Сравнение эффективности заводнения и водогазового воздействия на залежи нефти с повышенной вязкостью



При разработке залежей нефти струдноизвлекаемыми запасами (ТРИЗ) углеводородов традиционные системы поддержания пластового давления (ППД) не могут обеспечить высокую эффективность вытеснения нефти. В этом случае встает вопрос о применении более эффективных методов нефтевытеснения. К таким методам относится водогазовое воздействие (ВГВ), которое может осуществляться различными способами. Актуальность применения водогазового воздействия связана с ее эффективным применением в разработке залежей нефти с ТРИЗ.

В данной статье проведена сравнительная оценка эффективности применения различных методов ВГВ на пласт. Эффективность видов ВГВ оценивалась по таким показателям, как изменение вязкости пластовой нефти, изменение газового фактора, изменение пластового давления, накопленная добыча нефти и коэффициент извлечения нефти.

Ключевые слова: водогазовое воздействие, стационарное заводнение, вязкость нефти, накопленная добыча нефти, коэффициент извлечения нефти, переменная закачка, попутный нефтяной газ, газовый фактор, фронт вытеснения.

На данный момент эффективность извлечения нефти основными методами разработки весьма низкая. В среднем показатель нефтеотдачи пластов колеблется от 20 % до 40 %.

Вопрос внедрения современных методов увеличения нефтеотдачи с каждым годом становится всё актуальнее. Приоритетным является развитие интегрированных методов увеличения нефтеотдачи, которые могут обеспечить высокий КИН как на уже разрабатываемых, так и на новых месторождениях.

Водогазовое воздействие является одним из методов увеличения нефтеотдачи, интерес к которому возрастает с каждым годом в силу его перспективности. Это связанно с тем, что данная технология сочетает в себе технологию заводнения и метод закачки газа в пласт. Согласно различным исследованиям введение технологии водогазового воздействия увеличивает коэффициент извлечения нефти в среднем на 10–15 % по отношению к традиционной технологии заводнения. Также интерес к данному методу обусловлен тем, что при водогазовом воздействии в разработку вовлекаются запасы нефти, сосредоточенные в низкопроницаемых коллекторах.

Водогазовое воздействие (ВГВ) — это метод, при котором осуществляется воздействие на продуктивный пласт путем совместной закачки водогазовой смеси, а также последовательной или попеременной закачки воды и газа, за счет чего происходит поддержание, восстановление пластового давления, снижение вязкости нефти, более равномерное распределение фронта вытеснения. Смесь закачивается в разных сочетаниях и модификациях. [1]

Исследование процессов выработки запасов нефти из продуктивного пласта с применением ВГВ проводится на математической модели трехфазной фильтрации. В качестве инструмента исследований используется программный комплекс гидродинамического моделирования «TempestMore 6.7». Данный программный комплекс был выбран в качестве инструмента исследований исходя из следующий критериев:

1. Возможность моделирования высокоточной модели трехфазной фильтрации. Модель предполагает наличие в ней трех фаз: нефть, растворенный газ и вода.

2. Возможность визуализации входных и выходных параметров залежи и рабочего агента. Это дает возможность оперативно оценивать результаты расчета, что позволяет оптимизировать фильтрационную модель.

3. Оптимальное время расчета гидродинамических задач.

Основная цель исследования –определить влияние различных вариаций ВГВ на степень выработки запасов нефти. [2]

Рассмотрим модель элемента системы разработки гипотетической пластовой массивной залежи нефти, имеющей поровый тип коллектора. Цель исследования — выяснить степень влияния водогазового воздействия на изменение вязкости нефти, а также на степень выработки запасов нефти.

Исходные данные для построения модели представлены в таблице 1.

Таблица 1

Исходные данные для построения модели

Средняя глубина залегания, м	1385
Средняя толщина, м	60
Средняя толщина нефтенасыщенная, м	30
Средняя насыщенность нефтью, д. ед.	0,800
Проницаемость, мкм2	0,239
Пластовая температура, С	23
Пластовое давление, МПа	13
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа*с	160
Объемный коэффициент нефти, д. ед.	1,039
Плотность нефти, т/м3	0,874
Давление насыщения нефти газом, МПа	5,7
Газосодержание нефти, м3/т	16,5
Число ячеек модели	25х25х10
Размеры модели, м	500х500х30
Расчетный период, годы	50

В программном пакете Tempest More 6.7 была построена базовая модель пласта (модель 1) с пятиточечной системой расположения скважин. Базовая модель изображена на рисунке 1.

Рис. 1. Объемное представление базовой модели пласта с расположением добывающих и нагнетательной скважин

В базовом варианте при применении стационарной системы заводнения и исходя из периода расчета в 50 лет были получены следующие значения: вязкость нефти и газовый фактор остались неизменными — это связано с отсутствием растворенного газа в нефти, хаотичное изменение пластового давления связано с неравномерностью фронта вытеснения нефти. Накопленная добыча достигла 215 тыс. м³. КИН составил 0, 38 д.

Далее на основе базового варианта были построены 4 модели водогазового воздействия: с попеременной закачкой воды и газа (модель 2), с попеременной закачкой воды в верхнюю часть продуктивного пласта и газа в нижнюю часть продуктивного пласта (модель 3), с попеременной закачкой воды в верхнюю часть продуктивного пласта и газа в нижнюю часть продуктивного пласта и остановкой добычи в период закачки газа (модель 4), с попеременной закачкой воды в верхнюю часть продуктивного пласта и газа в нижнюю часть продуктивного пласта и отложенной остановкой добычи (модель 5).

При моделировании ВГВ задавалась периодичность закачки рабочих агентов для модели 2 и модели 3 в 90 дней и для модели 4 и модели 5 в 180 дней. В модели 1 при использовании водогазового воздействия происходит выравнивание фронта вытеснения и соответственно выравнивание изменения пластового давления. В результате закачки газа в нефтяной пласт происходит растворение газа в нефти. Это изменяет вязкость нефти, которая снижается до 129 сП, что способствует увеличению накопленной добычи нефти до 235 тыс. м³. КИН при этом составил 0,42 д. ед. Из-за неполного растворения газа в нефти происходит увеличение газового фактора до 20,87 тыс м³/м³ и возрастание отбора газа из добывающих скважин.

В модели 3 наблюдается более равномерное изменение пластового давления, а также значительное снижение вязкости нефти до 119,7 сП, которое способствует увеличению накопленной добычи нефти до 239,5 тыс. м ³. КИН составил 0,43 д. ед.

В результате периодической остановки добычи в модели № 4 появились резкие скачки давления. Снижение вязкости нефти происходит более медленно, поэтому в данной модели по сравнению с предыдущей накопленная добыча нефти оказалась ниже, и составила 235,88 тыс. м³. КИН равен 0,42 д. ед. Итоговое значение вязкости нефти на конец периода моделирования составил 107,72 сП.

Далее было принято решение простроить еще одну модель водогазового воздействия (модель 5). В модели проводилась остановка добычи нефти при закачке газа в пласт не с первого года отбора газа, а по истечению 18-ти лет. Это связано с тем, что при таком порядке закачки воды и газа в течении 50-ти лет достигается наивысший показатель накопленной добычи нефти равный 251,49 тыс. м³, а также наблюдается значительное снижение вязкости нефти. На конец моделирования этот показатель был равен 109,05 сП. КИН составил 0,46 д. ед.

На рисунке 2 показано изменение вязкости нефти в результате водогазового воздействия для различных вариантов.

Рис. 2. Динамика вязкости нефти для разных вариантов применения ВГВ

На рисунке 2 видно, что наиболее эффективное снижение вязкости нефти наблюдается в 5 модели.

На рисунке 3 представлено сопоставление полученных КИН. Из данного рисунка видно, что наивысший показатель КИН наблюдается в 5 модели.

Рис. 3. Сопоставление КИН, д. ед. по вариантам применения ВГВ

Таким образом, наиболее эффективным оказался метод водогазового воздействия с отложенной остановкой добычи нефти в период закачки газа. Прирост КИН от применения данного способа ВГВ, по сравнению с применением стационарного заводнения составил 17 %.

Выводы:

1. Рассмотренные модели достаточно достоверно описывает основные особенности разработки залежи нефти повышенной вязкости: возможность образования при разработке фазы свободного газа, изменение свойств нефти и газа с изменением давления.

2. Моделирование ВГВ дает близкие результаты по исследуемым показателям по всем четырем моделям. При этом разница в накопленных отборах нефти остается существенной.

3. Наиболее эффективным является метод водогазового воздействия с отложенной остановкой добычи нефти в период закачки газа.

Литература:

1. Зацепин, В. В. Основные вопросы применения и классификации технологий водогазового воздействия / В. В. Зацепин, Р. А. Максутов // Нефтепромысловое дело. — 2008. — № 12. — с. 16–21.
2. MORE 6.7 Technical Reference. ROXAR, 2011, 152 p.