CC BY
14УДК 622.276.654
ПОТЕНЦИАЛ ПРИМЕНЕНИЯ ТЕХНОЛОГИИ ТЕРМОГАЗОВОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПЛАСТ В УСЛОВИЯХ НИЗКОПРОНИЦАЕМОГО КОЛЛЕКТОРА ЛЕГКОЙ НЕФТИ ПО ДАННЫМ ПРОМЫСЛОВОГО ЭКСПЕРИМЕНТА
А. С. Ушакова1, В. В. Зацепин2, А. А. Кудряшов3, П. П. Повжик4
1 ОАО «Зарубежнефть», [email protected] 2 Уфимский государственный нефтяной технический университет, [email protected] Белорусский научно-исследовательский проектный институт нефти, 3 [email protected],
В работе представлены результаты оценки эффективности термогазового воздействия (ТГВ) за счет окислительных реакций, происходящих при взаимодействии нефти с кислородом воздуха, и его отличительных особенностей в сравнении с газовыми методами увеличения нефтеотдачи (МУН). Промысловые результаты действующего проекта закачки воздуха на Вишанском месторождении Республики Беларусь показывают, что закачка воздуха по характеристикам вытеснения отличается от обычной закачки газа в режиме несмешивающегося вытеснения.
Ключевые слова: термогазовое воздействия (ТГВ), закачка воздуха, окисление нефти, закачка газа, смешивающееся/несмешивающееся вытеснение.
THE EFFICIENCY OF HIGH PRESSURE AIR INJECTION INTO LIGHT OIL LOW PERMEABILITY RESERVOIR BY THE FIELD APPLICATION RESULTS
A. S. Ushakova1, V. V. Zatsepin2, A. A. Kudryashov3, P. P. Povzhik4
1 JSC "Zarubezhneft", [email protected] 2 Ufa State Petroleum Technological University, [email protected]
Belarusian Oil Research and Design Institute, 3 [email protected], 4 [email protected]
The efficiency of high pressure air injection (HPAI) and the differences between air injection and gas flooding enhanced oil recovery (EOR) methods are considered. The air injection pilot project performance at Vishanskoe oilfield (Belarus Republic) shows that air injection differ from immiscible gas flooding in sweep efficiency which is the result of oxidation.
Keywords: high pressure air injection, oil oxidation, gas flooding, miscible/immiscible displacement.
Обзор эффективности газовых МУН
Методы увеличения нефтеотдачи, предусматривающие закачку газообразного вытесняющего агента в пласт преимущественно относятся к числу энергоемких, требующих для своей реализации в процессе эксплуатации значительных затрат. При этом энергия в основном расходуется на работу компрессорного оборудования для закачки газа в пласт. По этой причине, в общем виде количество затрачиваемых на реализацию водогазового воздействия (ВГВ) энергетических ресурсов будет являться функцией от пластового давления нефтяной залежи.
Если при этом рассматривать отдельно технологии водогазового воздействия с раздельным (поочередным) нагнетанием в пласт воды и газа и ВГВ с совместной закачкой вытесняющих агентов, то можно констатировать, что вторая группа технологий является более энерговыгодной с позиции затрат на их реализацию из-за меньшей доли газа в составе комплексного вытесняющего агента и более низких давлений закачки [4]. Однако очевидно, что совместная закачка вытесняющих агентов практически неосуществима в низкопроницаемые коллектора с проницаемостью менее 0,05 - 0,1 мкм2 [5], в то же время, в области высоких значений проницаемости коллектора прирост коэффициента вытеснения водогазовой смесью по сравнению с заводнением не превышает 9 - 11% и имеет тенденцию с ростом проницаемости снижаться. В реальных условиях разработки месторождений технологию ВГВ необходимо применять с целью достижения основного технологического эффекта за счет увеличения коэффициента охвата пласта вытеснением.
Нефтяные месторождения, глубина залегания которых превышают 1800 - 2000 м, оказываются в положении, когда для подавляющего большинства из них применение газовых методов с использованием ресурсов попутно добываемого газа оказывается энергетически, и как следствие экономически нецелесообразным. На сегодняшний момент большинство месторождений Западной Сибири, имеющих сильную неоднородность нефтенасыщенного коллектора и сложность тектонического строения совместно залегающих коллекторов с низкой проницаемостью, разрабатываются с применением различных видов заводнения. Что не позволяет достичь проектных уровней нефтеотдачи. В данных условиях необходимость применения газовых МУН становится очевидной.
Из динамики распределение добычи нефти в США за счет применения газовых МУН в зависимости от типа газового агента, приведенной в работе [2] можно видеть, что количество дополнительно добываемой нефти неуклонно растет, при одновременном сокращении объемов использования углеводородных газов (до 26%) и наблюдаемом существенном росте закачки СО2 (диоксида углерода) (до 67%). В отличие от американского континента на территории Западной Сибири отсутствую существенные ресурсы СО2 в виде природных залежей (исключение составляют Семивидовская и Толумская площади Шаимского района), поэтому существует необходимость получения диоксида углерода из иных источников.
Поскольку инфраструктура региона исключает наличие промышленных предприятий продукцией или отходами производства которых является углекислота в непосредственной близости от нефтяных месторождений, то основным способом получения СО2 является процесс окисления углеводородных топлив, в первую очередь высокомолекулярных, как позволяющих получить при сжигании максимальное количество СО2.
Существенную роль играет также тот факт, что ценность высокомолекулярных компонентов нефти существенно ниже низкомолекулярных («легких»), поэтому расходование первых для увеличения добычи вторых является приемлемым.
Особенности термогазового воздействия
Отличительной особенностью термогазового воздействия (ТГВ), по сравнению с обычными газовыми МУН, является тот факт, что генерация газообразного вытесняющего агента происходит непосредственно в нефтяной залежи за счет внутрипластового окисления кислородом воздуха остаточной нефти. Продуктами данной экзотермической реакции будут являться углекислый газ (СО2) и СО.
Для легкой нефти закачку воздуха обычно организуют в случае, если извлечение нефти другими методами не обеспечивает рентабельную разработку месторождения. Это обычно низкопроницаемые гидрофобные коллектора, для которых воздух закачивается с целью повышения давления и создания фронта горения, для обогащения нефти легкими компонентами за счет вытеснения в режиме частичной смесимости газов горения и продуктов испарения с нефтью. При разогреве пластовых флюидов до температуры 250 - 300 °С легкие фракции жидких углеводородов испаряются из нефти и переходят в газовую фазу и в результате последующей конденсации под действием пластового давления образуют оторочку широкой фракции углеводородов. В связи с тем, что для продвижения газовой оторочки по пласту используется закачка воды, то в отношении гидродинамических процессов происходящих в пористой среде и оценки коэффициента вытеснения, справедливы выводы и закономерности, полученные при лабораторном моделировании ВГВ с вытеснением нефти оторочками широкой фракции легких углеводородов [3].
В то же время, в отличие от традиционного водогазового воздействия, термоводогазовое воздействие за счет локальных увеличений фильтрационных сопротивлений обеспечивает более высокий коэффициент охвата вытеснением. Известно, что при традиционном ВГВ с раздельной (поочередной) закачкой вытесняющих агентов газ (вода) продвигаясь сквозь пористую среду, снижают относительную фазовую проницаемость по второму агенту, т.е. выступают в качестве взаимных «понизителей проницаемости». При ТГВ имеет место более сложная ситуацию, когда закачиваемый в пласт газ (воздух) при движении сквозь водонасыщенную пористую среду не вступает в окислительную реакцию, что позволяет использовать гидродинамические модели характерные для режима газовой репрессии, а при попадании в нефтенасыщенные зоны в результате окисления конвертируется в смесь газов, осуществляющих частично или полностью смешивающийся режим вытеснения нефти.
При реализации ТГВ более полно используется энергия нефтяной залежи. Если традицион-
но под энергией пласта подразумевается упругая энергия находящихся в напряженном состоянии под действием пластового и горного давлении жидкости, газа и непосредственно пористого коллектора, то термоводогазовое воздействие использует другую энергетическую составляющую - пластовую температуру. При этом, данный вид энергии (количество теплоты) в отличии от давления не расходуется в процессе ТГВ, а используется для инициирования процесса окисления кислорода воздуха.
Считается, что для реализации технологии необходима и достаточна пластовая температура более 65 °С [6]. Такой уровень температуры обеспечивает высокую скорость протекания процесса взаимодействия кислорода закачиваемого воздуха с углеводородами пласта, что позволяет избежать попадания О2 в добывающие скважины и обеспечить безопасность эксплуатации месторождения. Фактический технологический эффект термоводогазового воздействия можно определить только по фактическим данным пилотных испытаний на промысле.
Практический опыт разработки месторождения путем закачки воздуха в пласт
На опытном участке Вишанского месторождения с июля 2014 г. ведутся опытные работы по изучению применения термогазового воздействия в условиях низкопроницаемых карбонатных коллекторов с пластовой температурой менее 65 С. Закачка воздуха в пласт осуществляется в межсолевую залежь елецко-задонского горизонта указанного месторождения.
Залежь массивная, ограниченная на юге - тектонически, на юго-западе и юго-востоке - зоной отсутствия межсолевых отложений, на западе, севере и востоке условным контуром нефтеносности. Условный ВНК принят на отметке - 2358 м. Коллекторами являются доломиты и доломитизирован-ные известняки, тип коллектора каверново-порово-трещинный. Основную емкость пород-коллекторов в межсолевых отложениях Вишанского месторождения составляют каверны выщелачивания и поры. Во всех коллекторах имеются также трещины, открытая пористость по межсолевым отложениям составляет 0,047 %. Проницаемость образцов меняется от 0,002 до 0,118 мкм2, составляя в среднем 2 • 10-3 мкм2.
Нефтенасыщенные толщины елецко-задонской залежи II блока распространены по разрезу неравномерно. Максимальные нефтенасыщенные толщины приурочены к центральной части залежи и составляют 45 м. Улучшение коллекторских свойств наблюдается по мере приближения к сводовой части залежи и характеризуются невыдержанностью их по простиранию в периферийных частях залежи.
На основании опыта применения закачки воздуха для легких нефтей выработаны критерии применимости метода по геолого-физическим условиям месторождения. Недостатком критериев такого скрининга (критериев применимости) является то, что они определены экспертным путем и могут отражать устаревшие представления. Поэтому не менее важным, чем проверка геолого-физических характеристик залежи по критериям скрининга, является выявление залежей-аналогов [9].
На лепестковой диаграмме отмечена область параметров месторождений, где успешно применялась закачка воздуха и нанесены геолого-физические условия Вишанского месторождения (рис. 1).
Основные ограничения по выбранным параметрам: малая вязкость нефти 1 - 3,5 мПа-с, небольшая толщина пластов 1-10м, небольшая плотность 830-860 кг/м3, глубина 2000-3000 м и повышенные пластовые температуры 85-110 °С.
Вишанское месторождение является нетипичным по целому ряду параметров: имеются отклонения в сторону меньшей пластовой температуры - 56 С, большей вязкости нефти 8,5 мПа с, меньшей пористости и проницаемости, а также слишком большой толщины пласта [1].
Данные отклонения приводят к возрастанию вероятности некоторых неблагоприятных последствий закачки воздуха: невысокая пластовая температура приводит к риску невозгорания нефти, прорыву кислорода воздуха к добывающим скважинам, большая толщина пласта в сочетании с малой проницаемостью может привести к малому охвату пласта по вертикале и латерали [7]. Наличие карбонатного коллектора с сильным варьированием проницаемости также может способствовать ранним прорывам и уменьшению охвата.
Промысловые данные об окислительных процессах в пласте
В качестве первоочередного критерия, свидетельствующего о протекании в пласте окислительных реакций, было выбрано изменение концентрации диоксида углерода в попутном нефтяном газе добывающих скважин опытного участка.
Первой прореагировавшей скважиной оказалась ближайшая скважина, в составе попутного газа
Рис. 1. Скрининг по прецедентам для технологии ТГВ (НРА1) лепестковая диаграмма и характеристики Вишанского месторождения
которой спустя три месяца после начала закачки стало возрастать количество азота из закачиваемого в паст воздуха с 4 до 70 % объемных, процентное содержание диоксида углерода снизилось с базового значения в составе ПНГ 0,5 % до 0,15 % (рисунок 2).
Рис. 2. Изменение состава ПНГ в ходе реализации закачки воздуха
Из рисунка 2 можно видеть, что в течение длительного периода более одного месяца содержание СО2 в продукции скважины снижалось обратно пропорционально увеличению содержания азота.
Однако, начиная со второй половины ноября 2014 года отмечается интенсивный линейный рост содержания диоксида углерода, продолжавшийся в течение двух месяцев, который был идентифицирован как начало окислительных реакций в пласте. Со второй половины января 2015 г. темп роста содержания углекислого газа упал в 5 - 6 раз.
Необходимо отметить, что в период с октября 2014 г. по май 2015 г. динамика газового фактора по скважинам опытного участка соответствовала обычному случаю закачки газа в пласт, когда после прорыва вытесняющего агента к добывающей скважине газовый фактор растет экспоненциально. В случае опытного участка Вишанского месторождения динамика газового фактора с высокой степенью достоверности (Я2 = 0,986) описывалась функцией ГФ = 3Б-184е0,ш. Данная аппроксимация позволяла прогнозировать увеличения значения газового фактора до 1000 м3/т к концу июня 2015 г. и до 1500 м3/т - в августе 2015 г. Что в действительности не произошло.
Рис. 3. Увеличение газового фактора в ходе реализации закачки воздуха
На рисунке 3 показан фактический газовый фактор по этой добывающей скважине за период с начала опытно-промышленных работ по август 2015 г. Можно видеть, что начиная со второй половины мая 2015 г. газовый фактор стабилизировался и незначительно снизился, что совершенно не характерно для обычных газовых методов. Поскольку в данный период объем закачки воздуха в пласт не снижался, а непродуктивная закачка не превышает значения 30 %, данное явление может быть объяснено развитием физико-химических окислительных и массообменных процессов, что также подтверждается изменением компонентного состава попутного нефтяного газа в данный период. Такое изменение газового фактора, нехарактерное для газовых методов, отмечается при анализе проектов закачки воздуха на месторождениях США, в работе [8] прекращение экспоненциального роста газового фактора объясняется формированием оторочки смешивающегося вытеснения. Изменение количества компонентов ПНГ показано на рисунке 4.
Из рисунков 2, 3 видно, что время стабилизации газового фактора соответствует пиковому скачку содержания диоксида углерода, после которого темп роста концентрации СО2 в попутном нефтяном газе увеличился.
Изменение концентрации углеводородных компонентов ПНГ (рисунок 4) не столь значительно, поэтому динамика их изменения более четко отслеживается по изменению такого параметра, как кратность увеличения содержания в углеводородном составе относительно базового (до осуществления воздействия) состава (рисунок 5).
Можно видеть, что в течение длительного времени темп роста различных углеводородных компонентов существенно различался, причем, чем выше молекулярная масса компонента по С4 включительно, тем значительнее было его увеличение относительно базового уровня.
Данное новое явление ранее не описано в научной литературе. По мнению авторов, причиной
С3Н8
С2Н6
С4Н10
450 400 350 300 250 200 150 100 50 0
^ ^ ^ ^ ^ ^ ^л
¿V- ,<,• ¿ъ- ¿ъ- ф
нмц>1 ММ—
ФФ+тт
Рис. 4. Изменение количества добываемого газа по компонентам в ходе реализации закачки воздуха
Рис. 5. Кратность увеличения углеводородных компонентов в составе ПНГ в ходе реализации закачки воздуха
этого является тот факт, что увеличение концентраций углеводородных компонентов носит кратковременный характер и может быть нивелировано в случае продолжительной фильтрации данной оторочки. В случае опытных работ на Вишанском месторождении данное явление было зафиксировано из-за небольшого расстояния между воздухонагнетательной и ближайшей добывающей скважиной.
Выводы
В результате первых полутора лет реализации опытно-промышленных работ по закачке воздуха были получены результаты, свидетельствующие о протекании экзотермических окислительных реакций при пластовой температуре меньше ранее установленной величины (65 С), и о протекании
массообменных процессов приводящих к увеличению содержания компонентов С2-С4 в составе попутного раза.
Высокая неоднородности пластов и медленное протекание окислительных реакций приводит к неравномерному охвату пласта и ранним прорывам азота, а затем и продуктов окисления по прикро-вельной части пласта.
ЛИТЕРАТУРА
1. Антониади Д. Г., Гарушев А. Р., Ишханов В. Г. Настольная книга по термическим методам добычи нефти. Краснодар: «Советская Кубань», 2000. 464 с.
2. Зацепин В.В., Матвеев Ю.Г. Техника и технология водогазового воздействия на пласт классификация и матрица применения. Уфа: Изд-во УГНТУ, 2009. 140 с.
3. Джафаров И.С., Савельев В.А., Стрижнев К.В., Зацепин В.В. Качественная оценка коэффициента охвата по латерали вытесняющим агентом на основе анализа результатов фильтрационных иссле-дований//Нефтяное хозяйство. 2010. № 11.
4. Мамлеев Р.Ш., Прокошев Н.А. Опыт закачки водогазовой смеси для повышения нефтеотдачи пластов // Нефтяное хозяйство. 1979. № 3. С. 32-34.
5. Латыпов А.Р., Афанасьев И.С., Захаров В.П., Исмагилов Т.А. Методические вопросы повышения нефтеотдачи пластов путем закачки углеводородного газа // Нефтяное хозяйство. 2007. № 11. С. 28-31.
6. Антониади Д.Г., Батурин Ю.Е., Берштейн А.М., Боксерман А.А., Кашик А.С., Малышев А.Г., Со-нич В.П. Патент РФ № 2139421 Е21В43/24 10.10.1999. Способ разработки нефтяного месторождения. 2007.
7. Ушакова А.С., Зацепин В.В. Технология инициирования горения путем ззакачки нагретого растительного масла в пласта // Нефтяное хозяйство. 2015. № 8.
8. Montes A.R., Moore R.G., Mehta S.A., Ursenbach M.G., Gutierrez D. Is High-Pressure Air Injection (HPAI) Simply a Flue-Gas Flood? // Journal of Canadian Petroleum Technology. 2010. Vol. 49, no. 2.
9. Klinchev V.A., Telishev S.V., Zatsepin V.V., Ushakova A.S. Laboratory studies and implementation of in-situ combustion initiation technology for air injection process in the oil reservoirs. SPE - 171244, 2014.
