ОЦЕНКА ВОЗМОЖНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ ВОДОГАЗОВОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ ПРИ РАЗРАБОТКЕ АЧИМОВСКИХ НЕФТЯНЫХ ПЛАСТОВ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ

При разработке нефтяных месторождений Западной Сибири проблема повышения нефтеотдачи имеет большое значение.

При постоянном использовании заводнения на месторождениях, извлечение нефти осложняется тем, что вода проходит по участкам имеющим минимальное сопротивление, не затрагивает низкопроницаемые участки. Заводнение не позволяет получить высоких значений КИН, большая часть запасов нефти остается в пласте, а условия дальнейшего ее извлечения заметно осложняются.

Для решения этих проблем рассматриваются много подходов, большинство из которых связаны с закачкой газа в пласт.

Излишки попутно добываемого нефтяного газа, сжигаемого на факелах, наносят весомый вред окружающей среде, вынуждают нефтяные предприятия платить высокие штрафы, изыскивать возможность использования и переработки нефтяного газа.

Согласно государственной задаче о необходимости обеспечения всеми нефтяными компаниями высокой степени утилизации и использовании попутного газа, широкое распространение получила закачка попутного газа в пласт с целью повышения нефтеотдачи.

Целью статьи является оценка применимости данного метода на ачимовских пластах Западной Сибири.

Водогазовое воздействие (ВГВ) – это комбинированный способ разработки нефтяной залежи. Он позволяет сохранить преимущества и устранить недостатки, имеющиеся у закачки газа и у заводнения:

- От заводнения исключаются невысокий коэффициент вытеснения нефти и остается повышенный или высокий коэффициент охвата пластов вытеснением или по-другому, высокий коэффициент заводнения;

- От закачки газа остается высокий коэффициент вытеснения нефти и исключается низкий коэффициент охвата пластов вытеснением.

Во всем мире наблюдается устойчивый рост промыслового применения водогазовых технологий. К настоящему времени технологии ВГВ были применены более чем на 70 месторождениях мира, расположенных как на суше, так и на море. Лишь в единичных случаях промыслового применения ВГВ не удалось получить значительного прироста нефтеотдачи.

Современная классификация технологий газового воздействия представлена на рисунке 1.

Рисунок 1. Матрица технологий вытеснения нефти углеводородными газами

Наиболее распространенным направлением ВГВ является попеременная закачка воды и газа в пласт, известная в мире как технология WAG (Water-Alternating-Gas Injection). Размер оторочек воды и газа может варьироваться от 1 до 40 % от нефтенасыщенного объема пласта. В меньшей степени применяют другой направление – совместная (одновременная) закачка воды и газа в пласт, известная как технология SWAG (Simultaneous Water and Gas Injection).

Однако совместная закачка воды и газа имеет ряд преимуществ перед попеременной закачкой воды и газа. Так, как показал опыт (месторождения Rangely Weber, Kuparuk River, расположенные в США, месторождения Siri, Северное море, Joffre Viking в Канаде), совместная закачка воды и газа в виде водогазовой смеси (ВГС) предпочтительнее поочередной закачки агентов. На отдельных объектах месторождения Joffre Viking была использована как попеременная, так и совместная закачка воды и газа. На объекте, в который закачивалась водогазовая смесь, получена большая нефтеотдача по сравнению с объектом, на котором вода и газ закачивались в виде чередующихся оторочек. Кроме того, эксплуатация добывающих скважин на втором объекте была значительно осложнена резкими прорывами газа, при совместной закачке водогазовой смеси газ поступает на забой добывающей скважины более равномерно. В зависимости от давления закачки, компонентного состава газа и нефти процесс ВГВ может быть несмешивающимся, частично смешивающимся и смешивающимся.

В России проведены опытно-промышленные внедрения технологий водогазового воздействия на пласт на различных месторождениях, включая Ромашкинское, Озек-Суат, Гойт-Юрт, Журавлевско-Степановское, Битовское, Федоровское и Самотлорское месторождения.

Технологии закачки нефтяного газа в пласт

Были исследованы две технологии закачки газа (рисунок 2):

1) в газовую шапку – вертикальное вытеснение нефти газом;

2) в нефтенасыщенную часть пласта – латеральное вытеснение.

Рисунок 2. Технологии закачки нефтяного газа в газовую шапку (а) и нефтенасыщенную часть пласт (б)

Метод закачки газа в газовую шапку обеспечивает утилизацию газа в отличие от латерального вытеснения нефти, при котором закачиваемый газ через определенное время прорывается к добывающим скважинам и возвращается на поверхность.

При разработке месторождения на щадящих режимах при депрессии на пласт Dp=0,1-0,2 МПа с целью минимизации прорывов закачиваемого газа для достижения экономически эффективных дебитов 100-200 м3/сут необходимо выполнение следующих условий: проницаемость – более 0,28 мкм2, длина ствола – более 700 м.

В целом мировой опыт закачки газа в газовую шапку оценивается как положительный. При этом необходимо отметить специфичность геологического строения продуктивных пластов, состава закачиваемого газа и стадии разработки месторождений. Основной геологической особенностью месторождений, на которых применяется закачка нефтяного газа в газовую шапку, является высокая степень связности пласта по вертикали, что характерно для карбонатных рифовых построек монолитного строения. Эта особенность, наряду с химическим составом углеводородного газа, а также с использованием газового воздействия как третичного метода, применяемого после разработки на естественном режиме и заводнения, не позволяет использовать такого рода промысловый опыт на месторождениях Западной Сибири, которые характеризуются терригенным (песчано-глинистым) разрезом, высокой неоднородностью и, как правило, ограниченной связностью коллектора по вертикали.

Применение технологии латерального вытеснения нефти газом позволяет увеличить прирост КИН до 15 % в отличие от метода закачки газа в газовую шапку, который обеспечивает повышение КИН не более чем на 2 %.

Далее будет рассмотрен опыт внедрения водогазового воздействия на следующих российских месторождениях:

1. Журавлевско-Степановское месторождение;

2. Советское месторождение;

3. Самотлорское месторождение;

4. Восточно-Перевальное месторождение.

Первое в отечественной практике месторождение, на котором в промышленном масштабе осуществлялась технология попеременной закачки водогазовой смеси на основе углеводородного газа в пласт, считается Журавлевско-Степановское месторождение, расположенном в Оренбурской области.

За все время попеременного нагнетания в пласт (17 мес) до декабря 1972 г., когда эксперимент был приостановлен из-за начала эксплуатации месторождения только в режиме заводнения, интегральный объем закачки водогазовой смеси достиг 2,6 млн м3 таза и 25,1 тыс. м3 воды. Несмотря на то, что технология нарушалась как по техническим, так и по сезонным причинам (в кон-це 1971 — начале 1972 г. закачка газа не производилась), результатами эксперимента стали:

— увеличение дебатов жидкости (по нефти более чем на 50 %);

— снижение обводненности продукции;

— рост пластового давления до 1,7 МПа;

— рост газового фактора до 45 м3/т.

Технология водогазового воздействия в весьма ограниченном объеме была реализована на Советском месторождении на горизонте АВ1 в 1992-1993 гг. по технологии ТомскНИПИнефти.

Основные запасы нефти Советского месторождения приурочены к кровле вартовской свиты готеривбаррема. Преимущественная часть залежи водоплавающая, с водонефтяным контактом на глубине 1637…1652 м.

Общая продолжительность промышленного эксперемента по совместимой закачке водогазовой смеси составила 9 мес, в течение которых было дополнительно добыто 4 тыс. т нефти. Суммарный экономический эффект составил 50,4 млн р. (затраты на благоустройство составили 1 млн р.) при цене реализации 1 т нефти – 52 1790 р.

Для испытания ВГВ на Самотлорском месторождении было выбрано пять объектов: БВ10, БВ8, АВ2-3, АВ11, АВ13, являющихся аналогами большенства залежей Западной Сибири.

Несмотря на высокую эффективность приминения водогазового воздействия в процессе реализации метода на Самотлорском месторождении, выявлено, что его можно значительно усилить, используя комплекс традиционных и специфических методов регулирования:

- Варьирование разверов оторочек газа и воды;

- Варьирование водогазового соотношения и давления нагнетания газаа;

- Интенсификация отборов жидкости из скважин, не реагирующих или слабо реагирующих или слабо реагирующих на ВГВ, за счет перевода добывающих скважин в фонтанного способа эксплуатации на механизированный;

- Интенсификация с помощью обработки призабойных зон (ОПЗ);

- Ограничение отборов жидкости из скважин с повышенными гаазовыми факторами и обводенностями;

- Изоляция водопромытых зон и зон с промышленной газонасыщенностью с помощью вязкоупругих (ВУС) и пеногелевых систем (ПГС).

Разрабатываемый пласт АС9 Восточо-Перевального месторождения (ХМАО) характеризуется низкой нефтенасыщенностью (0,48) и низкой продуктивностью (средний дебит эксплуатационных скважин по нефти на участке внедрения менее 10 т/сут.) Вязкость нефти в плстовых условиях 1,8 сПз.

Организация «газвого заводнения» (ГЗ) на небольших месторождениях с компрессированием газа с величины в 0,1-0,2 МПа (попутный нефтяной газ) до необходимых 30-35 МПа требует организации на промысле дорогостоящей системы многоступенчатого компремирования.

«Газовое заводнение» на Восточо-Перевальном месторождении реализуется с ноября 2005 г. Накопленный объем закачки воды по скважине №222 к моменту внедрения ГЗ составил 78,8 тыс. м3. За период применения ГЗ, с 1.11.2005 г. по 1.08.2007 г., в пласт закачано 16,8 млн н.м3 газа.

С начала реализации технологии дополнительная добыча нефти за счет применения ГЗ на участке нагнетательной скважин №222 составила более 8000 т.

Во всем мире наблюдается устойчивый рост промыслового применения водогазовых технологий. К настоящему времени технологии ВГВ были применены более чем на 70 месторождениях мира, расположенных как на суше, так и на море.

Первое в отечественной практике месторождение, на котором в промышленном масштабе осуществлялась технология попеременной закачки водогазовой смеси на основе углеводородного газа в пласт, считается Журавлевско-Степановское месторождение, расположенном в Оренбурской области.

По полученным данным был сделан вывод, что при реализации данного метода нефть извлекалась из уплотненных и слабопроницаемых пропластков карбонатного пласта. Добыча в течение года увеличилась в два раза.

Для испытания ВГВ на Самотлорском месторождении было выбрано пять объектов, являющихся аналогами большинства залежей Западной Сибири.

Несмотря на высокую эффективность приминения водогазового воздействия в процессе реализации метода на Самотлорском месторождении, выявлено, что его можно значительно усилить, используя комплекс традиционных и специфических методов регулирования.

Список литературы:

1. Ваньков А.А. Опыт промышленной реализации технологий водогазового воздействия с закачкой водогазовой смеси в пласт. Часть 2 / А.А. Ваньков, Р.Г. Нургалиев, Ю.А. Червин, В.В. Зацепин // Нефтепромысловое дело. – 2007. - №3 – С. 10-12.
2. Зацепин В.В. Опыт промышленной реализации технологий водогазового воздействия с закачкой водогазовой смеси в пласт. Часть 1 // Нефтепромысловое дело. – 2007. - №2 – С. 9-15
3. Зацепин В.В. Основные факторы, определяющие эффективность водогазового воздействия с одновременной закачкой воды и газа / В.В. Зацепин, Р.А. Максутов // Нефтепромысловое дело. – 2008. - №10 – С. 18-24.
4. Кокорев В.И. Газовые методы – новая технология увеличения нефтеотдачи пластов // Нефтепромысловое дело. – 2009. - №11 – С. 24-26.
5. Латыпов А.Р. Методические вопросы повышения нефтеотдачи пластов путем закачки углеводородного газа / А.Р. Латыпов, И.С. Афанасьев, В.П. Захаров, Т.А. Исмагилов // Нефтяное хозяйство. – 2007. - №11. – С. 28-31.
6. Трофимов А.С. Газовое и водогазовое воздействие с использованием методов регулирования на Самотлорском месторождении / А.С. Трофимов, Н.Р. Кривова, С.П. Шатило, С.В. Мигунова, С.В. Гусев и др. // Новые технологии разработки и повышения нефтеотдачи.