ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАЗРАБОТКИ МЕЩЕРЯКОВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ ОАО «УДМУРТНЕФТЬ» ЗА СЧЕТ РЕАЛИЗАЦИИ ВОДОГАЗОВОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПЛАСТ

Постепенное истощение запасов нефти в высокопродуктивных нефтенасыщенных коллекторах требует ускоренного развития современных технологий извлечения нефтей категории трудноизвлекаемых. Такая категория запасов нефтей в карбонатных коллекторах в значительных объемах сосредоточена в Удмуртии, Татарстане, Башкортостане, Пермской области.

 Вопрос повышения эффективности разработки месторождений с трудноизвлекаемыми запасами (ТРИЗ) крайне актуален для ОАО «Удмуртнефть». Месторождения, стоящие на балансе компании, отличаются повышенной долей трудноизвлекаемых запасов (свыше 60 %). Примерно 18 % извлекаемых запасов составляет высоковязкая нефть и около 77 % запасов содержат высокосернистую нефть. В результате, залежи вязких и высоковязких нефтей вкупе с низкими дебитами скважин являются малоэффективными или нерентабельными для разработки.

Ярким примером является Мещеряковское месторождение, введенное в разработку в 1989 г. В промышленной эксплуатации находятся три объекта – башкирско-верейский, визейский, турнейский.

По состоянию на 2019 г. в целом из залежей Мещеряковского месторождения с начала разработки добыто 73,6 % от начальных извлекаемых запасов (НИЗ). Текущий КИН составил 0,201 д.ед., при этом по объектам разработки значения варьируются от максимального значения 0,219 д.ед. на башкирско-верейском объекте до минимального 0,139 д.ед на турнейском объекте разработки (C1t).

Нефть пласта C1t характеризуется высокой вязкостью (301,65 мПа∙с), плотностью 0,958 г/см³, газонасыщенностью 2,88 м³/т. Добывающий фонд состоит из двух скважин со средним дебитом по нефти 5,4 т/сут. [4]

Невысокие дебиты скважин объясняются не только низкими коллекторскими свойствами пласта (проницаемость 0,127 мкм², коэффициент пористости 0,12 д.ед., коэффициент нефтенасыщенности -0,83 д.ед) и высокой вязкостью нефти, но и невысокими пластовыми давлениями (9,7-11,0 МПа) при давлении насыщения 9,8 Мпа (рисунок 1).

Рисунок 1. Карта изобар по турнейскому объекту

В связи с высокой вязкостью нефти организация системы ППД не подтвердила свою эффективность. Между тем, в условиях прекращения закачки с 2005 года динамика пластового давления характризуется стабильностью за весь последующий период разработки, что свидетельствует об активной связи залежи с пластовой водонапорной системой.

За последние пять лет на турнейских скважинах для повышения производительности проведены два мероприятия: РИР на скважине № 3405 в 2015 году позволил увеличить дебит по нефти на 2,4 т/сут и ОПЗ на скважине №3354 в 2018г повысил дебит на 4,2 т/сут. [4]

В целом анализ разработки показывает, что для достижения проектного КИН необходимо внедрение более эффективных ГТМ.

Характерной особенностью аномальных нефтей при фильтрации через пористую среду является наличие градиента динамического давления сдвига (ГДДС). При градиентах давления (ГД) ниже ГДДС в пласте образуются области с практически неподвижной нефтью – застойные зоны. Кроме того, образование застойных зон ведет к увеличению фильтрационных сопротивлений в пласте, а значит, и к снижению уровня добычи нефти из залежи.

Согласно проведенных исследований, значительная доля остаточных запасов вязкой нефти приходится на нефть в застойных зонах (20 %), на капиллярно- удержанную нефть (13,5 %) и на нефть в пленочном состоянии (13,1 %).

Эти категории остаточной нефти, как более подверженные воздействию со стороны гравитационных, гидродинамических и капиллярных сил, будут в первую очередь участвовать в процессе перераспределения и консолидации остаточных запасов нефти.

На основе анализа и обобщения теоретических, экспериментальных и промышленных работ разработана классификация методов подавления аномалий вязкости нефтей (рисунок 2), позволяющая систематизировать и целенаправленно выбирать метод воздействия в зависимости от геолого-физических характеристик пласта и нефти [3].

Рисунок 2. Классификация методов подавления аномалии вязкости нефтей

Оценка вклада различных механизмов действия на пласт и пластовую жидкость, влияющих на нефтеотдачу, приведена в таблице 1 [1].

Таблица 1

Сравнение технологий воздействия на пласт для повышения нефтеотдачи

На основании вышеизложенного можно сделать вывод о высоком потенциале реализации технологии водогазового воздействия (ВГВ) на пласт.  При ВГВ в продуктивном пласте происходит насыщение нефти газом, что делает ее более подвижной, и соответственно, более легкоизвлекаемой. Подвижность нефти обратно пропорциональна величине динамической вязкости, следовательно, при большем насыщении нефти газом подвижность нефти возрастает.

Водогазовое воздействие было запатентовано Parrish D. в 1966 г. Первая отечественная публикация о способности чередующейся закачки воды и газа выравнивать фронт вытеснения появилась в 1950 г. За рубежом данная технология была впервые предложена в Канаде. Совместная закачка воды и газа в пласт была впервые испытана в 1962 (месторождение Seelington) [2].

Первые качественные эксперименты показали, что ВГВ в условиях слоисто- неоднородного пласта позволяет улучшить вытеснение жидкостей газом и замедлить прорыв газа. В опытах с прозрачными моделями послойно неоднородного пласта было показано, что чередующаяся закачка газа (воздуха) и воды позволяет выравнивать фронт вытеснения (по сравнению с закачкой воды или газа). В некоторых экспериментах прорыв газа при водогазовом воздействии происходил не только позже, чем при закачке одного газа, но и позже, чем прорыв воды при вытеснении нефти водой [2].

Условиями для успешного осуществления ВГВ являются:

- высокие термобарические условия в продуктивных отложениях;

- низкие фильтрационные свойства коллекторов;

- давление насыщения нефти газом, равное или близкое к начальному пластовому.

Учитывая результаты теоретических исследований и опытно-промышленных работ, наиболее перспективным видится применение водогазового воздействия с объемным содержанием газа в пластовых условиях до 25-30 % для пластов с высокой послойной неоднородностью, содержащих недонасыщенные нефти при относительно невысоком пластовом давлении. При этом повышенная вязкость нефти в пластовых условиях или наличие свободного газа не являются факторами, исключающими возможность реализации водогазового воздействия.

Следует отметить, что опыт реализации ВГВ показал, что технология обладает как достоинствами, так и недостатками (рисунок 3).

Рисунок 3. Преимущества и недостатки технологии ВГВ

Регулирование режимов водогазового воздействия составом газожидкостной смеси является сложной многокритериальной задачей, требующей выявления зависимостей между временными параметрами, величиной водогазового соотношения, адресностью воздействия на объект и технологической эффективностью.

Для определения эффекта от реализации ВГВ на турнейском объекте Мещеряковского месторождения использовалась гидродинамическая модель в программах Eclipse E100 и Tempest More.

Общая толщина продуктивного пласта составила 13,6 м, эффективная нефтенасыщенная толщина – 11,8 м, начальное пластовое давление на уровне ВНК составило 15,5 МПа. Средняя глубина залегания залежи 1163 м. Начальная пластовая температура составила 30 ºС. Плотность нефти принималась равной 959 кг/м³. Зависимость вязкости нефти от температуры определялось по аппроксимации лабораторных исследований (рисунок 4).[4]

Рисунок 4. График зависимости вязкости нефти от температуры

Для закачки водогазовой смеси в пласт предлагается перевести в нагнетательный фонд бездействующую скважину №3401.

Сбор и сепарация нефти Мещеряковского месторождения производится на ДНС. Попутный нефтяной газ характеризуется высоким содержанием азота (достигает 80 %), не представляет коммерческой ценности и утилизируется на факельной установке. Для повышения эффекта от ВГВ предлагается организовать закачку в пласт горячих продуктов сгорания ПНГ на факельной установке.

В процессе движения газа по системе водоводов и НКТ происходят тепловые потери, по расчетам при достижении забоя скважины температура газа составит не более 130 ⁰С.

Расчеты показали, что после шести месяцев работы температура пласта повысилась до 35 ⁰С. После двух лет динамика показывает, что температурное поле между скважинами достигает до 58 ⁰С и начинает распространяться вверх и вниз. Через 60 месяцев работы добывающей и нагнетательной скважины температура по разрезу составила 58 ⁰С всего моделируемого района пласта.

Соответствующую динамику показывает и вязкость нефти в пластовых условиях. За 12 месяцев работы скважины вязкость нефти в пласте между добывающей и нагнетательной скважиной составила 187 мПа∙с, а через 5 лет вязкость нефти в среднем по пласту снизилась до 30 мПа∙с.

Динамика изменения давления также показывает положительные темпы роста. За 12 месяцев работы нагнетательной скважины давление на подошве пласта достигло 80 % от начального значения и составило 12,4 МПа. В период от двух до четырех лет давление на кровле пласта держалось примерно на одном уровне от 12,7-12,8 МПа и далее стабилизировалось на уровне 13,0 МПа.

Сводный график с динамикой геолого-физических характеристик пласта и вязкости нефти приведен на рисунке 5.

Рисунок 5. Динамика геолого-физических характеристик пласта и вязкости нефти турнейского объекта при реализации ВГВ

Таким образом, эффект от применения ВГВ несколько отстоит по времени от начала применения воздействия на пласт. Величина эффекта зависит от объема свободного газа в пласте и от величины пластового давления. Увеличение пластового давления создает благоприятные предпосылки для интенсивного растворения газа в нефти и изменения свойств нефти.

На основании динамики изменения вязкости нефти и пластового давления были рассчитаны проектные объемы добычи нефти (рисунок 6).

Рисунок 6. Сравнение достигаемых КИН по вариантам разработки

Расчеты показывают, за 10 лет разработки турнейского яруса по базовому варианту КИН достигнет 0,158 д.ед, при реализации ВГВ 0,204 д.ед, что превышает проектное значение. Таким образом, реализация ВГВ с закачкой горячих продуктов сгорания ПНГ в пласт целесообразна с технологической точки зрения.

Заключение

Мещеряковское месторождение ОАО «Удмуртнефть» введено в промышленную эксплуатацию в 1989 г. В разработке находятся три объекта – башкирско-верейский, визейский, турнейский.

Месторождение находится на завершающей стадии разработки, характризующейся падающими объемами добычи нефти, высокой обводненностью продукции. К основным осложняющим факторам разработки Мещеряковского месторождения относятся высокая вязкость нефти турнейского объекта, составляющая 309,7 мПахс.

Анализ эффективности применяемых ГТМ на Мещеряковском месторождении показал практическое отсутствие работы с турнейским объектом.

В качестве мероприятий, направленных на интенсификацию добычи высоковязкой нефти турнейского объекта, предлагается рассмотреть эффективность организации водогазового воздействия с закачкой в пласт горячих продуктов сгорания ПНГ.

Технологии ВГВ являются как сопутствующим процессом, который решает вопросы утилизации попутного нефтяного газа в большей степени для малых нефтяных месторождений с отсутствием газоводов, так и основной технологией повышения нефтеотдачи пластов.

Список литературы:

1. Сидоров И.В. Исследование процессов притока высоковязких нефтей в слабосцементированных коллекторах// Дис. на соискание учёной степени кандидата технических наук. Тюмень. 2015г.
2. Вафин Т.Р. Совершенствование технологий водогазового воздействия на пласт на нестационарном режиме Дис. на соискание учёной степени кандидата технических наук. Бугульма.2016г.
3. Гафаров Ш.А. Повышение эффективности разработки месторождений с аномально-вязкими нефтями в карбонатных отложениях// Дис. на соискание учёной степени доктора технических наук. Уфа. 2006г.
4. Технологический проект разработки Мещеряковского нефтяного месторождения Удмуртской республики. г. Ижевск, 2011г.