Эффективность внедрения чередующегося водогазового воздействия на примере карбонатного месторождения Казахстана

Полный текст

Введение

При газовых методах увеличения нефтедобычи (далее – МУН) значительный объём нефти остаётся в поровом пространстве породы-коллектора. Это объясняется низкой вязкостью газа и существенной разницей между плотностями газа и нефти, что приводит к нестабильности фронта вытеснения, образованию «языков» и раннему прорыву газа. Для контроля подвижностей флюидов была предложена попеременная закачка воды и газа, или чередующееся водогазовое воздействие (далее – ВГВ). ВГВ комбинирует эффективность макроскопического охвата пласта водой и микроскопического охвата газом [1]. К тому же одним из преимуществ чередующегося ВГВ является обмен компонентов между газом и нефтью, что может дать дополнительную добычу нефти [2]. С точки зрения капитальных расходов ВГВ может оказаться выгоднее непрерывной газовой закачки, т.к. снижается требуемый объём газа для закачки. Метод ВГВ впервые применили в 1957 г. на терригенном месторождении в Альберте, Канада [3]. В настоящее время ВГВ пользуется широким спросом при наличии цели увеличить нефтедобычу путём утилизации попутного нефтяного газа.

Основными факторами, опреде- ляющими эффективность ВГВ, являются продолжительность цикла, последовательность закачки, свойства пластовых и закачиваемых флюидов, смачиваемость коллектора, условия смешиваемости, объём закачиваемых флюидов и др.

Третичный и вторичный метод

Лабораторные исследования, направленные на сравнение чередующегося ВГВ при вторичном и третичном методах, отметили некоторую зависимость эффективности ВГВ от смачиваемости породы-коллектора. Вторичные методы увеличения нефтеотдачи применяются при неспособности пластовой энергии создать необходимые условия для вытеснения флюидов из пласта. Третичные же методы используются при возникшей неспособности вторичными методами мобилизовать и вытеснить нефть. Эти методы технологически сложные и часто влекут за собой физико-химические изменения пластовых флюидов.

В работе [4] заметили отличие в добытом объёме нефти при вторичном и третичном ВГВ при разной смачиваемости. Для гидрофильной породы при применении чередующегося ВГВ вторичным методом коэффициент извлечения нефти (далее – КИН) был выше, чем при третичной реализации. Обратное же наблюдается для гидрофобной среды, где ВГВ вторичным методом вытеснило на 4% меньше нефти, по сравнению с третичным применением (рис. 1).

 

Рисунок 1. КИН при вторичном и третичном ВГВ [4]

Figure 1. ORF in secondary and tertiary WAG [4]

а) гидрофильная среда / hydrophilic environment.; б) гидрофобная среда / hydrophobic environment

 

Смешиваемость

В практике выделяют два механизма вытеснения нефти газом – смешивающийся и несмешивающийся. При смешивающемся режиме ожидается растворимость газа в нефти, при которой исчезают силы поверхностного натяжения между этими двумя фазами. Эффект от закачки газа в нефтяной пласт наибольший, когда достигается смешивающееся вытеснение. Смешиваемость флюидов зависит от их компонентного состава, температуры и давления в пласте. Смешивающееся вытеснение реализуется при достижении в пласте минимального давления смесимости (далее – МДС) [2].

Газ для закачки

Применяемый газ для закачки при реализации чередующегося ВГВ подразделяется на три типа: углеводородный газ, углекислый газ и газ, не имеющий углеводородных компонентов. Углекислый газ сам по себе дорогой, но он в основном используется для достижения смешивающегося режима. Тем не менее стоит отметить, что применение углекислого газа будет сопровождаться коррозионными проблемами на газопроводах. Углеводородные газы привлекают своей доступностью и постоянным наличием, а также сопутствующими минимальными затратами. Из категории газов, не содержащих углеводородов, широко используемым при ВГВ является азот [3].

Объём закачиваемых жидкостей

Существует определенная зависимость: чем больше объём закачиваемого газа, тем выше добываемый объём нефти при чередующемся ВГВ. Некоторые исследования показывают, что минимальный объём газа для закачивания составляет 1–5% нефтенасыщенного порового объёма. Однако стоит учесть, что при увеличении требуемого объёма закачки газа, в особенности углекислого, понижается окупаемость проекта [5].

Соотношение объёмов воды и газа

Влияние соотношения объёмов закачиваемой воды и газа на конечный результат зависит от смачиваемости породы-коллектора. Значение смачиваемости особенно заметно при высоких соотношениях объёмов закачиваемой воды и газа. Так, при таких условиях в гидрофильной среде прирост добычи нефти незначителен. Однако при смешанной смачиваемости в гидрофобной среде при высоких соотношениях воды и газа отмечается наибольший прирост добычи нефти [6].

Многочисленные экспериментальные исследования привели к выводам, что нагнетание равных объёмов воды и газа (в со- отношении 1:1) является оптимальным и способствует максимизации добычи нефти. В связи с высокой эффективностью данное соотношение выполняется при промысловых реализациях чередующегося ВГВ. Однако стоит учитывать индивидуальные характеристики пласта и находящихся в нём флюидов, что говорит о существовании разного оптимального соотношения объёмов закачиваемых агентов для каждого месторождения [7].

Продолжительность цикла

Прежде чем реализовать чередующееся ВГВ на месторождении, необходимо определить такой важный параметр, как продолжительность циклов воды и газа. Результаты множества анализов чувствительности выявили, что ко- роткие циклы закачки газа способствуют извлечению большего объёма нефти. При небольшой длительности закачки газа и воды их мобильность выше, что улучша- ет коэффициент охвата по объёму коллектора при вытеснении нефти [8].

Система размещения скважин

При проектировании чередующегося ВГВ в промысловых условиях подбор скважин представляет собой критический этап. Примеры реализации ВГВ показы- вают, что пятиточечная система размещения скважин считается наиболее подходящей при водогазовом воздействии. Наиболее вероятно, что данное расположение скважин способствует большему и частому контакту воды и газа с пластовой нефтью. К тому же уменьшение расстояния между нагнетательными и добывающими скважинами в пятиточечной системе положительно сказывается на финальном КИН, особенно в смешивающемся режиме вытеснения [3, 5].

Материалы и методы

Изучаемое месторождение расположено в западной части Казахстана. Месторождение в тектоническом отношении находится в восточной части Прикаспийской впадины и представлено обломочными карбонатными породами каменноугольного возраста. Тектонические разломы делят месторождение на несколько блоков, а также они поспособствовали развитию трещиноватости пород. В разрезе месторождения было выделено два продуктивных пласта, эффективная толщина которых находится в пределах от 102 до 119 м, и отделяются они друг от друга непроницаемым пропластком. В верхнем пласте были установлены газовые шапки.

По лабораторным данным керна средняя пористость пород составляет 10%, а средняя проницаемость нефтяной части варьируется от 0,48 до 0,55·10^-3 мкм². Пластовая нефть по плотности является лёгкой, сернистой, парафинистой, малосмолистой.

На месторождении ведётся нагнетание воды для поддержания пластового давления (далее – ППД), однако в связи с низкой приемистостью нагнетательных скважин данная система оказалась неэффективной. Перед недро- пользователем стояла задача утилизировать излишки газа на данном месторождении. Было предложено внедрение чередующегося ВГВ как один из вариантов решения задачи. Моделирование ВГВ было проведено на коммерческом симуляторе ECLIPSE 100. Объёмы газа для закачки в нефтяной пласт рассчитывались в модели по газовому балансу, который определяет объём излишек газа после экспорта, ожидаемых технологических потерь и распределения на собственные нужды.

Из-за сложности в получении относительных фазовых проницаемостей (далее – ОФП) при трёхфазной системе в лабораторных условиях разработанные модели используются для вычисления ОФП. В данной работе была использована модель Стоуна 1, которая более точна в определении значений проницаемостей в трёхфазной среде [9]. Стоит отметить, что из-за отсутствия значения насыщенности захваченного газа в трёхфазной среде не рассматривалось влияние гистерезиса ОФП на финальный результат. Гистерезис считается распространенным феноменом при ВГВ из-за попеременного повышения и падения насыщенности смачивающейся фазы. При возможности не стоит игнорировать данное явление при моделировании чередующегося ВГВ.

При симуляции вода и газ попе- ременно закачивались в две нефтенасыщенные толщи одновременно, т.к. ВГВ результативней в залежах с высокой эффективной толщиной [10]. Для определения подходящих параметров чередующегося ВГВ была выполнена оптимизация на двух нагнетательных скважинах. Эффективность ВГВ была оценена путём сравнения полученных дополнительных объёмов нефти с результатами заводнения.

Результаты и обсуждение

Прежде всего была изучена и оценена возможность смешиваемости закачиваемого попутного нефтяного газа и газа в текущих пластовых условиях. Из-за отсутствия лабораторных исследований МДС был рассчитан эмпирическим путём по корреляции Маклавани [11]. Табл. 1 указывает на то, что достижение смешиваемости флюидов при закачке газа в существующих условиях в пласте невозможно, т.к. МДС выше пластового давления.

 

Таблица 1. Рассчитанные минимальные давления смесимости по Маклавани для разрабатываемых блоков месторождения

Table 1. Calculated minimum miscibility pressures according to Maklavani for the developed blocks of the field

Месторождение Oil field	Состав нефти Petroleum composition			Состав закачиваемого газа Injected gas composition		Вычисленное мин. давление смесимости, МПа Calculated min. mixing pressure, MPa
	XC2-6, мол.% / mol.%	XC1, мол.% / mol.%	МC7+, г/моль / g/mol	YC2+, мол.% / mol.%	МC2+, г/моль / g/mol
Блок А Block A	26,59	40,74	264	11,96	44,1	39,1
Блок Б Block B	26,59	40,74	264	12,44	44,1	38,9

 

Зная, что успех чередующегося ВГВ зависит от ряда вышеперечисленных факторов, было проведено определение оптимальных параметров ВГВ для изучаемого месторождения. Для этого в регионе с высокой плотностью скважин были выбраны две близко расположенные нагнетательные скважины, находящиеся на примерно одинаковом гипсометрическом уровне.

Определение оптимальной продолжительности цикла

При выявлении оптимальной продолжительности циклов закачки воды и газа были рассмотрены три периода закачки: 3, 6, 12 мес. Суточный объём закачиваемого газа одной скважины составлял 70000 м³, воды – 200 м³. Излишний газ закачивался при условии, что забойное давление не превышает 60 Мпа. Промежуток исследования составил 10 лет, начиная с 2023 г.

Табл. 2 демонстрирует сравнение результатов расчётов с различными периодами закачки. Очевидно, что при увеличении продолжительности циклов закачки газа и воды уменьшается прирост добычи нефти относительно заводнения. Это – последствие значительного увеличения водонасыщенности и уменьшения непрерывности нефти в пласте. Также, если сравнить с заводнением, в добывающих скважинах, расположенных в районе изучения ВГВ, отмечается рост дебита нефти и падение обводнённости. Хотя разница в полученной добыче небольшая при разных продолжительностях цикла, стоит помнить, что ВГВ на данном этапе осуществлялось только на двух скважинах, а эффект наблюдался на всём месторождении. В конечном счёте ВГВ длительностью закачки воды и газа в 3 мес. оказалось оптимальным вариантом для данного месторождения.

 

Таблица 2. Результаты расчётов чередующегося ВГВ с разными продолжительностями циклов

Table 2. Calculation results for alternating WAG with different cycle durations

Метод Method	Доп. добыча нефти, тыс. м³ Add. oil production, thousand m³	Накопл. закачка газа, млн м³ Accum. gas injection, mln m³	Обводнённость, % Water cut, %	Газовый фактор, м³/м³ GOR, m³/m³
Заводнение Flooding	-	0,0	7,9	2866,1
ВГВ (3&3) WAG (3&3)	31	240,1	7,8	3066,8
ВГВ (6&6) WAG (6&6)	30	241,2	7,8	3073,3
ВГВ (12&12) WAG(12&12)	28	240,4	7,8	3072,6

 

Определение оптимальной последовательности

Следующим шагом было определение оптимальной последовательности закачки воды и газа. На этапе оптимизации продолжительности циклов, вода закачивалась в первую очередь, за которой последовал газ. Табл. 3 приводит результаты расчётов при обратной последовательности. При данных условиях продолжительность цикла в 3 мес. остаётся оптимальной. Также наглядно видно, что при последовательности «газ – вода» дополнительная добыча выше, чем в обратном случае. Чем раньше закачать газ, тем лучше финальный результат, т.к. изначально в пласте будет больше нефти для контакта с газом. Газ эффективнее мобилизует нефть за счёт низкого межфазного натяжения на границе «газ – нефть», и последующий цикл воды вытесняет эту нефть.

 

Таблица 3. Результаты расчётов чередующегося ВГВ с разными продолжительностями циклов и при последовательности «газ – вода»

Table 3. The results of calculations of alternating WAG with different cycle durations and with the "gas – water" sequence

Метод Method	Доп. добыча нефти, тыс. м³ Add. oil production, thousand m³	Накопл. закачка газа, млн м³ Accum. gas injection, mln m³	Обводнённость, % Water cut, %	Газовый фактор, м³/м³ GOR, m³/m³
Заводнение Flooding	-	0,0	7,9	2866,1
ВГВ (3&3) WAG(3&3)	32	236,2	7,7	3063,7
ВГВ (6&6) WAG(6&6)	31	237,3	7,7	3068,9
ВГВ (12&12) WAG (12&12)	30	240,6	7,8	3086,2

 

Эффект от увеличения объёма газа

Далее был оценен эффект от увеличения объёма закачиваемого газа на конечную нефтедобычу. Табл. 4 свидетельствует о наличии зависимости нефтеотдачи пласта от закачиваемого объёма газа – чем выше последнее, тем положительнее эффект от ВГВ. Тем не менее, при реализации ВГВ стоит исходить от наличия доступного газа для закачки.

 

Таблица 4. Эффект влияния увеличения объёма закачиваемого газа на добычу нефти при ВГВ с продолжительностью цикла в 3 месяца и при последовательности «газ – вода»

Table 4. The effect of an increase in the volume of injected gas on oil production during WAG with a cycle duration of 3 months and with the “gas-water” sequence

Метод Method	Доп. добыча нефти, тыс. м³ Add. oil production, thousand m³	Накопл. закачка газа, млн м³ Accum. gas injection, mln m³	Обводнённость, % Water cut, %	Газовый фактор, м³/м³ GOR, m³/m
Заводнение Flooding	-	0,0	7,9	2866,1
70000 м³/сут / m³/day	32	236,2	7,7	3063,7
90000 м³/сут / m³/day	52	299,7	7,6	3026,0
110000 м³/сут / m³/day	73	359,4	7,4	2985,7

 

Масштабирование ВГВ

На основе оптимальных параметров планировалось масштабирование ВГВ на всё месторождение. Количество скважин, перешедших на ВГВ, постоянно увеличивалось для охвата всё большей территории месторождения. С данной целью несколько скважин были переведе- ны из добывающего фонда в нагнетательный. Остальные нагнетательные скважины продолжили работать по изначальной системе ППД. Таким образом, было разработано четыре варианта ВГВ с разным количеством газонагнетательных скважин, с последовательностью «газ – вода» и периодом закачки по 3 мес. (табл. 5). Расчёты велись до 2041 г. Табл. 6 показывает дополнительный, по сравнению с заводнением, объём добычи нефти, накопленный объём закачиваемого газа, газовый фактор, обводнённость при различных вариантах ВГВ.

 

Таблица 5. Варианты чередующегося ВГВ и количество скважин

Table 5. Alternating WAG options and number of wells

№ варианта Option number	Блок месторождения Oil field block	Кол-во нагн. скважин при ВГВ, ед. Number of injection wells for WAG, units
1	Блок А Block A	3
2	Блок Б Block B	5
3	Северная часть блока А + блок Б Northern part of block A + block B	6
4	Блок А + блок Б Block A+ Block B	12

 

Таблица 6. Результаты расчётов разных вариантов ВГВ

Table 6. Calculation results for different WAG options

№ варианта Number of option	Доп. добыча нефти, тыс. м³ Add. oil production, thousand m³	Накопл. закачка газа, млн м³ Accum. gas injection, MM m³	Обводнённость, % Water cut, %	Газовый фактор, м³/м³ GOR, m³/m³
Заводнение Flooding	-	0	2866	20
1	443	1 887	3 645	12
2	518	2 453	3 672	11
3	113	1 370	3 485	19
4	117	2 393	4 004	14

 

Рис. 2 иллюстрирует темпы падения пластового давления во всех вариантах. Степень ППД наилучшая у варианта 3. Соответственно, в данном варианте скорость роста газового фактора медленнее, чем у остальных (рис. 3). Тем не менее стоит отметить, что закачанный объём газа меньше всех при варианте 3 (табл. 6), т.к. именно тут три скважины были переведены из добывающего фонда в нагнетательный, и, соответственно, объём добычи газа меньше, по сравнению с другими. Как было указано, объём для закачки исчисляется от объёма добытого газа. Наблюдаемое поведение пластового давления и тенденция роста газового фактора в этом варианте могут обусловливаться тем, что наг- нетательные скважины расположены в блоке с низкой проницаемостью. Это создает условия, при котором газ медленнее прорывается и поддерживает давление. В варианте 4 использованы все скважины из предыдущих вариантов. Как видим, и этот вариант эффективен в ППД (рис. 2).

 

Рисунок 2. Профиль пластового давления по месторождению по всем вариантам ВГВ

Figure 2. Reservoir pressure profile for the field for all WAG options

 

Рисунок 3. Профиль газового фактора по месторождению по всем вариантам

Figure 3. Field GOR profile for all options

 

Наибольший прирост в добыче нефти наблюдается в вариантах 1 и 2, что может происходить по причине хорошей приемистости скважин и наличия большого объёма газа для за- качки (табл. 6). У вариантов 2 и 4 разница в объёмах закачанного газа незначительная, но объём добытой нефти при варианте 2 в 4 раза больше. Причиной этому может служить то, что модель распределяет доступный газ по всем скважинам и закачивает его согласно потенциалу каждой скважины. В связи с тем, что в варианте 4 скважин больше, объём закачиваемого газа в одну скважину будет меньше, нежели в варианте 2. Скважины находятся на достаточном расстоянии друг от друга, соответственно, закачанный газ в одну скважину охватывает менее значительную площадь при варианте 4.

В целом на рассматриваемом месторождении отмечается эффект от чередующегося ВГВ в виде повышенной нефтеотдачи. Однако, как было упомянуто выше, степень реагирования пласта на ВГВ определяется смачиваемостью породы-коллектора. Применение метода чередующегося ВГВ на данном месторождении дало положительный эффект, однако прирост добычи нефти оказался несущественным из-за применения в гидрофильном коллекторе третичного метода ВГВ.

Заключение и рекомендации

1. При ограниченном объёме используемого газа рациональнее будет распределить его в небольших количествах скважин с высокой приемистостью с тем, чтобы каждая скважина принимала максимально допустимый объём газа.
2. Чередующееся ВГВ на данном месторождении эффективное, однако прирост добычи нефти несущественен из-за того, что ВГВ применялся как третичный метод в гидрофильном коллекторе.
3. Прежде чем применять чередующееся ВГВ на само месторождение, необходимо оценить экономическую эффективность. Если реализация ВГВ экономически нецелесообразна, рациональнее будет утилизировать доступный газ иным способом.
4. При оценке эффективности метода рекомендуется учесть эффект гистерезиса относительных фазовых проницаемостей при чередующемся ВГВ, а также определить эффективное соотношение объёмов воды и газа для получения более точных результатов.
5. Рекомендуется оценить влияние состава применяемого газа на увеличение дополнительной добычи, т.к. согласно результатам лабораторных исследований, при содержании метана в газе на уровне 85% вытеснение лучше на 12%, чем при содержании метана 95%. Оценить данный эффект в этой работе не представилось возможным в связи с использованием симулятора Eclipse 100 (Black oil).

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: Аскарова И.А. – проведение исследования, написание рукописи, Джунусбаева А.У. – концепция исследования, Марданов А.С., Джаксылыков Т.С. – сбор, анализ, интерпретация данных исследования, Утеев Р.Н. – проверка результатов, редактирование рукописи.

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 revising 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: Ingkar A. Askarova – conducting a research, writing a manuscript; Ainura U. Junusbayeva – the concept of the research; Altynbek S. Mardanov, Talgat S. Jaxylykov – collection, analysis, interpretation of the research data; Rakhim N. Uteyev – checking the results, editing the manuscript.

Об авторах

Инкар Аскаркызы Аскарова

ТОО «Тенгизшевройл»

Автор, ответственный за переписку.
Email: inkar.askarova11@gmail.com
Казахстан, г. Атырау

Рахим Нагангалиулы Утеев

Атырауский филиал ТОО «КМГ Инжиниринг»

Email: r.uteyev@kmge.kz
Казахстан, г. Атырау

Алтынбек Сулейменулы Марданов

Атырауский филиал ТОО «КМГ Инжиниринг»

Email: a.mardanov@kmge.kz
Казахстан, г. Атырау

Талгат Сайнович Джаксылыков

Атырауский филиал ТОО «КМГ Инжиниринг»

Email: t.jaxylykov@kmge.kz
Казахстан, г. Атырау

Айнура Утетлеуовна Джунусбаева

Атырауский филиал ТОО «КМГ Инжиниринг»

Email: a.junusbayeva@kmge.kz
Казахстан, г. Атырау

Список литературы

Дополнительные файлы