РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ УДК 622.276.1/4
© Коллектив авторов, 2007
Методические вопросы повышения нефтеотдачи пластов путем закачки углеводородного газа А.Р. Латыпов, И.С. Афанасьев, В.П. Захаров, Т.А. Исмагилов (ООО «РН-УфаНИПИнефть», ОАО «НК «Роснефть»)
О
Особенности технологии В настоящее время разработано и опробовано в промышленном масштабе несколько технологических способов воздействия на продуктивные пласты с применением закачки углеводородного газа (рис. 1) [1-4]. При закачке сухого газа часть относительно легких компонентов нефти переходит на переднем фронте вытеснения в газовую фазу, что способствует обогащению газа промежуточной фракцией углеводородов. В результате этого снижается поверхностное натяжение на границе контакта и возрастает коэффициент вытеснения. Кроме того, при давлении, превышающем давление насыщения, газ частично растворяется в нефти, что увеличивает ее объемный коэффициент (происходит разбухание нефти с повышением нефтенасыщенности) и уменьшает вязкость. При вытеснении нефти обогащенным газом формируется переходная зона на переднем фронте вытеснения, где происходит осушка закачиваемого газа за счет перехода его промежуточных компонентов в нефть. В результате создаются условия для нео-
Methodical problems of reservoirs recovery increase by pumping of hydrocarbon gas A.R. Latypov, I.S. Afanasjev, V.P. Zakharov, T.A. Ismagilov (RN-UfaNIPIneft OOO, Rosneft NK OAO) A matrix of technologies of hydrocarbon gas pumping at oil recovery increase, features of modeling and engineering design, ranges of applicability depending on geological-physical parameters of objects of development are presented. Comparative efficiency of various technologies of hydrocarbon gases displacement of oil is given.
граниченной смешиваемости нефти измененного (облегченного) состава с нагнетаемым газом и протекает процесс, близкий к поршневому вытеснению. При вытеснении нефти газообразными рабочими агентами охват пласта будет значительно меньше, чем при заводнении и, несмотря на прирост коэффициента вытеснения, газовое воздействие в особенности на платформенных залежах, как правило, не способствует увеличению нефтеотдачи. Решить эту проб-
Рис. 1. Матрица технологий вытеснения нефти углеводородными газами
28
11’2007
НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО
РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ лему позволяет водогазовое воздействие, когда газ вытесняет нефть преимущественно из крупных пор, где она находится в виде защемленных капель. Последующая закачка воды из-за препятствия ее движению по крупным загазованным порам приводит к пропитке более мелких каналов (гидрофильный коллектор) и вытеснению из них нефти в более крупные. В настоящее время в связи с отсутствием широкомасштабных проектов на месторождениях России ключевым инструментом при прогнозе технологической эффективности закачки углеводородного газа является гидродинамическое моделирование. Особенности моделирования и инженерного дизайна При создании геологической модели участка воздействия углеводородными газами руководствуются традиционными подходами, принятыми при моделировании нефтяных месторождений. Основными особенностями создания гидродинамических моделей при анализе воздействия на продуктивные пласты углеводородными газами являются: - расчет с использованием композиционной модели, позволяющей учитывать изменение компонентного состава пластовой нефти и газа в результате массообмена; - определение уравнения состояния, описывающего PVT-свойства многокомпонентного флюида; - учет относительной фазовой проницаемости для нефти в зависимости от водо- и газонасыщенности; - учет эффектов гистерезиса для трех фаз (смена режимов дренирование - капиллярная пропитка) и определение параметров гистерезиса на основе лабораторных данных с соответствующей модификацией фазовых проницаемостей для каждого режима фильтрации; - детальное представление неоднородности резервуара для учета эффектов сегрегации газа, в частности, выделение непроницаемых барьеров по вертикали; - анализ пластового давления (начального и в динамике) для учета эффекта смешивания газа с нефтью (модель miscible); - группировка составных компонентов пластовой нефти с сохранением ключевых физических свойств и регрессионное восстановление уравнения состояния. При инженерном дизайне закачки углеводородного газа главным параметром является размер газовой оторочки. Ограничивающим фактором по объемам утилизации газа при вертикальном вытеснении нефти является необходимость равномерного опускания горизонтально расположенного фронта вытеснения (реализуется в массивных и крутопадающих пластовых залежах, имеющих большой этаж нефтеносности). Скорость нагнетания газа в повышенную часть структуры должна быть ниже критической величины, определяемой по формуле [5], (1) где q – расход нагнетаемого газа; S – площадь фронта вытеснения; Δρ, Δμ - разность соответственно плотности и вязкости вытесняемой (нефть) и вытесняющей (газ) фаз; α - угол падения пласта. С другой стороны, скорость нагнетания газа определяется величиной требуемого забойного давления, исходя из необходимости поддержания отбора жидкости на запланированном уровне. Оценка забойного давления в зоне нагнетания и скорости закачки нефтяного газа проводится по формуле Адамова [6]
(2) где рзаб, ру – соответственно забойное и устьевое давление; К0 = 0,0683ρL/zсрТср; ρ - относительная плотность газа по воздуху; L – глубина скважины; λ - коэффициент сопротивления трению в НКТ; zср, Tср – средние значения соответственно коэффициента сверхсжимаемости и абсолютной температуры газа по стволу скважины; q – скорость закачки газа; D – диаметр НКТ. Основным фактором успешности газовых проектов является выбор оптимального объекта воздействия. На первом этапе ранжирования месторождений целесообразно использовать матрицу диапазонов применимости технологий на основе ключевых геолого-физических показателей (см. таблицу). Матрица диапазонов применимости технологий Для реализации проектов по закачке углеводородных газов благоприятны следующие условия: - низкий коэффициент вытеснения при заводнении; - недонасыщенность нефти растворенным газом (рнас < 0,250,5рпл); - наличие мощных непроницаемых покрышек над нефтеносным пластом; - отсутствие трещин (по возможности); - наличие обширных водоплавающих участков (предпочтительно); - достаточный ресурс углеводородного газа; - балансовые запасы нефти на пилотном участке не менее 5 млн. т; - площадная (рядная) система разработки залежи по самостоятельной сетке скважин; - при совместной закачке газа и воды температура в зоне смешения должна быть выше равновесной температуры гидратообразования. Тип коллектора Поскольку повышение нефтеотдачи при закачке углеводородных газов главным образом связано с изменением свойств нефти, минералогический состав пород практически не влияет на эффективность метода. Процесс пригоден для терригенных и карбонатных коллекторов. В то же время ввиду трещиноватой структуры карбонатных коллекторов предпочтительно использовать технологию чередующейся закачки небольших порций газа и воды. Тип залежи В настоящее время проекты по закачке углеводородного газа в целях увеличения нефтеотдачи реализуются на месторождениях различного геологического строения: пластово-сводовых, сводово-массивных, литолого-ограниченных и др. Для месторождений, имеющих высокий этаж нефтеносности или значительную толщину пласта-коллектора, водогазовую репрессию следует организовать по технологии вертикального движения от кровли контакта газ - нефть и от подошвы вода - нефть. Нефтенасыщенная толщина пласта В горизонтально залегающих пластах эффективность газовых методов воздействия повышается с уменьшением нефтенасыщенной толщины, что позволяет предотвратить гравитационное разделение и стабилизировать фронт вытеснения. В этом случае при обогащении закачиваемого газа промежуточной фракцией углеводородов оптимальная нефтенасыщенная толщина после-
НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО
11’2007
29
РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ Условия залегания пласта Метод
Глубина, Давление, м МПа
Свойства коллектора
Свойства нефти
Проницаемость, Температура, Толщина, Нефтенасыщенность, Неоднородность -3 2 °С м % 10 мкм
Вязкость, мПа с
Плотность, Количество 3 г/см АСПО, %
Сухой газ ГВ
<10-50
ВГВ-с ВГВ-п
рпл/(1,31,5) g
20-40
> 70-90
2-20
Однородный
< 50
Умеренно неоднородный
100-800
Сравнительно однородный
5-50
Умеренно неоднородный
50-400
>60-70
ВГВ-ч
<5-10
<20
<0,825
<10-15
<0,88
<10-15
<0,88
<10-15
Обогащенный газ ГВ
<10-15
ВГВ-с ВГВ-п
рпл/(1,31,5) g
15-20
50-80
2-20
>60-70
ВГВ-ч
Однородный
<50
Умеренно неоднородный
100-800
Сравнительно однородный
5-50
Умеренно неоднородный
50-400
<5-10
<20
Оторочка растворителя ГВ
<8-10
ВГВ-с ВГВ-п
рпл/(1,31,5) g
7,5-15
<96
2-20
>40-50
ВГВ-ч
Однородный
<50
Умеренно неоднородный
100-800
Сравнительно однородный
5-50
Умеренно неоднородный
50-400
<5-10
<20
Примечание. ГВ – газовое воздействие; ВГВ - водогазовое воздействие; закачка газа и воды: с – совместная, п – последовательная, ч – чередующаяся.
довательно снижается. Закачку газа высокого давления в газонапорном режиме с испарением можно реализовать в мощных пластах при комбинировании процесса гравитационного вытеснения, а также испарения легких фракций пластовой нефти с последующей конденсатоотдачей на поверхности. Проницаемость Для низкопроницаемых (менее 0,05 мкм2) и сравнительно однородных коллекторов необходимо использовать последовательную закачку значительных по объему порций газа и воды. Нижний предел проницаемости пласта в этом случае тем меньше, чем ближе процесс вытеснения нефти газом к смешивающемуся. Для относительно проницаемых коллекторов (0,05-0,4 мкм2) необходимо использовать чередующуюся закачку небольших объемов рабочего агента (до 5-10 % начального нефтенасыщенного порового объема). Совместная закачка газа и воды ввиду значительного сопротивления при трехфазной фильтрации в пласте требует подбора объектов высокой проницаемости. Неоднородность и расчлененность пласта Нагнетание водогазовых смесей приводит к повышению фильтрационного сопротивления пласта (благоприятное соотношение подвижностей нефти и нагнетаемой водогазовой смеси), что в итоге способствует увеличению коэффициента охвата пласта воздействием в неоднородных по проницаемости пластах. Размер чередующихся оторочек вытесняющих агентов регулирует фильтрационное сопротивление в пласте: с уменьшением их размера последнее увеличивается из-за капиллярных барьеров на границе газ - вода.
30
11’2007
Пластовое давление Высокое давление приводит к росту коэффициента вытеснения и улучшает условия смешивания газа с нефтью, тем самым увеличивая эффективность процесса. Давление, соответствующее точке излома на кривой зависимости нефтеотдачи от давления вытеснения, представляет собой минимальное давление смешивания (МДС). Однако это давление не должно превышать горное, так как возможен прорыв закачиваемых агентов через раскрывшиеся трещины к добывающим скважинам. Пластовая температура При вытеснении нефти сухими газами с ростом температуры (при прочих равных условиях) коэффициент вытеснения увеличивается. Рост нефтеотдачи в данном случае обусловливается интенсификацией процесса испарения промежуточных компонентов нефти и переходом их в газовую фазу с выравниванием состава фаз на фронте вытеснения. При вытеснении нефти обогащенными газами наблюдается обратная картина, поскольку в этом случае рост нефтеотдачи является следствием растворения промежуточных компонентов при переходе их из газовой фазы в жидкую, а рост температуры препятствует данному процессу. Свойства нефти и закачиваемого газа При вытеснении нефти сухими газами высокого давления коэффициент вытеснения возрастает при увеличении содержания в пластовой нефти компонентов промежуточной фракции углеводородов С2-6 и уменьшается с утяжелением остатка С7+. Эффективность вытеснения нефти в зависимости от ее компонен-
НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО
РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
Рис. 2. Оценка эффективности различных технологий вытеснения нефти углеводородными газами
тного состава определяется изменением минимального давления смешения. Корреляционная зависимость МДС от фракционного состава пластовой нефти в этом случае имеет вид [7] МДС = 1125,6 - 484,0/х + 79,4/х2 – 3,6/х3, (3) где х= ΣС2-6/МС (ΣС2-6 – мольное содержание фракции С2-6 7+ в пластовой нефти, %; МС - молекулярная масса фракции С7+ в 7+ пластовой нефти). При использовании обогащенного газа, оперируя его составом, можно создать условия полного смешивания, т.е. добиться максимального коэффициента вытеснения нефти. Преимущество обогащенного газа заключается в возможности достижения смешивания при более низких по сравнению с сухими газами давлениях и независимости коэффициента вытеснения и условий смешивания от содержания промежуточной фракции в пластовой нефти. В общем случае влияние компонентного состава при закачке обогащенного газа (газонапорный режим с конденсацией) описывается следующим аналитическим выражением для расчета МДС (при молекулярной массе фракции С2-6, равной 34) [8]: МДС=43636,9–175,196⋅ у–(322,296–1,276⋅ у)⋅ z+(7,770 × 10-12⋅у5,258⋅е319,8⋅zу-1,073)⋅(1,8⋅Т+32), (4) где у=(2,622/ρС -0,846)6,588 – модифицированная молекуляр7+ ная масса фракции С7+ в пластовой нефти; ρС -0,846 - плотность 7+ фракции нефти С7+; z – мольное содержание метана в газе, %; Т температура, °С. Стадия разработки Результаты лабораторных и промысловых испытаний по закачке нефтяного газа показывают, что прирост коэффициента вытеснения нефти является функцией нефтенасыщенности пласта на момент воздействия (максимальные приросты получены в опытах с начальной нефтенасыщенностью), что свидетельствует о наибольшей перспективности применения водогазового воздействия с начала разработки. В результате анализа различных технологических решений воздействия при закачке углеводородных газов (рис. 2) можно представить ряд повышения эффективности методов в последовательности (прирост коэффициента вытеснения): ГВ сухой газ → ГВ обогащенный газ → ВГВ-п сухой газ → ВГВ-ч сухой газ → ВГВ-с сухой газ → ВГВ-п обогащенный газ → ВГВ-ч обогащенный газ → ВГВ-с обогащенный газ → ГВ, ВГВ ШФЛУ → вертикальное вытеснение ГВ, ВГВ. В условиях реальных нефтяных пластов, характеризующихся неоднородностью разного масштаба, преимущества различных
технологий должны сравниваться с учетом коэффициента охвата вытеснением. Кроме того, приоритет внедрения различных технологий воздействия в значительной степени будет определяться техническими сложностями в промысловых условиях. В частности, внедрение газовых методов в промышленном масштабе осложняется следующими основными проблемами: - высокая капиталоемкость процесса при длительности проектов 15-20 лет с окупаемостью инвестиций через 5-8 лет; - конструкция нагнетательных скважин должна обеспечить работу с давлением до 35 МПа; - преждевременный прорыв газа в добывающих скважинах; - образование газогидратов в технологическом оборудовании на «узких» местах всей технологической линии компрессор – пласт – компрессор; - снижение приемистости нагнетательных скважин при переходе от одного вытесняющего агента к другому. Приведенные в статье матрицы технологий газового и водогазового воздействия, диапазонов их применимости в зависимости от ключевых геолого-физических параметров объектов разработки и сравнительной эффективности позволяют экспертно оценить возможность использования этих методов повышения нефтеотдачи и выбрать оптимальный объект для реализации проектов в промышленном или опытно-промышленном масштабе. Для детального анализа возможности внедрения газовых методов наряду с геологическими критериями применимости необходимо разрабатывать и использовать технологическую и экономическую матрицы при моделировании способа разработки с использованием композиционных моделей. Список литературы 1. Сургучев М.Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. - М.: Недра, 1985. - 308 с. 2. Сургучев М.Л., Сургучев Л.М. Процесс ВГВ в неоднородных пластах // Нефтепромысловое дело. - 1993. - №6-7. - С. 3-13. 3. Степанова Г.С. Газовые и водогазовые методы воздействия на нефтяные пласты. - М.: Газоил пресс, 2006. - 200 с. 4. EOR survey // Oil and Gas Journal. - 2006. - Apr. 17. - P. 45-57. 5. Закс С.Л. Повышение нефтеотдачи пластов нагнетанием газов. М.: Гостоптехиздат, 1963. - 191 с. 6. Коротаев Ю.П., Ширковский А.И. Добыча, транспорт и подземное хранение газа. - М.: Недра, 1984. - 487 с. 7. Slobod R.L., Koch H.A. High-pressure gas injection mechanism of recovery increase // Drilling and Production Practice. - 1953. - P. 82-94. 8. Glaso O. Generalized minimum miscibility pressure correlation // SPEJ. 1985. - V. 25. - №6. - P. 927-934.
НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО
11’2007
31