Full Text

Введение Значительная доля геологических запасов месторождений Республики Коми представлена высоковязкой нефтью. Эффективная выработка этих запасов возможна при реализации термических методов повышения нефтеотдачи. Из общего количества известных методов, целью которых является тепловое воздействие на продуктивные пласты, эффективной является пароциклическая обработка (ПЦО). Метод успешно опробован на пермокарбоновой залежи Усинского месторождения и на залежи ассельско-сакмарского яруса Осваньюрского месторождения. Однако в условиях высокой стоимости данного мероприятия (цена стационарных парогенераторов (ПГ), стоимость их монтажа и обвязки, обвязки устьев нагнетательных скважин, а также строительства проектных скважин) актуальным представляется его грамотное планирование, включающее не только обоснованный выбор скважин-кандидатов для воздействия, но и оптимизацию технологических параметров проведения самой операции (количество циклов обработки, степень сухости пара, темп закачки пара, продолжительность пропитки и т.д.). Решение указанной задачи может быть выполнено с использованием геолого-гидродинамической модели. Приведены результаты исследования, целью которого являлось обоснованное планирование пароциклических обработок скважин верхнепермской залежи (P2u-IV) Усинского месторождения насыщенной высоковязкой нефтью с использованием геолого-гидродинамической модели. Исходные данные Процесс создания трехмерной цифровой гидродинамической модели состоит из ряда последовательных этапов с характерными методами, процедурами и промежуточными результатами. Трехмерное геологическое моделирование залежей нефти Усинского месторождения проводилось в программном комплексе IRAP RMS (компания ROXAR). Исходными данными для моделирования петрофизических параметров являлись результаты попластовой интерпретации данных геоинформационных систем (ГИС) - кривые пористости, проницаемости и нефтенасыщенности. Определение значений коэффициентов пористости, проницаемости и нефтенасыщенности проведено только в коллекторах. Моделирование в непроницаемой части разреза не осуществлялось. С целью сохранения геологической неоднородности верхнепермских отложений Усинского месторождения процедура перехода от подробной геологической модели к укрупненной гидродинамической (ремасштабирование) не проводилась. Для гидродинамической модели объекта P2u-IV выбрана изотермическая модель двухфазной трехкомпонентной фильтрации «мертвой» нефти. На обоснование выбора оказали влияние следующие факторы: отсутствие свободного газа, отсутствие закачки газа, условие, что разработка за весь период адаптации велась при пластовом давлении выше давления насыщения. При моделировании разработки залежи P2u-IV создана изотермическая модель «нелетучей» нефти BlackOil в формате симулятора IMEXCMG. При разработке залежи планируется проведение термических методов повышения нефтеотдачи пласта. Таким образом, в качестве расчетного модуля должен использоваться симулятор, который позволяет рассчитать изменения тепловых свойства флюидов породы, а также решать уравнения тепломассопереноса. Данным требованиям полностью удовлетворяет симулятор тепловых (неизотермических) и специальных процессов CMG STARS. При моделировании проводилась нормировка базовых зависимостей относительных фазовых проницаемостей (ОФП), а также модификация формы кривой ОФП, исходя из фактической динамики обводнения добывающих скважин. Кривые капиллярного давления не модифицировались. В гидродинамической модели адаптация истории производилась с учетом результатов эксплуатации девяти скважины. Задача настройки модели заключалась в воспроизведении истории разработки с 1986 г. (32 года). Исходными данными служили [1]: - траектории скважин, координаты забоев и пластопересечений в соответствии с геологической моделью месторождения; - динамика дебитов нефти, воды и жидкости из базы данных в соответствии с месячной и годовой отчетностью с начала разработки по состоянию на 01.01.2019 г.; - динамика интервалов перфораций и изоляций скважин, а также геолого-технологические мероприятия по скважинам; - результаты промыслово-геофизических исследований добывающих скважин; - динамика пластовых и забойных давлений по скважинам, полученных по результатам гидродинамических исследований скважин. Внешний вид и разрез гидродинамической модели пласта P2u-IV на примере куба нефтенасыщенности представлен на рис. 1. Для гидродинамической модели объекта P2u-IV зависимость вязкости от температуры, тепловые свойства пласта, нефти, воды использовались по аналогии с таковыми пермокарбоновой залежи Усинского месторождения. Зависимость вязкости от температуры представлена на рис. 2. Исходные данные для моделирования ПЦО скважин в программном модуле CMG STARS приведены в табл. 1. Рис. 1. Внешний вид и разрез гидродинамической модели пласта P2u-IV на примере куба нефтенасыщенности Рис. 2. Зависимость вязкости нефти от температуры Таблица 1 Исходные данные для моделирования ПЦО Параметр Показатель Свойства пласта Толщина, м 12 (9-14) Горизонтальная проницаемость, мкм2 0,760 Пористость, % 25,6 Объемная упругость, 1/кПа 5,8·10-5 Теплопроводность, Дж/(м·сут·°С) 2,16·105 Теплоемкость, Дж/(м3 · °С) 3,35·106 Свойства вмещающих пород Теплопроводность, Дж/(м·сут·°С) 2,16·105 Теплоемкость, Дж/(м3·°С) 3,35·106 Свойства нефти Тип модели «Мертвая» нефть Молекулярная масса, кг/гмоль 0,455 Плотность в условиях пласта, кг/м3 913,0 Вязкость в условиях пласта, мПа·с 242,3 Давление насыщения, МПа 3,6 Газосодержание, м3/т 12 Объемный коэффициент 1,031 Объемная упругость, 1/кПа 5,8·107 Термическое расширение, 1/°С 6,84·10-4 Теплопроводность, Дж/(м·сут·°С) 1,495·105 Теплоемкость, Дж/(м3·°С) 1,15 Пластовые условия Давление, МПа 11,6 Температура, °С 20 Нефтенасыщенность 0,61 Моделирование процесса ПЦО скважины Для моделирования ПЦО использован программный модуль CMG STARS, который позволяет моделировать композиционные, тепловые, геомеханические (трещинообразование, уплотнение, обрушение породы) процессы в присутствии дисперсных компонентов (полимеров, гелей, частиц породы, эмульсий, пен) или без них, а также процесса внутрипластового горения. Разработка верхнепермской залежи высоковязкой нефти планируется с применением термических методов увеличения нефтеотдачи - ПЦО. Моделирование ПЦО проводилось на 9 скважинах, из них 4 - действующие добывающие (обработки с 2022 г.), вывод из консервации одной скважины в 2022 г., переводы с нижележащего объекта по одной скважине с 2022-2024 гг., одна проектная добывающая - в 2024 г., согласно действующему проектному документу [2]. Пароциклическая обработка проходит в три основных стадии: - период закачки пара; - период выдержки; - период добычи. Подбор количества циклов осуществлялся расчетным путем на основе оптимальной работы скважины. Для определения оптимального количества проведены расчеты с 7, 5 и 3 циклами. Также выполнен прогнозный расчет работы скважины без пароциклических обработок. По результатам расчета выявлена наибольшая накопленная добыча нефти при проведении 5 циклов ПЦО (рис. 3). При большей периодичности обработок закачиваемый в скважину пар не успевает пропитать и прогреть призабойную зону. При последующем этапе добычи в скважине добывают сконденсировавшуюся воду и только затем получают небольшой прирост по дебиту нефти. Дебит работы скважины принят за минимальный рентабельной дебит, при достижении которого предполагается проведение цикла закачки (рис. 4). На рис. 5 представлены стадии ПЦО, а также степень изменения вязкости нефти в зависимости от увеличения пластовой температуры в районе скважины № 1000. Факторный анализ эффективности ПЦО При оценке эффективности ПЦО скважин при помощи гидродинамического моделирования получены зависимости от ряда геолого-физических параметров, таких как степень сухости пара, толщина пласта, темп закачки пара, продолжительность пропитки [3-8]. Влияние степени сухости пара. Рассматривались четыре значения степени сухости пара (50, 70, 90 % и 0 % - горячая вода) при одинаковом темпе закачки пара. Результаты расчета показаны на рис. 6 (а). Рис. 3. Накопленная добыча нефти при расчетах с 3, 5, 7 циклами и без пароциклической обработки а б Рис. 4. График отборов нефти при 5 циклах: действующая скв. № 1000 (а) и проектная скв. № 43 (б) Из полученных данных следует, что при увеличении сухости пара добыча нефти возрастает. Это обусловлено тем, что при увеличении степени сухости пара при постоянном темпе его закачки общее количество закачанного в пласт тепла становится больше, что приводит к увеличению объема прогретой зоны пласта и количества нагретой нефти. Средняя температура пласта повышается в процессе стадии закачки и затем снижается по аналогичному тренду на стадии пропитки и добычи для всех рассматриваемых значений степени сухости пара. Различие температуры обусловлено постепенным вводом скважин в эксплуатацию и проведением на них ПЦО. Водяной пар благодаря скрытой теплоте парообразования обладает значительно большим теплосодержанием, чем горячая вода [9-12]. Влияние толщины пласта. Рассматривались три варианта толщины пласта (9, 12 и 14 м) при сохранении неизменными остальных параметров. Результаты расчета представлены на рис. 6, б. По мере увеличения толщины пласта накопленная добыча нефти и воды снижается, поскольку уменьшается отношение прогретого объема пласта к его общему объему. Забойная температура снижается быстрее для пластов с меньшей толщиной. Это обусловлено тем, что чем меньше пласт, тем больше величина теплопотерь в вышележащие вмещающие породы и значительней температурный градиент [13, 14]. Влияние темпа закачки пара. Было рассмотрено три варианта удельного темпа закачки пара - 30, 50 и 75 м3/сут. Из представленных на рис. 6, в, данных следует, что с увеличением темпа закачки пара добыча нефти значительно возрастает, поскольку больше тепла и пароконденсата закачивается в пласт, что также приводит к увеличению объема прогретой зоны пласта [15-20]. С увеличением темпа закачки пара снижение температуры за цикл оказывается меньше. Такая динамика отражает тот факт, что более высокий темп закачки пара способствует нагнетанию в пласт большего количества термической энергии, которая затем медленно рассеивается по пласту и во вмещающие породы [11, 12]. Влияние давления нагнетания пара. Оценивались три варианта давления нагнетания (13, 16,5 и 20 МПа). Результаты расчетов представлены на рис. 6, г. Как видно из полученных данных, с увеличением давления нагнетания возрастала и температура закачиваемого пара при постоянном темпе закачки и степени сухости. Было отмечено некоторое увеличение накопленной добычи нефти и воды при росте давления нагнетания пара. Однако обнаруженный эффект оказался незначительным по причине стабильности остальных влияющих факторов. По мере роста забойного давления снижалась скрытая теплота парообразования, что привело к уменьшению общего количества тепла, закачанного в пласт, также возросли теплопотери во вмещающие породы, которые зависят в большей степени от температуры, чем от количества закачанного тепла; более высокая температура пласта способствовала большему вступительному дебиту скважины по нефти, из-за этого больше тепла терялось с добываемой жидкостью на начальном этапе стадии добычи [21-26]. а б Рис. 5. Разрез из гидродинамической модели по скважине № 1000 на примере кубов температуры (а) и вязкости (б) нефти Влияние продолжительности пропитки. Проанализированы три значения продолжительности интервала пропитки - 20, 30 и 40 сут [27-32]. Полученные результаты представлены на рис. 6, д. Выводы по результатам численных экспериментов При обобщении полученных данных сделаны следующие выводы: - увеличение степени сухости пара приводит к росту добычи нефти, поскольку с этим связано увеличение количества теплоты, приходящейся на единицу объема пласта, так как большая доля термической энергии закачивается в виде скрытой теплоты парообразования. Каждая единица объема закачанного пара содержит больше теплоты по причине наличия тепла в скрытой форме, и поэтому наблюдается более высокий дебит нефти. В связи с этим для увеличения добычи нефти рекомендуется использовать пар с большей степенью сухости [33-35]; - для большей толщины пласта плотность термической энергии снижается. Это связано с тем, что больший объем пласта контактирует с паром. Таким образом, чрезмерно большая толщина пласта может привести к низким приростам дебита нефти, так как плотность теплоты в таком пласте оказывается чрезвычайно высокой, что ведет к большим теплопотерям во вмещающих породах [36-39]; - высокий темп закачки пара способствует доставке в пласт большего количества тепла и увеличивает добычу нефти. Но слишком высокий темп закачки пара может привести к перегреву пласта, что в свою очередь может стать причиной больших теплопотерь и снизит термическую эффективность процесса. Оптимальный темп закачки пара способствует меньшим теплопотерям и максимальному объему паровой камеры [40, 41]; - увеличение забойного давления оказывает незначительный эффект на добычу нефти, поскольку снижается скрытая теплота парообразования. При этом общее количество теплоты, вносимое паром в пласт, увеличивается также незначительно [42, 43]; - положительное влияние на эффективность ПЦО горизонтальной скважины оказывают сокращение продолжительности периода пропитки, поскольку это способствует повышению термической эффективности процесса многократной ПЦО за счет лучшего использованию закачанного тепла [44]. Необходимо отметить, что наиболее эффективным является индивидуальный подход к выбору оптимальных параметров ПЦО для каждой отдельной скважины с учетом ее строения, особенностей [45, 46]. а б в г д Рис. 6. Зависимость накопленной добычи нефти и температуры пласта: а - от степени сухости пара; б - от толщины пласта; в - от темпа закачки пара; г - от давления нагнетания пара; д - от продолжительности пропитки Выполнение прогнозных расчетов По результатам проведения факторного анализа выбраны наиболее оптимальные параметры для ПЦО. В качестве сравнения рассчитано три прогнозных варианта работы скважины. Вариант 1 включает в себя параметры технологии, предусмотренные в производственно-технической документации и основанные на применении технологии на скважинах месторождений-аналогов. Вариант 2 включает проведение технологии с параметрами, подобранными в предыдущей главе данной работы. Базовый вариант - прогнозирование динамики работы скважин без применения обработки. Технологические параметры базового и рекомендуемого вариантов ПЦО скважин представлены в табл. 2. На рис. 7 представлены графики накопленной добычи по каждому варианту, откуда видно, что с подобранными параметрами скважина получает значительный прирост добычи нефти. Таким образом, согласно выполненным расчетам, на верхнепермской залежи оптимальным является проведение пяти циклов ПЦО с параметрами, представленными в табл. 2. Сопоставляя полученные результаты в рекомендуемом варианте с базовым вариантом обработки и работой скважины без проведения технологии, можно сделать вывод, что проведение пяти циклов ПЦО скважин в оптимальном режиме позволяет получить прирост накопленной добычи нефти. Относительно варианта c применением ПЦО с базовыми параметрами за 17 лет (2035 г.) прогнозного расчета накопленная добыча выше на 5 %. Таблица 2 Технологические параметры базового и рекомендуемого вариантов ПЦО скважины Параметр Базовый Рекомендуемый Число циклов ПЦО 5 Период закачки Рабочий агент Пар Пар Максимальное давление закачки, МПа 15,0 20,0 Максимальный темп закачки, м3/сут 40,0 50,0 Степень сухости, % 70,0 90,0 Продолжительность периода закачки, сут 30,0 30,0 Период пропитки Продолжительность периода пропитки, сут 30,0 30,0 Период добычи Минимальное забойное давление, МПа 3,6 3,6 Максимальный темп отбора жидкости, м3/сут 110,0 110,0 Продолжительность периода добычи, сут 330 330 Расчет основных экономических показателей Основная цель выполненных расчетов заклюючается в оценке технико-экономических показателей эффективности вариантов эксплуатации скважин верхнепермской залежи Усинского месторождения, предусматривающих работу скважин в условиях естественного режима и проведение многократных ПЦО при базовом и рекомендуемом вариантах. Затраты на промысловое обустройство для варианта эксплуатации с применением ПЦО включают стоимость стационарных парогенераторов, их монтажа и обвязки, обвязки устьев нагнетательных скважин, а также стоимость строительства проектных скважин. В эксплуатационных расходах учтены следующие основные статьи прямых затрат: производство и закачка пара (для ПЦО скважин), на электроэнергию, подготовку нефти, сбор и транспорт нефти, заработную плату. На рис. 8 представлен график чистого дисконтированного дохода. В табл. 3 приведены значения чистого дисконтированного дохода при рекомендуемом варианте ПЦО, варианте с ПЦО с базовыми параметрами и базовом варианте работы скважины на естественном режиме сроком 17 лет. В табл. 4 представлены основные параметры при экономическом расчете. Срок окупаемости составил 4 года для рекомендуемого варианта при капитальных вложениях 676,6 млн руб. и эксплуатационных затратах - 546,3 млн руб. Для остальных вариантов срок окупаемости составил около 5 лет. График чувствительности (рис. 9) показывает зависимость чистой прибыли от основных параметров: цены на нефть, капитальных и текущих затрат. Зависимость учитывает изменение NPV при рекомендуемом прогнозном варианте от двадцатипроцентного отклонения основных экономических показателей. Как видно по графику чувствительности, при изменении цен на нефть, кАпитальных и текущих затрат на 20 % наиболее значимым параметром является стоимость нефти. Рис. 7. Сравнение динамики добычи нефти по трем вариантам Таблица 3 Чистый дисконтированный доход по трем вариантам Вариант NPV, млн руб 1. Базовый без ПЦО 1,14 2. С применением ПЦО с базовыми параметрами 160,01 3. С применением ПЦО с оптимальными параметрами 190,53 Таблица 4 Расчет экономических показателей Показатель Значение Нефть на внутреннем рынке (с НДС), руб./т 14 500 Норма дисконта, % 15 - налог на прибыль, % 20 - НДС, % 20 - налог на добычу нефти, руб./т 9140 - добывающая нефтяная наклонно-направленная скважина, руб./м 71 038,4 - перевод на другой горизонт, тыс.руб./скв.-операц. 5276 Курс доллара, руб./ долл. 65 Рис. 8. Чистый дисконтированный доход по трем вариантам прогноза Рис. 9. Анализ чувствительности Заключение В исследовании оценивалась эффективность пароциклических обработок скважин на верхнепермской залежи Усинского месторождения с учетом влияния геолого-промысловых и технико-экономических факторов. На основе применения гидродинамической модели установлено, что использование пароциклических обработок скважин позволяет кратно повысить охват и нефтеотдачу пласта. Опираясь на проведенные многовариантные расчеты, были обоснованы наилучшие технологические параметры многократного проведения пароциклических обработок скважин. Выполнен аналитический обзор исследований в области моделирования и оптимизации ПЦО скважин, рассмотрены существующие модели ПЦО скважин, поиск оптимальных вариантов и особенности проведения. Также описано геологическое строение месторождения. Приведены общие сведения о месторождении, строение залежи, стратиграфия, тектоника, нефтеносность. Особое внимание уделено свойствам и составу добываемых флюидов. Проведен анализ состояния разработки верхнепермской залежи Усинского месторождения по состоянию на 2019 г., который содержит сведения об объемах добычи нефти, газа и воды. Приведена оценка эффективности разработки. Представлен анализ геолого-технических мероприятий и причины обводнения скважин. Анализ текущего состояния разработки свидетельствует о том, что следует ожидать дальнейшего роста обводненности продукции и ухудшения технико-экономической эффективности ПЦО скважин, что естественно ставит вопрос о соблюдении определенных рекомендаций для увеличения рентабельности ПЦО скважин. В последнем разделе представлена оценка технико-экономических показателей эффективности трех вариантов эксплуатации объекта. Как показывают проведенные расчеты, разработка объекта с применением ПЦО скважин оказывается значительно эффективнее, обеспечивая дополнительный прирост накопленной добычи нефти. Согласно проведенным технико-экономическим расчетам внедрение пароциклических обработок скважин на верхнепермской залежи Усинского месторождения способствует получению большего чистого дисконтированного дохода по сравнению с использованием скважин в условиях естественного режима разработок.

About the authors

Maksim B. Savchik

Author for correspondence.
Email: maksim.Savchik@pnn.lukoil.com
Perm, Russian Federation

Lead Engineer of the Division for the Creation and Monitoring of Hydrodynamic models

Daria V. Ganeeva

Email: Darya.Ganeeva@pnn.lukoil.com
Perm, Russian Federation

1st category Engineer of the Division for the Creation and Monitoring of hydrodynamic models

Aleksei V. Raspopov

Email: aleksej.raspopov@pnn.lukoil.com
Perm, Russian Federation

PhD in Engineering, Deputy Director of the Branch for Scientific Work in the Area of Field Development

References

Statistics

Views

Abstract - 366

PDF (Russian) - 622

PDF (English) - 109

Refbacks

• There are currently no refbacks.