Мұнай беруді арттыру әдістері технологияларын қолданудың бірыңғай өлшемдерін анықтау және осы технологияларды скринингі құралды әзірлеу

Мұқаба


Дәйексөз келтіру

Толық мәтін

Аннотация

Қазіргі уақытта мұнай беруді арттыру әдістерінің (бұдан әрі – МБАӘ) қолданылу критерийлерімен көптеген әдеби көздері бар. Критерийлерді әлемдік сарапшылар, бейінді мұнай-газ компаниялары әзірледі, зертханалық түрде айқындалды және кәсіпшілік тәжірибемен расталды. Кейбір жағдайларда авторлар әртүрлі МБАӘ технологиялары қолданылған кен орындарымен дерекқор жасайды, олардың тиімділігін, қолданудың күрделілігін, белгілі бір геологиялық және физикалық кен орындарының жағдайлары үшін МБАӘ технологияларын енгізу ерекшеліктерін бағалайды. Осындай аналитикалық жұмыстардың нәтижелері бойынша МБАӘ-нің белгілі бір технологияларын қолданудың оңтайлы диапазондарын анықтауға және зертханалық және кәсіптік жағдайларда ықтимал қолайлы технологияларды одан әрі бағалау мақсатында оларды скринингте қолдануды ұсынуға болады.

Бұл жұмыста химиялық, жылу, газ және микробиологиялық МБАӘ негізгі технологиялары бойынша қолданудың бірыңғай критерийлері көрсетілген. Осы критерийлерді біріздендіру үшін кең көлемді әдеби шолу, бұрын сыналған МБАӘ технологияларына ретроспективті талдау, МБАӘ технологияларын қолданудың геологиялық-физикалық және технологиялық жағдайларын талдау жүргізілді. Қабаттардың геологиялық-физикалық параметрлерін және кен орындарының технологиялық көрсеткіштерін қолданудың белгілі бір бірыңғай критерийлерімен салыстыру мақсатында МБАӘ басым технологияларын анықтау үшін барлық қажетті критерийлерді ескеретін скрининг құралы әзірленді.

Толық мәтін

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: ОМГАО «Озенмунайгаз» / JSC Ozenmunaigas, ММГАО «Мангистаумунайгаз» / JSC JSC Mangistaumunaigas, ЭМГАО «Эмбамунайгаз» / JSC Embamunaigas, КБМАО «Каражанбасмунай» / JSC Karazhanbasmunai, КОАТОО «Казахойл Актобе» / LLP Kazakhoil Aktobe, КГМТОО «СП «Казгермунай» / JV kazgermunai LLP, КТМТОО «Казахтуркмунай» / LLP Kazakhturkmunai, УОТОО «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

  1. Проведен обзор литературных источников, обобщены геолого-физические и технологические критерии применимости МУН и проведен их анализ.
  2. Унифицированы и определены единые критерии применения технологий МУН.
  3. Разработан инструмент по скринингу технологий МУН на основании принятых единых критериев применимости технологий МУН.
  4. 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.

×

Авторлар туралы

Д. А. Мушарова

ҚМГ Инжиниринг

Хат алмасуға жауапты Автор.
Email: d.musharova@niikmg.kz
Қазақстан, Астана қаласы

Б. Ж. Жаппасбаев

ҚМГ Инжиниринг

Email: b.zhappasbayev@niikmg.kz
Қазақстан, Астана қаласы

Ермек Кенесұлы Орынбасар

ҚМГ Инжиниринг

Email: y.orynbassar@niikmg.kz
Қазақстан, Астана қаласы

Әдебиет тізімі

  1. В зоне особого внимания // Kazakhstan. № 6 (2014). С. 70–74. Режим доступа: http://www.investkz.com / journals / 101 / 1318.html. Дата обращения: 12.08.2022.
  2. Al Adasani A., Bai B. Analysis of EOR projects and updated screening criteria. Journal of Petroleum Science and Engineering // Journal of Petroleum Science and Engineering. 2010. Vol. 79(2011). P. 10–24.
  3. Золотухин А.Б., Пятибратов П.В., Назарова Л.Н., и др. Оценка применимости методов увеличения нефтеотдачи // Труды РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина. 2016. № 2 (283). С. 58–70.
  4. Armacanqui J.S., Eyzaguirre L.F., Prudencio B.G., et. al. Improvements in EOR screening, Laboratore Flood Tests and Model Description to Effectively Fast Track EOR Projects // International Petroleum Exhibition and Conference; Nov 16–17, 2017; Abu Dhabi, UAE. Режим доступа: https://onepetro.org/SPEADIP/proceedings-abstract/17ADIP/3-17ADIP/D031S067R004/193801. Дата обращения: 08.07.2022.
  5. Сургучев М.Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. Москва : Недра, 1985.
  6. Альварадо В., Манрик Э. Методы увеличения нефтеотдачи пластов. Планирование и стратегии применения. Москва : Премиум Инжиниринг, 2011.
  7. Сидоров И.В. Исследование процессов притока высоковязких нефтей в слабосцементированных коллекторах: дис. … канд. тех. наук. Тюмень, Россия, 2015.
  8. Мендиковская К.Г. Выбор методов увеличения нефтеотдачи в условиях разработки Ванкорского нефтегазового месторождения: дипломная работа специалиста. Красноярск, 2016.
  9. Бондаренко А.В. Опыт применения третичных методов увеличения нефтеотдачи на месторождениях высоковязкой нефти Пермского Края и Республики Коми // Новые решения для развития нефтегазовой отрасли; Сентябрь 27–28, 2018, Пермь, Россия.
  10. Халикова Д.А., Петров С.М., Башкирцева Н.Ю. Обзор перспективных технологий переработки тяжелых высоковязких нефтей и природных битумов // Вестник технологического университета. 2013, Т. 16, № 3. С. 217–222.

Қосымша файлдар

Қосымша файлдар
Әрекет
1. JATS XML
2. Рисунок 1. Соотношение выработки начальных извлекаемых запасов к обводненности по месторождениям дочерних зависимых организаций КМГ с ОИЗ более 1 млн т нефти

Жүктеу (107KB)
3. Рисунок 2. Классификация способов разработки месторождений нефти

Жүктеу (251KB)

© Мушарова Д.А., Жаппасбаев Б.Ж., Орынбасар Е.К., 2023

Creative Commons License
Бұл мақала лицензия бойынша қол жетімді Creative Commons Attribution-NonCommercial-NoDerivatives 4.0 International License.

Осы сайт cookie-файлдарды пайдаланады

Біздің сайтты пайдалануды жалғастыра отырып, сіз сайттың дұрыс жұмыс істеуін қамтамасыз ететін cookie файлдарын өңдеуге келісім бересіз.< / br>< / br>cookie файлдары туралы< / a>