В данной статье рассмотрен мировой опыт применения технологии водогазового воздействия на пласт с целью увеличения нефтеотдачи. Также рассмотрена эффективность применения данной технологии на различных месторождениях.
Ключевые слова: водогазовое воздействие, коэффициент извлечения нефти, совместная закачка, переменная закачка, диоксид углерода, углеводородный газ.
Технология водогазового воздействия — это один из методов, увеличения нефтеотдачи за счет комбинирования закачки воды и газа. В отличие от воды, которая занимает мелкие гидрофильные поры и сужения, газ как несмачивающая фаза, наоборот, занимает крупные гидрофобные поры, а также, под действием гравитационных сил, частично занимает объем кровли пласта.
Наиболее эффективным, по сравнению со стационарным заводнением, считается применение водогазового воздействия на месторождениях, имеющих геологические неоднородности, на месторождениях с плохими коллекторскими свойствами, а также на нефтяных залежах повышенной вязкости. Как правило, выделяют следующие виды водогазового воздействия на продуктивные пласты: последовательная закачка агентов; попеременная или чередующаяся закачка агентов и совместная закачка агентов в пласт.
Совместная закачка агентов реализуется двумя способами:
– с помощью бустерных установок;
– с помощью эжекторных систем.
Достоинства технологии водогазового воздействия:
– повышение нефтеотдачи пласта за счет достижения в присутствии: газа — более высокого коэффициента вытеснения; воды — более высокого коэффициента охвата;
– снижение темпов прорыва воды в добывающие скважины;
– возможности применения технологии как в составе действующей системы ППД, так и на отдельных скважинах, и на месторождении в целом;
– решение проблемы утилизации попутного газа на промыслах.
Недостатки технологии:
требования к наличию источников газа в требуемых объемах;
– необходимость использования газа повышенного давления;
– усложнение конструкции скважины в связи с повышенными требованиями к герметичности эксплуатационной колоны и НКТ;
– высокие единовременные капитальные вложения по созданию системы газоснабжения. [1]
На сегодняшний день технология ВГВ успешно применяется на более чем 70 месторождениях по всему миру, расположенных как на суше, так и в море. Лишь в единичных случаях при применении ВГВ не удалось добиться значительного увеличения нефтеотдачи, что подтверждает эффективность применения данной технологии
Около 60–65 % проектов водогазового воздействия реализовано на территории США. В данном регионе преобладает использования CO2 в качестве рабочего агента, благодаря которому наблюдается значительное увеличение добычи нефти (с 1987 по 2011 гг. увеличение с 28 до 77 %), в то время как при использовании углеводородных газов добыча снизилась в среднем с 30 % до 20 %, это связано с более высокой технологической эффективностью закачки CO2 и меньшей его стоимостью по сравнению с углеводородным газом.
Так в связи с тем, что успешность проектов с применением углеводородных газов в несколько раз ниже, чем с использованием СО2. закачка углеводородных газов, на территории США, в качестве рабочего агента применяется лишь на Аляске, Другой причиной применения на Аляске закачки в пласт углеводородных газов является действующий запрет на выбросы в атмосферу парниковых газов (федеральный закон National Environment ProtectionAct (NEPA) и экологические стандарты). [2]
На расположенных на суше месторождениях Канады и США, имеющих терригенные коллектора и предусматривающих, согласно проекту разработки, закачку углеводородных газов, не было достигнуто значительное увеличение добычи нефти, но в то же время на морских месторождениях, имеющих терригенные коллектора, наблюдается иная ситуация. Исходя из этого следует, что закачка углеводородного газа в пласт является обоснованной лишь в том случае, если нет иного способа реализации данного газа.
За рубежом, при реализации проектов водогазового воздействия с применением углеводородных газов в качестве одного из рабочих агентов средний прирост КИН составил 8,9 %, в то время как для проектов, реализованных на территории СССР и РФ с использованием углеводородных газов в качестве одного из рабочих агентов показатель среднего прироста КИН составил 9,1 %. В среднем, за последние 15 лет проектный прирост КИН при применении ВГВ составляет 10–12 % в том числе и для режима смешивающегося вытеснения.
В отличие от CO2, использование углеводородных газов обеспечивает режим смешивающегося вытеснения только для легких нефтей (<850–916 кг/м3) при соблюдении в пласте термобарических условий (пластовое давление >15–18 МПа для жирного газа и 24–28 МПа для метана). Исходя из этого можно сделать вывод, что низкая эффективность отечественных проектов ВГВ объясняется тем, что не были соблюдены условия режима смешиваемости (в первую очередь по давлению).
Хотя корреляция между пластовым давлением и увеличением нефтеотдачи относительно базового варианта разработки не прослеживается, из результатов опытно-промышленного использования технологий водогазового воздействия с раздельной закачкой вытесняющих агентов видно, что эффективность использования данной технологии зависит от проницаемости коллектора.
При реализации ВГВ на Битковском месторождении (проницаемость коллектора 0,005–0,007 мкм2) были выявлены следующие проблемы:
– из-за недостаточного давление нагнетания (20 МПа) не была освоена попеременная закачка рабочих агентов в часть нагнетательных скважин;
– не удалось осуществить постоянное поддержание соотношения газа и воды при закачке рабочих агентов в нагнетательные скважины;
– с 1986 г. начали снижаться объемы нагнетания воды и газа. [3]
Определенные технологические проблемы имели место при проведении эксперимента по водогазовому воздействию на Самотлорском месторождении:
– в связи с задержками при закупке, поставке и монтаже компрессорной станции закачка газа была начата с отставанием от сроков, определенных в технологической схеме разработки на 1,5 года;
– перетоки газа были отмечены по всем объектам воздействия;
– зафиксированы нарушения проектной технологии (превышены объемы оторочек газа);
– не достигало проектных значений давление нагнетания газа на устьях нагнетательных скважин, в результате не обеспечивались проектные объемы закачки рабочих агентов, что привело к ухудшению вытеснения нефти.
Таким образом в результате работ, проведенных на Самотлорском месторождении, была принята рекомендация, согласно которой наибольший технологический эффект достигается от применения ВГВ в области низкой проницаемости — менее 0,05 мкм2. [4]
На месторождении PuBei с проницаемостью коллектора 110,5*10–3 мкм2 технологический эффект от ВГВ по ранее заводненным участкам оказался в 1,5–2 раза ниже, чем по участкам, на которых водогазовое воздействие применялось как вторичный метод. В ряде случаев рабочее давление компрессорных станций не позволило обеспечить закачку газа после завершения полуцикла закачки воды, что привело к уменьшению количества нагнетательных скважин. [5]
Ввиду того, что снижение приемистости нагнетательных скважин по газу из-за попадания воды в призабойную зону пласта наблюдается для целого ряда проектов водогазового воздействия, то при закачке воды в низкопроницаемый коллектор может произойти выбытие скважины из нагнетательного фонда, следовательно, к актуальным задачам использования ВГВ в условиях низкопроницаемого коллектора также относится и решение данной проблемы.
На Алексеевском участке в ноябре 2005 года внедрена технология водогазового воздействия на двух отдельных залежах, в трещиновато-поровых карбонатных коллекторах кизиловского горизонта с высокой неоднородностью и низкой проницаемостью коллектора. Увеличении КИН на данном месторождении достигается за счет стабилизации вытесняющего фронта и повышения подвижности пластовой нефти за счет закачки водогазовой смеси. Также при применении данного метода происходит утилизация попутно добываемого газа.
Для реализации ВГВ на Алексеевском месторождении была разработана относительно дешевая и простая технология вытеснения нефти. Для получения наибольшего эффекта, был получен определенный алгоритм закачка водогазовой смеси, с содержание газа в 30 %, так как, согласно результатам исследований, при данных значениях достигается наибольший прирост КИН — порядка 32 %. В результате внедрения данной технологии на Алексеевском месторождении удалось получить величину газосодержания в 12 % и величину текущего КИН в 19,4 %. [6]
Эффективность достигается за счет уменьшения вязкости нефти при помощи растворения в ней закачиваемого газа, отмывающей способности газа, циклической закачки смеси воды и газа, а также благодаря закачке теплой смеси. При компримировании газа выделяется большое количество тепла, что в свою очередь позволяет добиться температуры на 5–6°С выше пластовой.
Таким образом можно сделать выводы о том, что эксперименты по вытеснению нефти из пласта водогазовым воздействием проводятся достаточно давно. Многие из этих экспериментов являются успешными. В тоже время многие области применения данного МУН малоисследованы или не исследованы вовсе. Особо это касается изучения процесса вытеснения водогазовым воздействием нефти с повышенной вязкостью.
Литература:
- Зацепин, В. В. Основные вопросы применения и классификации технологий водогазового воздействия / В. В. Зацепин, Р. А. Максутов // Нефтепромысловое дело. — 2008. — № 12. — с. 16–21.
- Christensen J. R., Stenby E. H., Skauge A. Review of WAG field experience.// SPE Res. Eval.fnd Eug.,April, 2001, p.97–106.
- Иванишин, В. С. Об эффективности создания газоводяной репрессии на Битковском месторождении / В. С. Иванишин, Ж. И. Карнаушевская, Е. И. Лискевич // Нефтяное хозяйство. — 1975. — № 2. — С. 35–38.
- Анализ реализации водогазового воздействия на нефтяные пласты первоочередного опытного участка Самотлорского месторождения / А. С. Трофимов, С. П. Верес, С. В. Гусев, И. П. Талызина // Сб. науч. тр. «Перспективы применения газовых методов повышения нефтеотдачи пластов». ДСП. — М.: Изд-во ВНИИ, 1989. — С. 60–64.
- Case analysis on hydrocarbon alternative gas miscible flooding in PuBei oil field / G. Ping, W. Zhonglin, T. Guangtian, Y. Kailei, L. Bin, L. Yukai, Z. Maolin. SPE 80487.
- Проект реализации водогазового воздействия на Алексеевском месторождении / Р. Х. Муслимов, Р. С. Хисамов, Р. В. Вафин, Н. И. Хисамутдинов, Д. Л. Алексеев, О. И. Буторин, И. В. Владимиров // Нефтепромысловое дело. — 2004. — № 6. — С. 23–31.
