 200–1000;200–2000;100–4000 | ≥100 |
7 | Нефтенасыщенность, д. ед. / Oil saturation, d. unit | 0,34–0,82 | 0,5–1 | 0,36–0,84 | >0,5 | >0,3 | ≥0,5 | |||
8 | Остаточная водонасыщенность, % / Residual water as % of pore volume | 18–66 | <30 | |||||||
9 | Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа*с/сП / Reservoir oil viscosity, mPa*s/SP | 0,4–4000 | 10–100 | 0,5–80 | 0,3–130,3 | 10–100 | 5–100 | 10–100 | 0,1–400 | ≤500 ≤2500 (ПЗ + ГС) / PF + HW |
10 | Пластовое давление / Начальное пластовое давление. Мпа Reservoir Pressure / Initial Reservoir Pressure, MPa | не применимо / not applicable | не ограничено / unreserved | |||||||
11 | Пластовая температура / Начальная пластовая температуры, °С Reservoir temperature / Initial reservoir temperature, °С | 23–114 | 10–90 | 30–149 | 18,3–98,9 | <90 | <70 | <100 | ≤100 | |
12 | Глинистость, % / Shale volume, % | 0–10 | не более 5–10% | <5 | ||||||
13 | Минерализация (пластовой воды), мг/л / Salinity (reservoir water), mg / l | 0–20000 | 500–174800 | 20 | пресная | ≤175000 | ||||
14 | Наличие свободного газа (газовой шапки) / Availability of nonassociated gas (gas cap) | неблагоприятно / unfavourable | неблагоприятно / unfavourable | отсутствие / absent | ||||||
15 | Наличие трещин / Presence of cracks | неблагоприятно / unfavourable | отсутствие / absent | отсутствие / absent | ||||||
16 | Подошвенная вода / Bottom water | отсутствие / absent | ||||||||
17 | Текущая обводненность, % / Current watercut, % | 25–80 | 91–97 | ≤97 | ||||||
18 | Приемистость скважин (естественная), м³/сут / Well injectivity (natural), m³/day | ≥50 | ||||||||
19 | Содержание АСВ, % / ACB concentration, % | не применимо / not applicable | ||||||||
20 | Содержание парафина, % / Wax concentration, % | не применимо / not applicable | ||||||||
21 | Наклон пласта / угол падения, ° / Reservoir slope / angle of descent, ° | 0–5 | ||||||||
22 | Пористость, % / Porosity, % | 10,4–33 | 10–35 | 12–33 | 10,4–33 | 18 | ≥10 | |||
23 | Плотность (пластовой нефти), г/см³ / Density of reservoir oil, g/cm³ | 0,813–0,979 | 0,82–0,95 | 0,855–0,973 | 0,819–0,978 | <0,9 | ≤0,979 | |||
24 | Жесткость (пластовой воды), г/л / Hardness (reservoir water), g/l | 0–5 | ограниченное содержание ионов Са2 + , Мg2 + / limited content of Ca2 + , Mg2 + ions | неблагоприятно / unfavourable | ||||||
25 | Степень неоднородности / Degree of heterogeneity | неоднородный / heterogenetic | ||||||||
26 | Плотность сетки скважин, га/скв. / Well density, ha/sqv | <24 | <24 | |||||||
27 | Карбонатность, % / Carbonatenes, % | |||||||||
28 | Выработанность, % / Degree of depletion, % | ≤90 | ||||||||
29 | Количество нагн. скважин, ед. / Number of injection wells, units | ≥2 |
РГУ – Российский государственный университет им. И.М. Губкина / Gubkin University, СибФУ – Сибирский федеральный университет / Siberian Federal University, ГС / HW – горизонтальные скважины / Horizontal Wells
При анализе каждого параметра с целью определения оптимальных диапазонов критериев применимости по технологии ПЗ было экспертно выведено оптимальное значение, или оптимальный диапазон применимости по каж- дому параметру с учётом мирового и накопленного отечественного опыта внедрения проектов МУН, а также геологических особенностей месторождений РК. В результате единые критерии применимости по каждой технологии были обозначены в таблице как предлагаемые критерии по технологии.
Таким образом, были обобщены и все другие критерии, представленные в литературных источниках. Наряду с определением геолого-физических критериев применимости технологий МУН определены технологические критерии, включающие в себя текущее состояние разработки, наличие системы поддержания пластового давления, сетку скважин, наземное обустройство, источники водо- и газоснабжения и др.
Принятые критерии применимости представлены в табл. 2–5.
Таблица 2. Критерии применимости по технологиям химических МУН
Table 2. Applicability criteria for chemical EOR technology
Технология / Technology | ПЗ / PF | ПАВ-заводнение / Surfactants | Щелочь-заводнение / Alkaline | ASP-заводнение / Аlkaline, Surfactant, Polymer | Закачка серной кислоты / Sulfuric acid injection | |
Тип коллектора / Reservoir type | терр. / terrigene | терр., карб. / terrigene, carbonate | терр., карб. / terrigene, carbonate | терр. / terrigene | терр. / terrigene | карб. / carbonate |
Глубина залегания, м / depth of burial, m | ≤4400 | ≤4400 | ≤4400 | ≤4400 | ≤4400 | |
Эффективная нефтенасыщенная толщина, м / Effective oil-saturated thickness, m | ≥7 | 7–15 | ≥ 7 | |||
Проницаемость, мД / Permeability, mD | ≥100 | 10–2000 | ≥10 | ≥100 | ≥200 | ≥50 |
Нефтенасыщенность, д. ед. / Oil saturation, d. unit | ≥0,5 | ≥0,5 | ≥0,5 | ≥0,43 | ≥0,5 | ≥0,5 |
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа*с/сП / Reservoir oil viscosity, mPa*s/SP | ≤500; ≤2500 (ПЗ + ГС / PF + HW) | ≤50 | ≤200 | ≤150 | ≤30 | ≤60 |
Пластовая / начальная пластовая температура, °С / Reservoir Pressure / Initial Reservoir Pressure, *C | ≤100 | ≤90 | ≤150 | ≤90 | ||
Минерализация пластовой воды, мг/л / Salinity (reservoir water), mg/l | ≤175000 | ≤150000 | ≤50000 | ≤50000 | ≤250000 | ≤200000 |
Наличие свободного газа / Availability of nonassociated gas (gas cap) | отсутствие / absent | отсутствие / absent | отсутствие / absent | отсутствие / absent | ||
Наличие трещин / Presence of cracks | отсутствие / absent | неблагоприятно / unfavourable | отсутствие / absent | отсутствие / absent | ||
Подошвенная вода / Bottom water | отсутствие / absent | отсутствие / absent | отсутствие / absent | отсутствие / absent | ||
Текущая обводненность, % / Current watercut, % | ≤97 | ≤97 | ≤97 | ≤97 | ≤50 | ≤50 |
Приемистость скважин (естественная), м³/сут / Well injectivity (natural), m³/day | ≥50 | ≥50 | ≥50 | ≥50 | ≥100 | ≥100 |
Содержание АСВ, % / ACB concentration, % | 10–15 | |||||
Пористость, % / Porosity, % | ≥10 | терр. ≥10; карб. ≥6 | терр. ≥10; карб. ≥6 | ≥10 | ≥10 | ≥6 |
Плотность пластовой нефти, г/см³ / Density of reservoir oil, g/cm³ | ≤0,979 | ≤0,95 | ≤0,95 | |||
Карбонатность, % / Carbonatenes, % | 0,1–1,5 | |||||
Выработанность, % / Degree of depletion % | ≤90 | ≤90 | ≤90 | ≤90 | ||
Количество нагнетательных скважин, ед. / Number of injection wells, units | ≥2 | ≥2 | ≥2 | ≥2 | ||
Таблица 3. Критерии применимости по технологиям газовых МУН
Table 3. Applicability criteria for gas EOR technology
Технологии газовых МУН / Gas EOR technologies | Тип коллектора / Reservoir type | Глубина залегания, м / Depth of burial, m | Проницае-мость, мД / Permeability, mD | Нефтенасыщен-ность, д. ед. / Oil saturation, d. unit | Вязкость нефти в пласт. условиях, мПа*с/сП / Reservoir oil viscosity, mPa*s/SP | Пласт. / нач. пласт. температура, °С Reservoir Pressure / Initial Reservoir Pressure, °C | Наличие своб. газа (газовой шапки) / Availability of nonassociated gas (gas cap) | Наличие трещин / Presence of cracks | Порис-тость, % / Porosity, % | Плотность пласт. нефти, г/см³ / Density of reservoir oil, g/cm³ |
Закачка УВ газа в смешивающемся режиме / HC gas injection in mixing mode | терр., карб. / terrigene, carbonate | ≥600 | ≤3000 | ≥0,4 | ≤20 | ≤110 | отсутствие / absent | отсутствие / absent | ≥4 | ≤0,88 |
Закачка УВ газа в несмешивающемся режиме / HC gas injection in nonmixing mode | терр. / terrigene | 1800–2200 | ≤1000 | ≥0,75 | ≤4 | ≤82 | отсутствие / absent | отсутствие / absent | ≥5 | ≤0,922 |
Закачка CO2 в смешивающемся режиме / CO2 gas injection in mixing mode | терр., карб. / terrigene, carbonate | ≥450 | 0,1–4000 | ≥0,25 | ≤35 | ≤140 | отсутствие / absent | отсутствие / absent | ≥3 | ≤0,928 |
Закачка CO2 в несмешивающемся режиме / CO2 gas injection in nonmixing mode | терр., карб. / terrigene, carbonate | ≥120 | 10–1000 | ≥0,3 | ≤660 | ≤110 | отсутствие / absent | отсутствие / absent | ≥17 | ≤0,993 |
Закачка N2 / N2 injection | терр., карб. / terrigene, carbonate | ≥400 | ≤2800 | ≥0,4 | 1–30 | ≤125 | отсутствие / absent | отсутствие / absent | ≥4 | ≤0,910 |
ВГВ / WAG | терр., карб. / terrigene, carbonate | 20–800 | ≥0,4 | ≤30 | отсутствие / absent | ≤35 | ||||
ВГВ с пеной / WAG with foam | терр., карб. / terrigene, carbonate | 4–800 | ≥0,4 | ≤100 | ≤100 | ≤35 |
УВ / HC – углеводороды / hydrocarbons, ВГВ / WAG – водогазовое воздействие / water-alternating-gas
Таблица 4. Критерии применимости по технологиям тепловых МУН
Table 4. Applicability criteria for thermal EOR technologies
Технологии тепловых МУН / Thermal EOR tecnhologies | Тип коллектора / Reservoir type | Глубина залегания, м / Depth of burial, m | Эфф. нефтенасыщ. толщина, м / Effective oil-saturated thickness, m | Проницаемость, м / Permea-bility, m | Нефтенасыщенность, д. ед. / Oil saturation, d. unit | Вязкость нефти в пласт. усл-х, мПа*с/сП / Reservoir oil viscosity, mPa*s/SP | Пласт. / нач. пласт. темп-ра, °С / Reservoir Pressure / Initial Reservoir Pressure, °C | Наличие своб. газа (газовой шапки) / Availability of nonassociated gas (gas cap) | Наличие трещин / Presence of cracks | Подошвенная вода / Bottom water | Тек. обвод-ть, % / Current watercut, % | Пористость, % / Porosity, % | Плотность пласт. нефти, г/см³ / Density of reservoir oil, g/cm³ | Ист-к воды / Water source |
Закачка пара / Steam injection | терр., карб. / terrigene, carbonate | ≤1200 | ≥6 | терр. ≥200 карб. ≥5 | ≥0,5 | ≥50 | отсутствие / absent | отсутствие / absent | отсутствие / absent | ≥15 | ≥0,8 | да | ||
Закачка горячей воды / Hot water injection | терр., карб. / terrigene, carbonate | ≤1500 | ≥3 | терр. ≥100 карб. ≥1 | ≥0,5 | ≥30 | ≤57 | отсутствие / absent | неблагоприятно / unfavourable | отсутствие / absent | терр. ≥10 карб. ≥6 | ≥0,8 | ||
Внутрипластовое горение / Intrinsic flaring | Терр. / terrigene | ≤3000 | ≥3 | ≥50 | ≥0,5 | ≥30 | ≤110 | отсутствие / absent | неблагоприятно / unfavourable | отсутствие / absent | ≤95 | терр. ≥20 | 0,8-1,0 | |
SAGD | терр., карб. / terrigene, carbonate | ≤1200 | ≥12 | ≥200 | ≥0,5 | ≥600 | отсутствие / absent | отсутствие / absent | отсутствие / absent | терр. ≥15 карб. ≥6 | да | |||
VAPEX | 750 | ≥12 | ≥200 | ≥600 | ≥30 | да |
Таблица 5. Критерии применимости по технологиям микробиологических МУН
Table 5. Applicability criteria for microbiological EOR technologies
Технологии микробиологических МУН / Microbiological EOR technologies | Тип коллектора / Reservoir type | Глубина залегания, м / Depth of burial, m | Эффективная нефтенасыщенная толщина, м / Effective oil-saturated thickness, m | Проницаемость, мД / Permeability, mD | Нефтенасыщенность, д. ед. / Oil saturation, d. unit | Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа*с/сП / Reservoir oil viscosity, mPa*s/SP | Пласт. / нач. пласт. температура, °С / Reservoir Pressure / Initial Reservoir Pressure, °C | Пористость, % / Porosity, % | Плотность пластовой нефти, г/см³ / Density of reservoir oil, g/cm³ |
Активизация пластовой микрофлоры / Reservoir microflora activation | терр. / terrigene | ≤2000 | ≥100 | ≥0,5 | ≤80 | ≥10 | 0,65–0,986 | ||
Микробное (мелассное) заводнение / Microbial (molasses) flooding | карбонатный, терр. / carbonate. terrigene | ≤1500 | ≥3 | ≥100 | ≥0,5 | ≤60 | ≤60 | ≥10 | 0,65–0,9 |
Инструмент по скринингу МУН
По результатам данных работ разработан единый инструмент по скринингу каждого вида МУН с учётом геолого-физических и технологических критериев применимости. Инструмент предусматривает возможность сопоставления критериев по технологиям химических, газовых, тепловых и микробиологических МУН.
Для определенных методов увеличения нефтеотдачи, таких как химическое заводнение или тепловые методы с применением вытесняющего агента – пара, скрининг химических МУН проводится с учётом рассмотрения альтернативных низкоминерализованных источников вод (при их наличии).
Инструмент предусматривает проведение двух основных этапов скрининга МУН – скрининг по геолого-физическим критериям и общий скрининг (геолого-физические и технологические критерии). Предлагаемые критерии применимости методов МУН сопоставляются с геолого-физическими (далее – ГФХ) и технологическими характеристиками выбранного месторождения. К геолого-физическим параметрам относятся: тип коллектора, глубина залегания, эффективная нефтенасыщенная толщина, проницаемость, нефтенасыщенность, вязкость нефти в пластовых условиях, пластовая температура, минерализация пластовой воды, наличие свободного газа (газовой шапки), наличие трещин, подошвенная вода, пористость, плотность (пластовой нефти), наличие дополнительного (пресного / низкоминерализованного) источника воды.
К технологическим параметрам критериев применимости относятся: текущая обводненность, приемистость скважин, выработанность, количество нагнетательных скважин, наличие дополнительного (пресного / низкоминерализованного) источника воды), минерализация и тип воды (при наличии).
Для каждого объекта или месторождения рекомендуется осуществлять скрининг двух видов – по ГФХ и общий скрининг (с учётом ГФХ и технологических параметров). Для успешного проведения скрининга необходимо в базу данных месторождений внести корректные параметры и показатели геологического и технологического характера, затем инструмент автоматически определяет перспективные технологии МУН, окрашивая каждый параметр в разные цвета в зависимости от внесенных в инструмент критериев, для дальнейшего более детального изучения и проведения предварительной технико-экономической оценки. Так, при соответствии необходимому критерию параметр будет окрашен в светло-зеленый цвет, при несоответствии – в розовый.
После того, как все параметры пройдут проверку на предмет соответствия или несоответствия критериям технологий МУН, проводится общий и геолого-физический скрининг МУН. При этом объекты / горизонты также окрашиваются в розовый или зелёный цвета. Если целевой объект / горизонт окрашен в зелёный цвет, это означает, что предлагаемая технология МУН потенциально применима, поскольку все заявленные требования параметров объекта / горизонта по соответствию критериев выполнены. Если хотя бы один параметр или более не соответствует критериям, то объект / горизонт окрашивается в розовый цвет. Причины несоответствия критериям можно также легко увидеть в данном инструменте. Внешний вид файла по скринингу представлен в табл. 6. Приведен пример скрининга объектов месторождений Каламкас и Забурунье на предмет соответствия критериям применимости технологии полимерного заводнения с учётом текущей изученности параметров.
Таблица 6. Внешний вид файла по скринингу МУН на примере технологии полимерного заводнения (химические МУН)
Table 6. External view of the EOR screening file on the example of polymer waterflooding technology (chemical EOR)
Параметры / Parameters | Скрининг ГФХ / GPC screening | Общ. скрининг / General screening | Тип коллектора / Reservoir type | Глубина залегания, м / Depth of burial, m | Эфф. нефтенас. толщина, м / Effective oil-saturated thickness, m | Проницаемость, мД / Permeability, mD | Нефтенасыщенность, д. ед. / Oil saturation, d. unit | Вязкость нефти в пласт. усл-х, сП / Reservoir oil viscosity, mPa*s/SP | Пластовая температура, °С / Reservoir temperature, °С | Минерализация вод, используемых для системы ППД, мг/л / Water salinity used for the RPM system, mg / l | Наличие трещин / Presence of cracks | Наличие чисто нефтяной зоны / Presence of a pure oil zone | Пористость, % / Porosity, % | Плотность пласт. нефти, г/см³ / Density of reservoir oil, g/cm³ | Тек. обв-ть, % / Current watercut, % | Приемистость (ест.), м³/сут / Injection rate (natural), m³/day | Выработанность, % / Depletion rate, % | Кол-во нагн. скв., ед. / Number of injection wells, units | |||
пластовая воды / reservoir water | альб-сен. вода / albseno-manian water | альб. вода / albian water | мор. вода / sea-water | ||||||||||||||||||
Месторождение / Field | Критерии ПЗ / PF criteria | терр. / terrigene | ≤4400 | ≥7 | ≥100 | ≥0,5 | ≤500 | ≤100 | ≤175000 | отсутствие / absent | присутствие / present | ≥10 | ≤0,95 | ≤97 | ≥50 | ≤90 | ≥2 | ||||
Каламкас / Kalamkas | Ю-5С | Ю-5С | терр. / terrigene | 790 | 2,3 | 69 | 0,55 | 18,5 | 39,0 | 111725 | 150000 | - | - | нет / no | да / yes | 29 | 0,89 | 97 | 164 | 71 | 1 |
Ю-4С | Ю-4С | терр. / terrigene | 780 | 8,3 | 259 | 0,60 | 22,0 | 40,0 | 111725 | 150000 | - | - | нет / no | да / yes | 28 | 0,89 | 93 | 150 | 71 | 74 | |
Ю-3С | Ю-3С | терр. / terrigene | 765 | 7,1 | 1273 | 0,62 | 18,8 | 40,7 | 111725 | 150000 | - | - | нет / no | да / yes | 28 | 0,84 | 92 | 124 | 73 | 100 | |
Ю-2С | Ю-2С | терр. / terrigene | 755 | 7,1 | 412 | 0,62 | 24,6 | 39,5 | 111725 | 150000 | - | - | нет / no | да / yes | 28 | 0,88 | 93 | 150 | 63 | 84 | |
Ю-1С | Ю-1С | терр. / terrigene | 743 | 9,8 | 423 | 0,66 | 14,9 | 39,0 | 111725 | 150000 | - | - | нет / no | да / yes | 28 | 0,87 | 93 | 206 | 76 | 121 | |
Ю-II | Ю-II | терр. / terrigene | 758 | 5,9 | 972 | 0,64 | 21,4 | 41,5 | 111725 | 150000 | - | - | нет / no | да / yes | 28 | 0,88 | 95 | 171 | 85 | 69 | |
Ю-III | Ю-III | терр. / terrigene | 784 | 9,5 | 552 | 0,60 | 22,4 | 38,5 | 111725 | 150000 | - | - | нет / no | да / yes | 27 | 0,86 | 93 | 193 | 77 | 84 | |
Забурунье / Zaburunye | II неоком | II неоком | терр. / terrigene | 906 | 10,2 | 618 | 0,61 | 21,5 | 38,9 | 134713 | - | - | - | нет / no | да / yes | 29 | 0,79 | 92 | 203 | 83 | 16 |
Выводы и рекомендации
- Проведен обзор литературных источников, обобщены геолого-физические и технологические критерии применимости МУН и проведен их анализ.
- Унифицированы и определены единые критерии применения технологий МУН.
- Разработан инструмент по скринингу технологий МУН на основании принятых единых критериев применимости технологий МУН.
- Использование представленных критериев применимости технологий третичных МУН с применением разработанного инструмента позволит проводить скрининг по единому формату в соответствии с предложенными критериями.
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 следующий образом: Мушарова Д.А. ― концепция работы, сбор, анализ, интерпретация данных, написание и редактирование рукописи, Жаппасбаев Б.Ж. ― интерпретация данных, Орынбасар Е.К. – концепция работы, интерпретация данных, контроль за выполнением работы.
ADDITIONAL INFORMATION
Funding source. This study was not supported 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 revi- sing the work, final approval of the version to be published and agree to be accountable for all aspects of the work. The largest contribution is distributed as follows: Darya A. Musharova ― conception of the work, acquisition, analysis, interpretation of data for the work, drafting and revising the work; Birzhan Zh. Zhappasbayev ― interpretation of data for the work; Yermek K. Orynbassar – conception of the work, interpretation of data for the work, supervising of the work.
About the authors
Darya A. Musharova
KMG Engineering
Author for correspondence.
Email: d.musharova@niikmg.kz
Kazakhstan, Astana
Birzhan Z. Zhappasbayev
KMG Engineering
Email: b.zhappasbayev@niikmg.kz
Kazakhstan, Astana
Ermek K. Orynbassar
KMG Engineering
Email: y.orynbassar@niikmg.kz
Kazakhstan, Astana
References
- In the area of special attention. Kazakhstan. 2014;6:70–74. Available from: http://www.investkz.com / journals / 101 / 1318.html. Cited 2022 Aug 12. (In Russ).
- Al Adasani A, Bai B. Analysis of EOR projects and updated screening criteria. Journal of Petroleum Science and Engineering. 2010;79(2011):10–24.
- Zolotukhin AB, Pyatibratov PV, Nazarova LN, et al. Evaluation of applicability of enhanced oil recovery methods. Proceedings of Gubkin University. 2016;2(283):58–70. (In Russ).
- Armacanqui JS, Eyzaguirre LF, Prudencio G, et. al. Improvements in EOR screening, Laboratory Flood Tests and Model Description to Effectively Fast Track EOR Projects. International Petroleum Exhibition and Conference; 2017 Nov 16–17; Abu Dhabi, UAE. Available from: https://onepetro.org/SPEADIP/proceedings-abstract/17ADIP/3-17ADIP/D031S067R004/193801.
- Surguchyov ML. Secondary and tertiary methods for enhanced oil recovery. Moscow: Nedra; 1985. (In Russ).
- Alvarado V, Manrik E. Enhanced oil recovery. Field planning and development strategies Amsterdam. Мoscow: Premium Engineering; 2011.
- Sidorov IV. Issledovaniye protsessov pritoka vysokovyazkikh neftey v slabotsementirovannykh kollektorakh [dissertation]. Тюмень; 2015. (In Russ).
- Mendikovkaya KG. Vybor metodov uvelicheniya nefteotdachi v usloviyakh razrabotki Vankorskogo neftegazovogo mestorozhdeniya [dipoma]. Krasnoyarsk; 2016. (In Russ).
- Bondarenko AV. Experience in using tertiary methods for enhanced oil recovery in high-viscosity oil fields in the Perm Territory and the Komi Republic. New solutions for the development of the oil and gas industry; 2018 Sept 27–28; Perm, Russia. (In Russ).
- Khalikova DA, Petrov SM, Bashkirtseva NU. Overview of promising technologies for processing heavy high-viscosity oils and natural bitumen. Bulletin of Kazan Technological University. 2013;16(3):217–222. (In Russ).
Supplementary files
