image

Территория Нефтегаз № 4 2016

Добыча нефти и газа

01.04.2016 10:00 Анализ эффективности водогазового воздействия с учетом давления насыщения в условиях верхнеюрских отложений

Данная статья посвящена оценке влияния соотношения давления насыщения и пластового давления на применение водогазового воздействия (ВГВ) в качестве третичного метода увеличения нефтеотдачи (МУН) для условий верхнеюрских коллекторов Западной Сибири. Для проведения моделирования процесса ВГВ использовался гидродинамический симулятор Tempest 7.0. Поскольку большинство месторождений Западной Сибири находится на стадии падающей добычи, применение такой технологии, как попеременная закачка воды и попутного нефтяного газа, может существенно увеличить конечный коэффициент извлечения нефти (КИН). Эксперименты по ВГВ на реальных месторождениях не всегда оказываются удачными, что связано с рядом причин, одной из которых является отсутствие учета соотношения давлений насыщения и пластового на момент проведения ВГВ.

В работе рассмотрено два типа модели пластовой системы. Согласно первому, давление насыщения меньше пластового, поэтому пластовая система является недонасыщенной растворенным газом следовательно, пласт находится в таком состоянии, когда при закачке попутного нефтяного газа он будет растворяться в нефти при заданных термобарических условиях. По второму варианту коллектор является насыщенным газом, при давлении насыщения, равном пластовому. Все результаты расчета характеризуют центральный элемент. По результатам анализа установлено, что на эффективность водогазового воздействия оказывает значительное влияние исходное состояние пластовой системы. Для насыщенных газом коллекторов применение водогазового воздействия может оказаться неэффективным за счет быстрых прорывов газа. В то же время для коллекторов с низким значением давления насыщения, к которым относится большинство пластов верхнеюрских отложений Сургутского и Нижневартовского сводов, характеризующихся недонасыщенной пластовой системой, водогазовое воздействие может рассматриваться в качестве перспективного метода увеличения нефтеотдачи.

Ключевые слова: водогазовое воздействие, гидродинамическое моделирование, давление насыщения, насыщенный газом пласт, недонасыщенный газом пласт.
Ссылка для цитирования: Синцов И.А., Полякова Н.С. Анализ эффективности водогазового воздействия с учетом давления насыщения в условиях верхнеюрских отложений // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2016. № 4. С. 40–45.
Открыть PDF


В последние годы в мировой практике для интенсификации выработки трудноизвлекаемых запасов нефти все большее применение находит относительно новая технология повышения нефтеотдачи пласта – водогазовое воздействие. В условиях Западно-Сибирского нефтегазового региона с его значительными ресурсами природного газа и наличием месторождений, удовлетворяющих геолого-физическим условиям применения водогазового воздействия, промышленное внедрение метода может существенно увеличить коэффициент извлечения нефти. В статье рассматривается метод попеременного нагнетания попутного нефтяного газа и воды, поскольку он в большей степени подходит для геолого-физических и географических условий Западной Сибири. ВГВ способствует увеличению как коэффициента охвата, так и коэффициента вытеснения. Попеременную закачку рабочих агентов выполняют нагнетанием газа и воды в пласт небольшими чередующимися оторочками (5% начального нефтенасыщенного порового объема и менее).

При нагнетании вытесняющих агентов необходимо, чтобы в пласте соблюдались такие условия, при которых возможно обеспечение полноты вытеснения нефти путем взаимной смешиваемости закачиваемого газа и находящегося в пласте флюида, то есть необходимо не только соблюсти определенные термобарические условия, но и иметь представление о состоянии насыщенности пластовой системы на момент проведения ВГВ.

По результатам обзора литературных источников [1, 2, 4, 8], посвященных применению ВГВ, выявлено, что недостатком всех проектов по водогазовому воздействию является отсутствие учета соотношения давления насыщения и пластового давления на момент проведения ВГВ. Стоит отметить, что нет и четкого представления об объемах и времени нагнетания вытесняющих агентов, выбора стадии разработки для применения ВГВ.

В работе рассмотрен вопрос применения ВГВ в условиях верхнеюрских отложений в качестве третичного метода увеличения нефтеотдачи. Верхнеюрские пласты являются перспективными объектами для проведения ВГВ, что подтверждается как небольшим опытом применения ВГВ, так и публикациями с освещением данных гидродинамического моделирования метода для условий Западной Сибири. Важной особенностью верхнеюрских коллекторов в пределах Нижневартовского и Сургутского сводов является низкое давление насыщения по отношению к пластовому, то есть пластовые системы преимущественно недонасыщены газом.

На Новогоднем месторождении в 2006–2007 гг. применение ВГВ на поздней стадии разработки месторождения оказалось неэффективно [7], поскольку к моменту проведения опытно-промышленных работ по водогазовому воздействию состояние пластовой системы значительно отличалось от начального: обводненность действующего фонда составляла 80–90%, при этом пластовая система являлась изначально насыщенной [6], в пользу чего свидетельствовало то, что давление насыщения было почти равно пластовому.

40-45-r_1.png

При выборе объекта для проведения на нем опытно-промышленных работ по ВГВ стоит придерживаться определенных критериев [3]. Высокая неоднородность снижает эффективность ВГВ за счет быстрых прорывов вытесняющих агентов по высокопроницаемым пропласткам. Пластовая температура – еще один критерий подбора скважин – кандидатов для проведения ВГВ. С повышением температуры выше 70 °С растет эффективность нефтеизвлечения за счет выноса нагнетаемым газом компонентов остаточной нефти. Однако для ВГВ более критичным является предупреждение образования кристаллогридратов, в том числе в пласте, поэтому температура должна быть выше температуры гидратообразования. Важным условием является недонасыщенность пластовой системы углеводородным газом, величина давления насыщения должна быть ниже пластового на 25–50% и более. Одной из главных целей работы являлась оценка того, как влияет соотношение давления насыщения и пластового давления на эффективность водогазового воздействия для условий верхнеюрских коллекторов Западной Сибири. Полученные решения могут быть масштабированы и на отложения других возрастов и в других регионах со схожими условиями залегания.

Для воспроизведения картины влияния модели пластовой системы на эффективность ВГВ использовался программный комплекс Tempest, в котором создана универсальная гидродинамическая модель верхнеюрского коллектора, в литологическом отношении представленная переслаиванием глин и песчаников при общей мощности пласта 8,5 м,
глубина залегания пород – 2600 м. Основные геолого-физические характеристики залежи получены на основе усредненных средневзвешенных параметров верхнеюрских отложений месторождений, приуроченных к Нижневартовскому своду: пористость – 0,16 д. ед.; проницаемость – 0,025 мкм2; пластовая температура – 91 °С; начальное пластовое давление – 26 МПа. Заданы PVT-свойства нефти и газа, начальная нефтенасыщенность составляет 0,63
д. ед., плотность нефти в поверхностных условиях равна 843 кг/м3. В модели внесены значения относительных фазовых проницаемостей (ОФП) флюидов и капиллярных давлений, полученные по обобщенным зависимостям более 30 месторождений верхнеюрских отложений. Система разработки – обращенная пятиточечная [5], расстояние между скважинами – 500 м, размер модели – 100х100х17 ячеек.

Всего было рассмотрено два варианта модели. Согласно первому, давление насыщения меньше пластового и равно 12 МПа, поэтому пластовая система является недонасыщенной растворенным газом. Следовательно, пласт находится в таком состоянии, когда при закачке попутного нефтяного газа он будет растворяться в нефти при заданных термобарических условиях. По второму варианту коллектор является насыщенным газом, давление насыщения равно пластовому и составляет 26 МПа. Все результаты расчета характеризуют центральный элемент.

На первом этапе на однородной модели было рассчитано несколько вариантов с различным соотношением закачки вытесняющих агентов как по времени, так и по объему (табл. 1).

40-45-r_2.png

40-45-r_3.png

Для коллектора с низким давлением насыщения накопленная добыча в среднем вдвое больше по сравнению с коллектором, насыщенным газом. Для дальнейшего анализа ВГВ был выбран оптимальный вариант со следующими параметрами: соотношение ограничений приемистости вода – 400 м3/сут., газ – 100 тыс. м3/сут., соотношение времени закачки воды и газа – 90/30 дней. Все показатели накопленной добычи характеризуют центральный элемент. Период расчета составил 10 лет.

Поскольку в дальнейшем рассматривалась стохастическая модель пласта, значения проницаемости варьировались от 10 до 60 мД, при этом средняя проницаемость по объекту составила 25,5 мД. Значения начальной нефтенасыщенности и пористости были взяты послойно; начальный газовый фактор – 143 м33.

Поскольку большая часть месторождений Западной Сибири находится на 3-й стадии разработки, актуальным является внедрение новых методов увеличения нефтеотдачи, применение которых повышает эффективность вытеснения нефти. Применение ВГВ в данном случае может существенно увеличить конечную накопленную добычу за счет сочетания полезных свойств газа и воды. При моделировании процесса ВГВ в качестве третичного МУН для более адекватного сопоставления результатов дополнительно проведен анализ применения заводнения.

40-45-r_4.png

Рассмотрено несколько вариантов. Во-первых, залежь в течение 1–2 лет работала на естественном режиме, что позволило сполна использовать упругие силы, а также вовлечь в разработку застойные зоны. Во-вторых, период применения заводнения перед ВГВ варьировался в пределах 1–5 лет.

По результатам многовариантного моделирования получены следующие результаты (табл. 2).

40-45-r_5.png

Для насыщенной газом пластовой системы в результате внедрения ВГВ на третий и четвертый год после заводнения, которому предшествовал режим истощения, накопленная добыча увеличивается незначительно на 0,6 (0,19 тыс. т) и 4% (2,07тыс. т) соответственно (рис. 1). После работы пласта на естественном режиме с последующим применением заводнения на второй год происходит восстановление пластового давления, резко увеличивается отбор флюида за счет большего охвата пласта разработкой, что на графиках накопленной добычи отмечается нелинейной зависимостью.

Пластовая система становится насыщенной растворенным газом до предела, и при закачке оторочки газа не происходит его растворения в полном объеме, что ведет к выбытию центрального элемента по высокому газовому фактору (рис. 2). В то же время по сравнению с базовым вариантом заводнения наблюдается наибольший прирост добычи 8% (3,41 тыс. т) при применении ВГВ с 5-го года после заводнения. Временной промежуток, характеризующий эффект применения ВГВ, составляет 3–4 года.

Применение водогазового воздействия в качестве третичного метода увеличения нефтеотдачи для пласта с низким значением давления насыщения, характерным для большинства месторождений верхнеюрских отложений, показано на рисунке 3.

С увеличением работы пласта на естественном режиме перед заводнением накопленная добыча нефти увеличивается, при этом переход между двумя режимами от естественной работы залежи к применению системы ППД соответствует на графике изгибу с последующей стабилизацией линий, что связано с резким отбором нефти при вовлечении в разработку зон пласта, охваченных заводнением. По результатам моделирования отмечено, что наилучшие показатели достигнуты при применении ВГВ на второй год после заводнения, максимальный прирост добычи флюида в данном случае составил 8,2% (4,8 тыс. т). С дальнейшим увеличением времени заводнения перед ВГВ уменьшается положительный эффект от ВГВ. Так, при водогазовом воздействии на пласт на 3-й год после заводнения (с 5-го года эксплуатации) прирост накопленной добычи составляет уже 7,3%.

С применением технологии ВГВ после заводнения происходит увеличение коэффициента вытеснения, и в разработку начинают вовлекаться плохо проницаемые участки коллектора, в поровом пространстве которых идет замещение нефти газом. При этом нефтенасыщенные зоны вырабатываются более равномерно по сравнению с применением чистого заводнения, что видно на кубах нефтенасыщенности (рис. 4).

На первой стадии разработки залежи на естественном режиме происходит падение пластового давления до 16 МПа (рис. 5), с последующим применением заводнения наблюдается процесс его восстановления. При закачке газа наблюдается резкое увеличение пластового давления, что связано с увеличением объема газонефтяной смеси, тем самым помимо упроводонапорного режима свое влияние оказывет режим растворенного газа.

Таким образом, на эффективность водогазового воздействия оказывает значительное влияние исходное состояние пластовой системы.

Для насыщенных газом коллекторов применение водогазового воздействия может оказаться неэффективным за счет быстрых прорывов газа. Однако эффект от ВГВ наблюдается в течение 3–4 лет и прирост накопленной добычи может составлять от 1–8% в зависимости от того, на какой год после заводнения вводить ВГВ. Наибольший прирост в 8% показал вариант с применением ВГВ на 5-й год с начала разработки.

В целом показатели по накопленной добыче при применении ВГВ сопоставимы с результатами по заводнению, однако ВГВ в данном случае не является оптимальным вариантом в связи с большими затратами на обустройство месторождения технологическим оборудованием.

В то же время для коллекторов с низким значением давления насыщения, к которым относится большинство пластов верхнеюрских отложений, ВГВ является эффективным методом увеличения
нефтеотдачи, поскольку сочетает в себе как полезные свойства газа (увеличение коэффициента вытеснения за счет растворения газа в нефти), так и полезные свойства воды (увеличение коэффициента охвата), вследствие чего возможно увеличение коэффициента нефтеотдачи по сравнению с чистым заводнением. При этом применять ВГВ можно после заводнения, однако период заводнения не должен быть слишком большим. Увеличение нефтеотдачи за счет ВГВ возможно в пределах 10% для условий верхнеюрских коллекторов по сравнению с обычным заводнением. Рекомендуемый вариант применения ВГВ в качестве третичного метода увеличения нефтеотдачи – продолжительная работа пласта на естественном режиме в сочетании с заводнением с последующим применением ВГВ на 2-й год после заводнения.

Таблица 1. Результаты многовариантного моделирования ВГВ на однородной модели пласта

Table 1. Results of multi-option modeling the water-gas influence (WGI) on the homogeneous reservoir model

No.

Соотношение количества дней вода/газ
The ratio of the days number - water/gas

Соотношение приемистостей вода, м3/сут. – газ, тыс. м3/сут.
Injection capacity - water ratio 0.5 m3/day – gas, ths m3/day

Накопленная добыча нефти, тыс. т
Cumulative oil production, ths t

Время работы скважин до выбытия
Well operation time up to disposal

Насыщенный газом пласт
Gas saturated reservoir

1

60/60

400–200

29,60

9 мес.

2

60/60

400–100

24,99

1 год

3

90/30

400–200

27,21

1 год

4

90/30

400–100

29,30

3 года

5

105/15

400–100

32,23

3,5 года

Недонасыщенный газом пласт
Gas undersaturated reservoir

1

60/60

400–200

55,39

2 года

2

60/60

400–100

56,14

2 года

3

90/30

400–200

63,99

4 года

4

90/30

400–100

75,11

9 лет

5

105/15

400–200

75,21

9 лет

6

105/15

400–80

72,42

10 лет

Таблица 2. Результаты применения ВГВ в качестве третичного метода увеличения нефтеотдачи для насыщенного и недонасыщенного газом коллекторов
Table 2. Results of WGI use as tertiary EOR methods for gas saturated and undersaturated header


No.

Вариант
Option

Накопленная добыча, тыс. т
Cumulative production, ths t

Недонасыщенный пласт
Undersaturated reservoir

Насыщенный пласт
Saturated reservoir

Заводнение с первого года эксплуатации + ВГВ
Water flooding from the first year of operation + WGI

1

Заводнение с 1-го года + ВГВ со 2-го года
Water flooding from year 1 + WGI from the year 2

60,583

29,983

2

Заводнение с 1-го года + ВГВ с 3-го года
Water flooding from year 1 + WGI from year 3

60,65

30,900

3

Заводнение с 1-го года + ВГВ с 4-го года
Water flooding from year 1 + WGI from year 4

60,196

32,073

4

Заводнение с 1-го года + ВГВ с 5-го года
Water flooding from year 1 + WGI from year 5

55,654

29,418

Заводнение со второго года эксплуатации + ВГВ
Water flooding from the second year of operation + WGI

5

Заводнение со 2-го года+ ВГВ с 3-го года
Water flooding from year 2+ WGI from year 3

63,947

31,708

6

Заводнение со 2-го года+ ВГВ с 4-го года
Water flooding from year 2+ WGI from year 4

64,107

33,591

7

Заводнение со 2-го года + ВГВ с 5-го года
Water flooding from year 2 + WGI from year 5

63,608

34,927

 




← Назад к списку


im - научные статьи.