Производственно-технический нефтегазовый журнал
+7 (903) 580-85-63 +7 (495) 371-01-74 info@glavteh.ru

Исследование эффективности водогазового воздействия для условий карбонатных отложений Башкирской залежи Красногорского месторождения

В предлагаемой Вашему вниманию статье рассмотрен процесс подготовки к внедрению технологии водогазового воздействия (ВГВ) на месторождениях Удмуртии, характеризующихся карбонатными коллекторами, низкими значениями коэффициента извлечения нефти (КИН), высокой обводненностью и преобладанием азота в составе попутного нефтяного газа (ПНГ). Эффективность технологии была доказана в ходе лабораторных исследований на натурном керне Красногорского месторождения и гидродинамического моделирования. В частности, на модели был получен рост коэффициента вытеснения и КИН, увеличены объемы эффективного использования ПНГ. В дальнейшем подтвердить эффективность технологии ВГВ планируется в ходе опытно-промышленных испытаний (ОПИ).

24.09.2017 Инженерная практика №06/2017
Милютинский Илья Львович Инженер 1-й категории отдела технологической поддержки ЗАО «Ижевский нефтяной научный центр»
Милютинская Татьяна Юрьевна Инженер I категории Отдела моделирования технологий и автоматизации ЗАО «Ижевский нефтяной научный центр»
Игумнов Игорь Арнольдович Начальник отдела технологической поддержки ЗАО «Ижевский нефтяной научный центр»
Дмитриев Алексей Петрович Инженер 1-й категории отдела технологической поддержки ЗАО «Ижевский нефтяной научный центр»

ПРЕДПОСЫЛКИ И ВЫБОР ОБЪЕКТА ИССЛЕДОВАНИЯ

Геологические условия залегания нефти на территории Удмуртии отличаются большим разнообразием. При этом основные запасы ее приурочены к карбонатным пластам среднего карбона. Наиболее крупные объекты разработки связаны с неоднородными карбонатными отложениями башкирского яруса. Высокая степень расчлененности продуктивных пластов, содержащих нефти повышенной вязкости (более 20-30 мПа•с), снижает эффективность управления заводнением, без которого разработка таких объектов невозможна.

Опыт повышения эффективности разработки подобных залежей нефти как в России, так и за рубежом свидетельствует о том, что и для таких сложных геологических условий существуют технологии, способные изменить гидродинамические характеристики отдельных пропластков, добиться выравнивания фронта нагнетания воды и снизить объемы неэффективной закачки. В частности, к таким технологиям относятся методы, связанные с водогазовым воздействием.

Для изучения возможности применения водогазового воздействия в условиях карбонатных залежей на территории Удмуртии имеются все предпосылки, в том числе избыток ПНГ, в составе которого преобладает азот, что делает его непригодным для иного промышленного использования.

В качестве объекта для исследования технологии ВГВ было выбрано Красногорское месторождение, которому присущи все перечисленные выше особенности. Так, объект разработки представлен карбонатными отложениями и характеризуется невысоким КИН (0,335). Добыча нефти на объекте в последние годы падает, а обводненность добываемой продукции растет (рис. 1). Около 80% ПНГ составляет азот, порядка 98% объема ПНГ сжигается факельным способом.

Рис. 1. Добыча нефти и обводненность Красногорского м/р, 1994-2016 гг.
Рис. 1. Добыча нефти и обводненность Красногорского м/р, 1994-2016 гг.

ЛАБОРАТОРНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ

Для оценки эффективности применения ВГВ были проведены лабораторные фильтрационные эксперименты на натурном керне. Для подготовки моделей пласта были отобраны образцы керна, ориентированные параллельно напластованию, с характеристиками, близкими к средним для рассматриваемого объекта разработки. Подготовку моделей пласта производили в соответствии с ОСТ 39-195-86. В экспериментах была воспроизведена технология закачки в пласт водогазовой смеси (ВГС) с различной концентрацией газа, находящейся в стабильном состоянии. В качестве газа использовался азот.

В первых экспериментах испытывалась 10%-ная концентрация ВГС. Базовая фазовая проницаемость, относительно которой рассчитывался эффект, была получена по модели пластовой воды при остаточной нефтенасыщенности, т.е. при 100%-ной обводненности.

Рис. 2. Результаты лабораторного исследования на натурном керне
Рис. 2. Результаты лабораторного исследования на натурном керне
Рис. 3. Прирост коэффициента вытеснения нефти
Рис. 3. Прирост коэффициента вытеснения нефти

В результате воздействия на обводненную модель было получено значительное снижение фазовой проницаемости по ВГС по сравнению с вытеснением обычной водой (рис. 2). В дополнение к этому был отмечен дополнительный выход нефти. В результате зафиксирован прирост коэффициента вытеснения до 13% в широком диапазоне проницаемостей (рис. 3).

Следующий этап лабораторных экспериментов был посвящен изучению эффективности воздействия ВГС с концентрацией от 3 до 15%. Прокачки ВГС производились последовательно до тех пор, пока при каждой концентрации не наступала стабилизация процесса фильтрации. По мере увеличения концентрации ВГС свыше 3% происходит снижение скорости фильтрации и рост коэффициента вытеснения (рис. 4). Полученные результаты объясняются тем, что при фильтрации ВГС происходит увеличение количества свободного газа в поровом пространстве, что приводит к возникновению дополнительных фильтрационных сопротивлений. Это означает, что на фоне снижения фазовой проницаемости наблюдается рост коэффициента охвата каналов фильтрации, которые при обычном заводнении оказались невовлеченными в процесс вытеснения.

Рис. 4. Результаты лабораторных экспериментов с различной концентрацией ВГС
Рис. 4. Результаты лабораторных экспериментов с различной концентрацией ВГС
Рис. 5. Сравнение вытеснения в высоко- и низкопроницаемой моделях пласта
Рис. 5. Сравнение вытеснения в высоко- и низкопроницаемой моделях пласта

Чтобы подтвердить выравнивание профиля приемистости и рост коэффициента охвата, был проведен эксперимент на обводненной модели неоднородного двухслойного пласта, состоящей из двух параллельных линейных моделей разной проницаемости. Подготовка моделей пласта производилась по той же схеме, что и в предыдущих экспериментах. По результатам получено перераспределение фильтрационных потоков и рост коэффициента вытеснения за счет более полного вовлечения в разработку низкопроницаемой модели пласта (рис. 5).

Рис. 6. Результаты гидродинамического моделирования
Рис. 6. Результаты гидродинамического моделирования

ГИДРОДИНАМИЧЕСКОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ

Результаты лабораторных экспериментов были подтверждены в ходе гидродинамического моделирования. На опытном участке объекта моделирования были рассчитаны два варианта разработки: с обычным заводнением и закачкой ВГС. В варианте с ВГВ под закачку была переведена одна из нагнетательных скважин, что показало свою эффективность (рис. 6).

По результатам расчетов снижение обводненности и прирост дебита нефти также наблюдались у соседних скважин. Причем этот эффект достигался до прорыва газа в добывающие скважины.

Рис. 7. Прирост КИН при переводе под закачку ВГС всего действующего нагнетательного фонда
Рис. 7. Прирост КИН при переводе под закачку ВГС всего действующего нагнетательного фонда

Для оценки прироста добычи по объекту в целом был рассчитан вариант с переводом под закачку ВГС всего действующего нагнетательного фонда скважин. В результате расчетов по объекту за шесть лет разработки ВГВ прирост КИН должен составить 1%, при этом в сутки объем использования ПНГ для закачки в пласт составил 12% от его суточной добычи (рис. 7), что означает повышение процента эффективного использования газа при достаточно низких концентрациях ВГС.

УСЛОВИЯ ПРИМЕНИМОСТИ МЕТОДА И ВЫВОДЫ

По результатам проведенных исследований определены следующие критерии применимости технологии ВГВ:

  • карбонатный тип коллектора;
  • преобладание азота в составе ПНГ;
  • проницаемость пласта 70-150 мД, пористость 0,130,17 д.ед.;
  • выработка запасов свыше 70% от начальных извлекаемых запасов нефти (НИЗ);
  • обводненность свыше 80%.

Также были сделаны следующие выводы. Во-первых, в ходе лабораторных экспериментов получен положительный эффект от моделирования водогазового воздействия в неоднородных карбонатных коллекторах, установлены дополнительные критерии применения технологии ВГВ. Во-вторых, эффективность ВГВ подтверждена в ходе гидродинамического моделирования – получен рост КИН. В-третьих, показана возможность увеличения объемов эффективного использования ПНГ. В дальнейшем эффективность метода планируется подтвердить в ходе ОПИ.

Показать выдержки из обсуждения

ВЫДЕРЖКИ ИЗ ОБСУЖДЕНИЯ

Вопрос: Илья Львович, в каком случае технология ВГВ покажет наибольшую эффективность: при ее применении до заводнения, после заводнения, или в случае чередования этих этапов?
Илья Милютинский: В нашем случае применение этой технологии рекомендовано после применения заводнения в условиях высокой обводненности.
Реплика: На месторождениях в Сербии, где технология ВГВ уже нашла свое практическое применение, ее рекомендуется чередовать с закачкой воды в пласт…
И.М.: На этих месторождениях суть технологии и цель ее использования отличаются от наших. В Сербии применение ВГВ направлено в первую очередь на снижение вязкости нефти, а в пласт закачивается углеводородный газ. Закачка углеводородного газа целесообразна на ранних стадиях разработки месторождений и действительно может чередоваться с закачкой воды. В случае закачки ВГС с неуглеводородным газом в поровом пространстве происходит увеличение фильтрационных сопротивлений. При определенных вариантах технологии возможно чередование закачки ВГС с закачкой воды.
Вопрос: В ходе лабораторных исследований вы использовали одновременную подачу воды и газа в керновую модель, или проводили предварительную диспергацию газа в воде?
И.М.: Были испытаны и тот и другой варианты, в итоге основной объем исследований проводился с насыщенной азотом водой в концентрации 10%.
Вопрос: При закачке газа часть его растворяется в нефти. Как это учитывалось при построении гидродинамической модели?
И.М.: Объем газа, закачиваемого в составе ВГС, задавался как доля от объема закачиваемой воды. В результате этого в ячейках, которые вскрывают скважину, рассчитывались значения объемов воды и газа. Исходя из этих объемов, симулятор рассчитывал насыщение нефти газом в конкретной ячейке.
Комментарии

Эту публикацию еще никто не прокомментировал. Станьте первым, поделитесь своим мнением.

Написать комментарий
Комментировать
Читайте далее
Опыт повышения энергоэффективности нефтегазодобычи ПАО «Газпром нефть»
Экспериментальное исследование мобилизации остаточной нефти при заводнении карбонатных коллекторов
Реклама
Свежий выпуск
Инженерная практика №11/2017

Инженерная практика

Выпуск №11/2017

Механизированная добыча нефти: интеллектуализация, осложнения, энергоэффективность, сервис
Концепция интеллектуального месторождения ПАО «ЛУКОЙЛ»Интеллектуализация нижнего уровня скважинТехнологии эксплуатации осложненного и малодебитного фонда скважин, скважин малого диаметраИндексация энергетической эффективности в обозначениях погружных электродвигателейСкважинная расходометрияТрубопроводы из композитных материалов, промысловая техника
Ближайшее совещание
Трубопроводный транспорт
Трубопроводы — 2018
7-я Производственно-техническая конференция

Промысловые трубопроводы ‘2018. Обеспечение целостности и эффективности систем промыслового транспорта

13-14 февраля 2018 г., г. Пермь
Опыт и способы сокращения аварийности промысловых трубопроводов различного назначения по причине коррозии, а также повышение эффективности транспорта высоковязких нефтей, предотвращение гидратообразования в газосборных сетях, модернизация ДНС и компрессорных станций, применение трубной продукции из различных сплавов и полимерных материалов, трубопроводной арматуры, технологий сварки и ремонта трубопроводов.
Ближайший тренинг
Капитальный ремонт скважин
Ловильный сервис — февраль 2018
Тренинг-курс

Ловильный сервис на нефтяных и газовых скважинах

12 – 16 февраля 2018 г, г. Пермь
ООО «Инженерная практика» от имени журнала «Инженерная практика» проводит набор группы специалистов для прохождения производственно-технического тренинга по программе «Ловильный сервис на нефтяных и газовых скважинах». Пятидневный тренинг - курс будет проводиться в г. Перми (отель «Урал») в рамках авторского курса С. Балянова.