CC BY
75
Показатели разработки (добыча нефти) участка ОПР, скв.480
Bap.ll (ВГО 0.1) * Вар.7 (ВГО 0.001) Вар.6 (ВГО 0.0005) -ф- Вар.9 (ВГО 0.01) Вар.8 (ВГО 0.005) Вар4, базовый (вода)
—
|ап-20 |ап-22 Дата, время
Рис. 3 — Динамика накопленной добычи нефти по вариантам с различным газосодержанием ВГС
Рис. 4 — Зависимость накопленной добычи нефти от безразмерного в пластовых условиях объема закачки ВГС
Рис. 5 — Изменение КИН при равных PV объемах закачки смеси от ВГО
воздействия для проведения ВГВ или других закачек с разнонаправленным изменением насыщенностей.
Проведенные сравнительные расчеты вариантов с учетом гистерезиса по моделям Киллоу (вариант 3) и Джаргона (вариант 1) показали, что при практически равных объемах закачки газа по модели Джаргона добывается всего на 2,5% больше нефти (КИН больше на 0,6% п.п.). В целом разница по моделям не значительна и определяется в основном несколько более высокой добычей по модели Джаргона, в которой за счет ввода нормализованного коэффициента, отвечающего за переход между дренажем и пропиткой, расчет величин ОФП имеет несколько лучшую сходимость.
На рис. 3-5 приведены технологические показатели разработки шести вариантов с различными ВГО от 0,0005 до 0,1 (газосодержание от 85% до 3%) и базового варианта с закачкой воды. Из приведенных данных видно, что варианты с максимальной добычей 8 (ВГО 0,005) и 9 (ВГО 0,01) значительно превышают по накопленной добыче базовый вариант с заводнением (вариант 4) более чем на 70 тыс. м3, что соответствует приросту КИН за расчетный период на 9 п.п. (рис.3). Зависимость накопленной добычи нефти от безразмерного в пластовых условиях объема закачки ВГС приведена на рис. 4.
Данная характеристика при воздействии с закачкой ВГС является определяющей для экономических оценок процесса, поэтому рассмотрим ее более детально. Видно, что лучшие по данному показателю варианты 8 (ВГО 0,005, ГС 36%) и 9 (ВГО 0,01, ГС 22%) значительно превышают по накопленной добыче, на одинаковый объем закачки смеси, варианты с газосодержанием более 50%. Разница в добыче нефти на одинаковый объем закачки смеси РУ=0,3, составляет более 150 тыс. м3, что показывает эффективность вариантов 8 и 9.
Основные сводные технологические показатели вариантов разработки опытного участка на конец расчетного периода приведены в таб. 3.
Изменение КИН по вариантам с различными ВГО показана на рис. 5. Видно, что максимальная величина нефтеотдачи за расчетный период соответствует вариантам с ВГО от 0,005 до 0,05. Увеличение КИН по сравнению с закачкой только газа (ВГО=0) составляет в абсолютных величинах 10 п.п. или около 50%. По сравнению с закачкой воды увеличение КИН составляет около 9,1% на конец расчетного
Варианты (ВГО при норм. усл.) Газосодержание смеси (пл. усл), % Накопленная добыча нефти, тыс.м3
5 (газ) 6 (0,0005) 7 (0,001)
100
883
85 833
74 822
8 (0,005)
36 865
9 (0,01)
22 859
10 (0,05) 11 (0,1) 4 (база вода)
5 811
3
788
0
787
PV закачки на конец расчета, д.ед. 1,30 0,62 0,48 0,35 0,32 0,31 0,30 0,30
Накопленная добыча нефти при равных пор. 528 638 684 794 810 801 792 778
обьемах закачки, тыс. м3
Прирост КИН при равных объемах закачки -32,1 -18,0 -12,1 2,1 4,2 3,0 1,3 0,0
смеси, %
Прирост КИН на конец расчетного периода, % 12,2 5,9 4,5 9,8 9,1 3,0 0,1 0,0%
Накопленная добыча газа, млн м3 381 180 133 78 64 49 46 46
Накопленная закачка газа, млн м3 460 197 135 52 31 7 3 0
Накопленная добыча воды, тыс.м3 928,7 947,7 990,0 970 977 1009 1025 1018
Обводненность на конец закачки, % 77,7 81,2 82,2 81,1 81,8 83,8 84,6 84,7
КИН при равных PV закачки смеси, д.ед. 0,183 0,220 0,236 0,274 0,280 0,277 0,274 0,269
Таб. 3 — Основные технологические показатели вариантов разработки участка ВГВ
периода и 4,2% на равные поровые объемы закачки смеси, составившие 0,4 порового объема участка воздействия ВГС.
Ниже на рисунках показано распределение различных параметров процесса закачки ВГС на характерные моменты времени.
На поперечном срезе секторной модели, проходящим через нагнетательную скважину №480, приведено распределение исходных характеристик коллектора по проницаемости (рис. 6), изменение нефтенасыщенности на начало закачки ВГС (рис. 7) и на 1 января 2024 (рис. 8) для варианта с ВГО 0,001.
Из приведенных рисунков видно, что при закачке ВГС выработка запасов проходит равномерно и охватывает значительную часть зоны воздействия.
По результатам расчетов на 2-м этапе определен оптимальное ВГО и газосодержание смеси, и в дальнейших вариантах № 12 и № 13 проводилась закачка уже при одном ВГ0=0,005 (ГС=36%) определенными циклами (1 год, 3 года и постоянно) соответствующими 0,18, 0,20 и 0,22 поровых объема (РУ) пласта участка воздействия.
На 3-м этапе проводились расчеты вариантов по определению оптимальных циклов закачки ВГС для получения максимальной величины КИН на участке ВГВ после проведения предварительной закачки газа. Варианты рассчитывались с учетом гистерезиса ОФП. Проведено чередование закачки смеси и воды за период 18 лет (затем переход на закачку воды): 1 год ВГС +1 год вода (вариант 1), 3 года ВГС +1 год вода (вариант 12), постоянная закачка ВГС (вариант 13) и затем переход на закачку воды.
При оценке общего объема оторочки необходимо учитывать предварительно закачанный в пласт газ в объеме 55,7 млн м3, составляющий 17% порового объема (РУ) участка воздействия, который затем продвигается по пласту оторочкой ВГС, тогда поровые обьемы по вариантам составят соответственно 0,35, 0,37 и 0,39 поровых объемов (РУ) участка ВГВ.
На рис. 10 и 11 приведены технологические показатели разработки трех вариантов с циклами 1 год, 3 года и при постоянной закачке ВГС до 2030 г. с ВГО 0,005 (ГС 36%). Из рисунков видно, что разница в добыче нефти по вариантам за расчетный период до 2052 г., незначительная, и составляет около 10 тыс. м3. Общий объем закачки ВГС сохраняется на близком уровне, пластовое давление также остается постоянным. Различие
Рис. 6 — Распределение проницаемости на участке закачки ВГС
Рис. 7 — Распределение нефтенасыщенности на начало закачки ВГС
Рис. 8— Распределение нефтенасыщенности в завершении закачки ВГС
Рис. 10 — Динамика накопленной закачки газа по вариантам с циклами закачки ВГС-1 год (красный цвет), 3 года (зеленый), постоянная закачка (синий)
Рис. 11 — Динамика накопленной добычи нефти по вариантам с циклами закачки ВГС-1 год (красный цвет), 3 года (зеленый цвет), постоянная закачка (синий)
наблюдается только в накопленной закачке газа — рост при постоянной закачке составил более 20%.
Таким образом, при определении оптимального варианта по максимальной нефтеотдачи, вариант с закачкой ВГС с циклом 3 года (соответствует 0,2 поровых объема пласта участка воздействия) наиболее эффективный, так как имеет меньший объем закачки смеси и близкий к максимальному объем добычи нефти, что отразится на лучших экономических показателях варианта.
Отсутствие большего прироста добычи нефти при большей закачке ВГС определяется тем фактом, что сформированный в пласте объем смеси (включая предварительно закачанный газ в объеме 55,7 млн м3) и закачанный после начала ВГВ объем ВГС (18-22% РУ) достаточен для формирования устойчивой оторочки (при данном ВГО соотношении), которая продвигается равномерно (проталкивается смесью и, или просто водой) и позволяет сохранить высокий охват пласта воздействием до окончания расчетного периода.
Итоги
В результате были подобраны наиболее оптимальные варианты закачки водогазовой смеси (ВГС) для получения максимальной
нефтеотдачи при реализации водогазового
воздействия
Выводы
1. Установлено, что наиболее оптимальными вариантами для закачки являются ВГС со следующими параметрами: водогазовое отношение (ВГО) = 0,005 при газосодержании (ГС) = 36% и ВГО = 0,01
при ГС = 22%.
2. Достигнутая в этих вариантах расчетная дополнительная добыча нефти (по сравнению с заводнением) составила более 70 тыс. м3.
3. Прирост КИН в варианте с закачкой ВГС и учетом гистерезиса ОФП за расчетный период составил 2,5 % по сравнению с заводнением.
4. Показано, что с учетом гистерезиса ОФП и при наличии защемленного газа в коллекторе, продвижение фронта происходит более равномерно, и при более высоких фильтрационных сопротивлениях для смеси. Для более однородного и проницаемого коллектора учет гистерезиса ОФП, приводит в итоге к росту КИН на 3-4 п.п. за счет увеличения охвата пласта.
5. В полномасштабной модели пласта за счет высокой неоднородности часть пор
(преимущественно низкопроницаемая) часть коллектора отключается из выработки из-за защемления газа, и ускоренная фильтрация происходит в основном по высокопроницаемым пропласткам, хотя и с лучшим охватом, но только по части коллектора.
6. Расчеты, проведенные без учета гистерезиса ОФП, приводят к некорректному увеличению относительной фазовой проницаемости для газа после циклов закачки воды.
7. Анализ расчетов с циклами закачки показал, что при определении оптимального варианта о по максимальной нефтеотдачи, вариант с закачкой ВГС с циклом 3 года имеет меньший объем закачки и близкий к максимальному объем добычи нефти.
Список используемой литературы
1. Кокорев В., Карпов В., Дарищев В., Ахмадейшин И., Бугаев К., Дедечко В., Щеколдин К., Полищук А., Шеляго Е., Язынина И. Гистерезис фазовых проницаемостей при водогазовом воздействии на нефтяной пласт. SPE-171224-RU, Москва, 2014.
2. ECLIPSE Technical Description, Schlumberger, 2009. С. 519-538.
ENGLISH
OIL PRODUCTION
WAG simulation on Ach3 test area Vostochno-Perevalny oilfield
UDC 622.276
Authors:
Victor I. Darishchev — Ph.D., deputy general director for science and innovation1
Ildar A. Akhmadeishin — head of group for monitoring of HTR reserves development projects1; iakhmadeishin@ritek.ru
Vasiliy A. Dedechko — specialist of research and development and pilot work department1, postgraduate2; vdedechko@ritek.ru
Sergey A. Vlasov — Ph.D., director3
Dmitry T. Mironov — lead researcher3
Alexander M. Polishchuk — Ph.D., deputy director3
1RITEK, Moscow, Russian Federation
2Gubkin Russian State University of Oil and Gas, Moscow, Russian Federation
3Rusnanonet, Moscow, Russian Federation Abstract
In this paper presented results of mathematical simulation of WAG on Vostochno-Perevalny oilfield (East dome) of Western Siberia, where were conducted field WAG trials by Ritek since December 2008. The aim of this work is creation the digital and hydrodynamic model and choice an option to development a test area of Vostochno-Perevalny oilfield with application results of core research and taking into account hysteresis effects of relative permeability and role of occluded gas. It were adduced the arguments to application the WAG method to increasing oil recovery and APG utilization.
Materials and methods
Simulation, industrial experiment works.
Results
It was chosen more optimal variants of WAG to obtaining maximum oil recovery during WAG.
Conclusions
1. It was found that the best option for injection is water-gas mixture with the following parameters: water and gas ratio = 0.005 at the gas content = 36% and water gas ratio = 0.01 at gas content = 22%.
2. Achieved precalculated extra oil recovery (comparison on water flooding) is more than 70000 m3.
3. Incremental of oil recovery rate is 2,5% in WAG taking into account hysteresis of relative permeability on base period with comparison on water flooding.
4. It is shown that taking into account hysteresis effects of relative permeability and occluded gas in reservoir, the frontal advance is more uniform, also if is there more filtration resistance of mixture. For more uniform and permeable collector accounting the hysteresis of relative permeability leads eventually to an increase in oil recovery by 3-4 percentage points by
increasing the sweep.
5. The full-scale model of the reservoir due to the high inhomogenuity of the pores (mainly low permeability) the part of reservoir
is disconnected from the development because of occluded gas, and express filtering occurs mainly in highly permeable streaks, albeit with the best coverage, but only on the part of the collector.
6. Calculation, conducted without taking into account hysteresis of relative permeability, leads to incorrect increasing the hysteresis effects of relative permeability for gas after water injections.
7. Analysis of calculations with water injection periods shown, that the option with WAG and 3 years period has smaller injection volume and maximum oil recovery rate.
Keywords
WAG, increase oil recovery, water-gas mixture,
hydrodynamic water
References
1. Kokorev V., Karpov V., Darishchev V.,
Akhmadeyshin I., Bugaev K., Dedechko V., Shchekoldin K., Polishchuk A., Shelyago
E., Yazynina I. Gisterezis fazovykh pronitsaemostey pri vodogazovom vozdeystvii na neftyanoy plast [Hysteresis of relative permeabilities in water-gas
stimulation of oil reservoirs]. Proceedings SPE- 171224-RU, Moscow, 2014. 2. ECLIPSE Technical Description, Schlumberger, 2009, pp. 519-538.
лизинг
СПЕЦТЕХНИКИ И НЕФТЯНОГО ОБОРУДОВАНИЯ
НАКОПЛЕННЫЙ ОПЫТ ПОЗВОЛЯЕТ НАМ ЧЕТКО ПОНИМАТЬ ПОТРЕБНОСТИ ВСЕХ УЧАСТНИКОВ НЕФТЕГАЗОВОЙ ОТРАСЛИ
Мы разработали специальные финансовые продукты, способные удовлетворить множество специфических задач:
• При выполнении работ по строительству нефтегазовых объектов
• При выполнении работ по бурению и исследованию скважин
• При выполнении работ по подъему жидкости из скважины
• При текущем и капитальном ремонте скважин
ФАКТОРИНГ ДЛЯ ПОДРЯДЧИКОВ НЕФТЕГАЗОВОГО СЕКТОРА
ООО «Сибирская лизинговая компания» является членом Союза производителей нефтегазового оборудования
ПРОБЛЕМА
Российские строительные и сервисные компании часто сталкиваются с ситуацией, когда, выиграв тендер у крупной нефтегазовой компании на подрядные работы, по условиям тендера они получают оплату со значительной отсрочкой. Несмотря на это тендером предусмотрен жесткий график выполнения работ, для которых необходима специализированная техника.
РЕШЕНИЕ ОТ ООО «СИБИРСКАЯ ЛИЗИНГОВАЯ КОМПАНИЯ»
ООО «СЯК» предлагает строительным и сервисным компаниям нефтегазового сектора финансовый продукт, благодаря которому Вы сможете приобрести необходимую Вам технику, не отвлекая собственные средства.
При этом, под гарантию подрядного договора, мы готовы финансировать с авансом, равным 0%.
18 лет
на рынке!
СИБИРСКАЯ ЛИЗИНГОВАЯ КОМПАНИЯ
Для получения подробной консультации по финансовым услугам обращайтесь в наш Единый информационный центр:
+7 499 576 57 78 • 8 800100 32 44 www.oooslk.ru
26 ДОБЫЧА
УДК 622.276
Физико-химические мУН на поздней стадии разработки месторождений
Т.В. Трифонов
главный геолог1 ТпЮпру I v@mirrico.com
Р.И. Саттаров
директор1
БаНагоу г i@mirrico.com
А.В. хурматуллин
заместитель начальника управления разработки-начальник отдела ТОРНМ2 Hurmatullin@belkam.com
Д.В. Сазонов
ведущий инженер ТОРНМ УР2 Sazonov@belkam.com
1ООО «Делика», Казань, Россия 2ПАО «Белкамнефть», Ижевск, Россия
Поскольку основным методом воздействия на нефтяные пласты является заводнение, повышение его эффективности остаётся основной задачей. Применение методов химического воздействия позволяет повысить добычу нефти, но существует проблема низкой продолжительности эффекта. Это связано с увеличением кратности обработок, ухудшением структуры извлекаемых запасов и с ограниченным спектром технологий, применяемых при определённых геологических условиях. Из этого следует вывод о необходимости поиска новых мУН. Один из методов, который мог бы существенно повысить нефтеотдачу на поздней стадии разработки месторождений — полимерное заводнение.
Ключевые слова
трудноизвлекаемые запасы нефти, перераспределение фильтрационных потоков, выравнивание фронта закачиваемой воды, водорастворимые полимеры, адсорбция полимера на породе, остаточный фактор сопротивления
На месторождениях ПАО «Белкамнефть» применение методов увеличения нефтеотдачи позволяет повысить добычу нефти, но существует проблема низкой продолжительности эффекта. Одной из причин недостаточной эффективности заводнения является высокое соотношение вязкостей добываемой нефти и закачиваемой воды, кроме того, неоднородность пласта усиливает неравномерность продвижения фронта вытеснения. В неоднородных по проницаемости пластах добыча нефти сопровождается преждевременными прорывами вытесняющего агента по наиболее проницаемым зонам, что снижает охват пласта вытеснением и нефтеотдачу в целом. Эффективность заводнения можно повысить с помощью методов физико-химического воздействия на продуктивные пласты [1].
Описываемое месторождение ПАО «Бел-камнефть» по величине запасов относится к средним. Промышленно-нефтеносными на месторождении являются карбонатные отложения верейского горизонта, башкирского яруса, терригенные отложения алексинско-го, тульского и бобриковского горизонтов визейского яруса. Пласты тульского и бобри-ковского горизонтов объединены в единый подсчетный объект и эксплуатируются одной сеткой скважин (рис. 1).
За период эксплуатации месторождения по состоянию на январь 2015 г. проведено 187 геолого-технических мероприятий (ГТМ) на добывающем фонде и 23 мероприятия на нагнетательном фонде.
Основную долю мероприятий на добывающем фонде составили различные модификации кислотного воздействия (71 обработка), ремонтно-изоляционные работы (9 операций), мероприятия по оптимизации оборудования (69 операции) и реперфора-ция (38 операций). Остальные мероприятия проводились в меньших объемах одними из которых являются технологии создания отклоняющих экранов в продуктивных пластах.
Проведённые ГТМ позволили дополнительно добыть 5,7% от накопленной добычи нефти месторождения в целом. Средний удельный технологический эффект составил 606 т нефти на одну скважинную операцию.
На верейско-башкирском объекте разработки выполнено 98 ГТМ, при средней эффективности одного мероприятия 2,3 т/сут. На визейском объекте разработки выполнено 89 ГТМ, средняя эффективность составила 6,9 т/сут.
На месторождении из-за высоких фильтрационных свойств терригенных коллекторов визейского яруса и приёмистости нагнетательных скважин до 1000 м3/сут, при проведении МУН существует необходимость учитывать продолжительность времени геле-образования композиций, в таких условиях наибольшее применение нашли физико-химические МУН, классифицируемые как ВПП — с закачкой в нагнетательные скважины составов в объёме от 450 до 1200 м3 (рис. 2).
В настоящий момент визейский объект месторождения находится на 4 стадии
разработки. В 2011 г. на месторождении была организована система ППД, это привело к росту добычи нефти и объемов попут-но-извлекаемых вод (обводненность продукции увеличилась с 40 до 85%), что было обусловлено прорывами фронта закачиваемой воды. Факт обводнения закачиваемой водой подтверждается проведёнными меж-скважинными индикаторными исследованиями, на основании которых были построены розы-диаграммы направлений и долей нагнетаемой воды в области низкого фильтрационного сопротивления (ФНС) (рис. 3).
Выход индикатора по ряду добывающих скважин фиксировался на следующие сутки после закачки, причем дальнейшее наблюдение показало, что поступление трассера происходило пиками, этот факт свидетельствует о том, что трассирующий агент продвигался не по одному, а по нескольким локальным каналам фильтрации, которые отличаются проницаемостью и протяженностью. Объём воды, фильтрующейся по каналам НФС, в ряде случаев достигал 70%. Данная ситуация способствует активному внедрению физико-химического воздействия для перераспределения потока закачиваемой воды по фильтрационным каналам и выравниванию фронта нагнетаемой воды [2].
На визейском объекте месторождения физико-химические МУН, а именно по ВПП внедрялись с 2012 г. По результатам проведения технологий было получено дополнительно 9,5 тыс. тонн добытой нефти.
На сегодняшний день технологии по ВПП основаны на химической природе реагентов и механизмах физико-химических процессов, приводящих к образованию из них в пластовых условиях блокирующего во-доотклоняющего экрана. Для большинства геолеобразующих технологий наиболее распространены системы на основе полиакри-ламида с различными сшивателями.
С 2012 г. и по настоящее время на месторождении внедрялись полимерные и по-лимердисперсные технологии, отобранные по геологическим характеристиками объекта и критериями применимости технологий (таб. 1).
Принцип действия полимерной технологии заключается в закачке водорастворимых полимеров с добавлением специальных сшивателей, растворы которых способны проникать в глубь пласта и создавать в пластовых условиях потокоотклоняющие экраны.
На основании экспериментальных исследований принципом действия полимер-дисперсной технологии является, то что частицы закачиваемой глины, поступающей в пласт в виде суспензии, вступают во взаимодействие с молекулами ПАА, частично адсорбированными на породе и находящимися во взвешенном состоянии. Адсорбция ПАА приводит к снижению проникновения глинистых частиц в мелкие поры и обеспечивает удержание частиц в пористой среде. Наличие свободных сегментов макромолекул ПАА обеспечивает прочную связь образующихся
