DEVELOPMENT OF high viscosity OIL FIELDS IN CARBONATE COLLECTORS USING CARBON DIOXIDE. ANALYSIS OF WORLD EXPERIENCE

Abstract


The problem of involving the enormous resources of highly viscous oil in the more active development is becoming increasingly urgent, which requires the implementation of modern technologies from oil and gas companies. The use of traditional methods of oil production for the extraction of highly viscous oil does not allow reaching the oil recovery coefficient above 15-20%. Thus, the key issue in solving this problem is the selection and implementation of effective technologies for the extraction of such hydrocarbon resources. Currently, there are a number of technologies based on the use of carbon dioxide as an treatment agent, which are successfully used in high-viscosity oil fields around the world. This article is devoted to the review and analysis of the effectiveness of projects for the carbon dioxide injection in high viscosity fields in carbonate reservoirs. Information is provided on the results of the implementation of projects for the injection of carbon dioxide in domestic and foreign fields. To analyze the effectiveness of the projects, indicators such as the ratio of the injected gas volume to the oil recovered volume, the oil recovery coefficient increase and the oil recovery rate per well were selected. The analysis showed that the ratio of the injected carbon dioxide volume to the oil recovered volume could vary greatly depending on the geological and physical characteristics of the deposits. At the same time, during cyclic injection of CO2, a smaller amount was required in comparison with the areal injection. The increase in the oil recovery coefficient can reached 9.14% with an increase in high viscosity oil recovery rate on average up to 3.8 m3/day/well.


Full Text

Введение По мере опережающей выработки запасов легкой нефти из года в год становится все более актуальным вопрос вовлечения в более активную разработку огромных ресурсов высоковязкой (более 30 мПа·с) нефти [1]. Их освоение требует от нефтегазодобывающих компаний внедрения особых технологий и значительных инвестиций. Применение традиционных широко используемых методов добычи углеводородов для извлечения высоковязкой нефти (ВВН) не позволяет достичь коэффициента извлечения нефти свыше 15-20 %. В связи с этим разработка таких объектов в большинстве случаев становится нерентабельной в рамках действующей налоговой системы. Таким образом, ключевым вопросом в решении данной проблемы является создание и подбор эффективных технологий извлечения ВВН. К настоящему времени уже выполнен значительный объем лабораторных и промысловых исследований, направленных на изучение и испытание новых, в том числе комбинированных, методов извлечения ВВН [2-16]. Одним из уникальных объектов в мире, где в промышленных масштабах осуществляется добыча ВВН, является пермо-карбоновая залежь Усинского месторождения, которая характеризуется чрезвычайно сложным строением нефтенасыщенного коллектора, сложенного карбонатными породами. Разработка основной части залежи на естественном упруговодонапорном режиме и ее геолого-физическая характеристика (глубина пласта, высокая вязкость нефти, наличие трещин, высокопроницаемых суперколлекторов и др.) являются основными причинами невысоких темпов отбора нефти и низкого значения коэффициента извлечения нефти (КИН) [2], который составляет на данный момент 10 %. Возможным вариантом повышения показателей разработки и КИН на пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения является применение комбинированной технологии закачки теплоносителей и техногенного диоксида углерода (СО2), источником которого может стать в перспективе Усинский энергоцентр. В настоящее время существует ряд технологий, основанных на применении диоксида углерода в качестве агента воздействия [9, 17, 18], которые успешно применяются на месторождениях ВВН по всему миру. Среди них выделяются месторождения, являющиеся аналогами пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения по геолого-физической характеристике. Информация о результатах применения технологий с использованием диоксида углерода на данных объектах будет полезной для предварительной оценки возможности их использования в условиях пермо-карбоновой залежи. Далее будут представлены результаты опытно-промышленных работ по извлечению ВВН диоксидом углерода и анализ показателей эффективности реализованных проектов. При закачке диоксида углерода в пласт в зависимости от термобарических условий и состава нефти могут реализовываться различные режимы вытеснения: полностью смешивающееся, частично смешивающееся и несмешивающееся вытеснение. Для пластовых условий залежей высоковязкой нефти, как правило, реализуется несмешивающееся вытеснение, основными механизмами повышения нефтеотдачи при этом являются: снижение вязкости при растворении диоксида углерода в пластовой нефти, увеличение нефти в объеме (разбухание), проявление режима растворенного газа, экстракция легких и средних компонентов нефти и переход их в легкую (углекислотную) фазу, а также снижение поверхностного натяжения на границе «пластовая нефть - СО2» [19-24]. Первый успешный проект несмешивающегося вытеснения нефти углекислым газом был реализован на месторождении Ritchie Field (США, Арканзас) в 1968 г. [25]. В последующие десятилетия, помимо США, значительное количество проектов по несмешивающемуся вытеснению нефти диоксидом углерода были реализованы по всему миру, в таких странах как Китай, Турция, Тринидад, Малайзия, Венгрия, Аргентина, Канада и Бразилия. [26]. На рис. 1 представлено распределение проектов несмешивающегося вытеснения нефти диоксидом углерода на стадии реализации по странам мира. Из рис. 1 видно, что большинство проектов несмешивающегося вытеснения реализуются или реализовывались в США. Это объясняется наличием существенных запасов природного диоксида углерода на территории США и также плотной сети трубопроводов для доставки жидкого СО2 до места закачки [27]. Вплоть до настоящего времени США остается лидером по количеству осуществляемых проектов повышения нефтеотдачи за счет закачки диоксида углерода. По состоянию на 2014 г. на территории Соединенных Штатов Америки реализуется 128 проектов по закачке СО2, причем 88 из них считаются успешными [28, 29]. Рис. 1. Распределение проектов несмешивающегося вытеснения нефти углекислым газом по странам (адаптировано из [26]) Зарубежный опыт применения технологий разработки залежей высоковязкой нефти в карбонатных коллекторах с использованием СО2 Согласно опубликованным данным [26, 30], из 42 проектов несмешивающегося вытеснения нефти СО2 лишь девять осуществлялись в продуктивных пластах, сложенных карбонатными породами. Среди них шесть проектов реализовывались на залежах высоковязкой или сверхвязкой нефти (табл. 1). Месторождения в той или иной степени схожи по своим геолого-физическим характеристикам с характеристиками пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения. Месторождение Nagylengel Является вторым по величине запасов нефти в Венгрии, активно разрабатывалось в период с 1951 по 1973 г. на естественном водонапорном режиме. Нефтенасыщенный пласт имеет сложное геологическое строение и разбит на 14 блоков. Запасы высоковязкой нефти приурочены к отложениям верхнего мела, сложенным органогенным (рудистовым, ракушняковым) известняком и триасовым доломитам с наличием сильной кавернозности, карстовых полостей и трещиноватости тектонического происхождения. Коллектор, насыщенный высоковязкой нефтью, характеризуется высокой трещинной проницаемостью. В 1980 г. месторождение было полностью обводнено. Скважины эксплуатировались с обводненностью продукции, близкой к 100 %. В качестве опытно-промышленного эксперимента была выполнена закачка углекислого газа, источником которого послужил глубокозалегающий горизонт Будафа (Budafa), содержащий природный газ с высокой объемной концентрацией СО2 в составе (до 81 %). Перед закачкой насыщенного СО2 природного газа в сентябре 1980 г. скважины эксплуатировались с обводненностью продукции порядка 96-100 %. Чуть более чем за 4 года, с сентября 1980 г. по конец 1984 г., в пласт было закачано 96,7 млн ст. м3 газа, причем дополнительно было извлечено 40,4 тыс. м3 нефти. Позже, между декабрем 1987 и январем 1988 гг.; было закачано еще 3,6 млн ст. м3 насыщенного СО2 природного газа. Суммарно закачка газа составила 100,3 млн ст. м3. Результаты эксперимента были приняты успешными. Дополнительная добыча нефти составила 05,2 тыс. м3, что соответствует приросту КИН около 9 %. Отмечается также значительное снижение обводненности продукции скважин. Месторождение Bati Raman Расположено в юго-восточной части Турции, было открыто в 1981 г. Продуктивный пласт сложен преимущественно известковыми и меловыми породами. Тип коллектора трещиновато-порово-кавернозный, обладающий сильной неоднородностью по проницаемости. До начала разработки месторождения с применением СО2 коэффициент извлечения нефти составлял порядка 1,7 % от начальных извлекаемых запасов (разработка велась на естественном режиме). Давление в залежи при естественном режиме разработки резко снизилось. Применение заводнения показало незначительный прирост нефтеотдачи. Циклическая закачка углекислого газа на месторождении Bati Raman применялась в качестве опытно-промышленного эксперимента с 1986 г. Источником углекислого газа служило (и служит до настоящего времени) расположенное в 90 км газовое месторождение Dodan [34]. Ввиду особенностей геологического строения залежи закачиваемый газ в одном случае уходил по высокопроницаемым зонам и трещинам из прискважинной зоны, что не позволяло поднять давление до необходимого уровня. В другом случае нагнетание СО2 на ряде скважин приводило к быстрому росту давления на забое скважин из-за их низкой приемистости, из-за чего давление на стадии отбора быстро снижалось, что не позволяло вести добычу на рентабельном уровне. В конечном итоге было принято решение отказаться от реализации технологии циклической закачки СО2 в пользу варианта площадной закачки, которая после 2 лет Таблица 1 Залежи высоковязкой нефти в карбонатных коллекторах, на которых применялась закачка СО2 в несмешивающемся варианте Страна Месторождение Объект Технология(ии) воздействия Год начала реализации Тип породы Источник Венгрия Nagylengyel Блоки VII, VIII, X.-S. Площадная закачка СО2 1980 Органогенный известняк/ доломит [31] Турция Bati Raman - Циклическая закачка СО2, площадная закачка СО2 с закачкой гелей, попеременная закачка воды и СО2 с химическими реагентами 1986 Известняк [32-36] Турция Ikiztepe Sinan Циклическая закачка СО2, площадная закачка СО2 До 1997* Известняк [37] Турция Bati Kozluka Alt Sinan Площадная закачка СО2 2003 Известняк [30] Турция Camurlu Alt Sinan Циклическая закачка СО2 1984 Известняк [38] США Halfmoon Phosphoria Циклическая закачка СО2 До 1992* Известняк/ доломит [39] Примечание: * - нет точных данных, указана дата публикации статьи. реализации была использована уже на всем месторождении. Однако наличие трещиноватости и неоднородностей способствовало тому, что закачиваемый газ резко прорывался к добывающим скважинам, что приводило к снижению эффективности и потере дополнительно добываемой нефти. Для увеличения степени охвата залежи процессом вытеснения на месторождении применялась закачка полимерных гелевых систем и попеременная закачка воды и СО2 с добавкой NaOH и концентрацией 0,5 % мас. Это позволило выровнять профиль приемистости, повысить эффективность вытеснения нефти и снизить обводненность добываемой продукции. Месторождение Ikiztepe Расположено в юго-восточной части Турции. Продуктивный пласт сложен в основном карбонатами, реже доломитами с нерегулярной кавернозностью и трещиноватостью. Источником СО2 для месторождения послужило расположенное по соседству месторождение Camurlu. Для повышения чистоты используемого СО2 от 90 % и выше используется мембранная сепарация. [40] Для опытно-промышленных исследований был выбран участок размером 200×200 м, разбуренный по обратной 5-точечной системе. Закачка СО2 велась в центральную нагнетательную скважину, отбор производился из добывающих скважинах, расположенных по углам участка. Первоначально, перед реализацией площадной закачки СО2, в нагнетательной скважине были выполнены три цикла циклической закачки диоксида углерода для увеличения приемистости скважин, причем было извлечено порядка 146 м3 нефти при закачке 0,195 млн ст. м3 СО2. В результате анализа данных пилотного теста авторами был сделан вывод, что разработка залежи путем закачки СО2 в несмешивающемся режиме является жизнеспособной технологией, которая вполне может быть применима на других подобных месторождения ВВН. Отмечено, что основным фактором, позволяющим извлечь дополнительную нефть, является высокая растворимость углекислого газа в нефти. Месторождение Bati Kozluca Находится в юго-восточной части Турции и было открыто в 1985 г. Основной продуктивный пласт месторождения - Alt Sinan - сложен карбонатными породами. По результатам геофизических исследований скважин и керна на месторождении выделено три фации. Верхняя фация, из которой ведется основная добыча нефти, сложена зернистым известняком с пористостью 22-30 % и наибольшей проницаемостью. Разработка месторождения началась на естественном режиме с 1985 г. с фондом скважин в 41 ед. Пик добычи достиг уровня 274 т/сут в 1987 г., после чего произошел резкий спад, основными причинами которого стали: недостаточность пластового давления, низкий охват залежи, высокие плотность и вязкость нефти в пластовых условиях. С 1994 по 2002 г. добыча нефти на месторождении поддерживалась на одном уровне. Площадная закачка углекислого газа на месторождении была начата с мая 2003 г. через шесть нагнетательных скважин. Источником углекислого газа послужило месторождение Camurlu (залежь Mus). За четыре года разработки месторождения с применением площадной закачки СО2 коэффициент извлечения нефти вырос с 5 до 6,7 %, причем производительность добывающих скважин увеличилась в 2 раза. Около 230 тыс. т дополнительной нефти было извлечено за счет закачки СО2. Газонефтяное отношение составило около 1000 ст. м3 на 1 м3 дополнительно добытой нефти. Проведенные лабораторные исследования и численное моделирование показали, что только за счет регулирования процесса площадной закачки СО2 можно увеличить коэффициент извлечения нефти на месторождении до 9 % без дополнительных затрат на обустройство месторождения. Месторождение Camurlu Расположено в юго-восточной части Турции. На месторождении выделено три продуктивных залежи, находящихся на различных глубинах. Верхний объект Alt Sinan, из которого ведется основная добыча нефти, расположен в меловых отложениях и сложен светло-коричневым известняком. Источником СО2 для залежи Alt Sinan и месторождения Bati Kozluca является нижний объект Mus. Залежь Alt Sinan обладает естественной трещиноватостью. Вертикально и горизонтально ориентированные трещины распределены случайным образом. Добыча на месторождении была начата в мае 1976 г. со среднесуточным дебитом нефти 16 м3/сут, характерным для большинства скважин. В течение двух лет средний дебит по нефти снизился до 2,4-3,2 м3/сут/скв. практически без роста обводненности продукции. Накопленная добыча нефти по состоянию на декабрь 1986 г. составила 110,3 тыс. м3. Ввиду низкой производительности скважин и низкого коэффициента извлечения (менее 1 %) на месторождении в качестве опытно-промышленных исследований был реализован проект по закачке углекислого газа в циклическом режиме (Huff and Puff) на двух скважинах С-11 и С-22. На каждой скважине было выполнено по три цикла «закачка - пропитка - отбор». Закачка диоксида углерода осуществлялась без применения компрессорного оборудования, так как это позволяла величина пластового давления объекта Mus. Результаты опытных испытаний представлены в табл. 2. Авторами работы [30] отмечается, что выполненные обработки скважин не обладали экономической эффективностью, однако показали многообещающие результаты с технической точки зрения. Месторождение Halfmoon Расположено в северо-западной части штата Вайоминг, США. Двадцатью семью добывающими и одной нагнетательной скважиной вскрыты два продуктивных горизонта: а) верхний горизонт Phosphoria залегает в пермских отложениях и представлен карбонатным коллектором трещиновато-порового типа; б) нижний - Tensleep - представлен терригенным типом коллектора с сильной трещиноватостью. В составе попутного нефтяного газа содержится до 94 % СО2. Первоначально месторождение разрабатывалось на малоэффективном естественном водонапорном режиме. Пилотный проект по закачке углекислого газа в циклическом режиме (Huff and Puff) был выполнен на скважине Моррисон 28 верхнего горизонта Phosphoria. Скважина вскрывала ограниченную зону пласта, что позволяло избежать потерь закачиваемого СО2 и достичь устойчивого дебита на стадии отбора (табл. 3). Перед закачкой углекислого газа скважина Morrison 28 работала со среднесуточным дебитом по нефти около 2,4 т/сут при обводненности продукции около 60 %. Стадия закачки диоксида углерода длилась около месяца. За этот период в скважину было закачано порядка 263 тыс. ст. м3 (520 т) СО2. Продуктивный период (когда дебит скважины по нефти после обработки был выше дебита до обработки) длился порядка 2,0-2,5 месяца. Среднесуточный дебит по нефти вырос в 2,2 раза - 5,3 т/сут, что соответствует дополнительной добыче нефти 2,9 т/сут. Обводненность продукции значительно снизилась, однако очень быстро вернулась на прежний уровень. Таким образом, за одну циклическую обработку удалось дополнительно извлечь порядка 84 т нефти. Отмечается также, что вместе с продукцией было отобрано около четверти (28 %) объема закачанного в пласт СО2. Газонефтяное отношение с учетом обратно отобранного углекислого газа составило 3131 ст. м3/т (3285 ст. м3/м3). Таблица 2 Результаты пилотного проекта по закачке углекислого газа в циклическом режиме на месторождении Camurlu (по данным [38]) Цикл Закачка Пропитка Отбор Объем закачки СО2, тыс. м3 Темп закачки СО2, тыс. м3/сут Время пропитки, сут добыча нефти фонтанным способом, м3 добыча нефти механизированным способом, м3 накопленная добыча нефти, м3 средний дебит нефти, м3/сут горнонефтяное отношение*, ст. м3/м3 Скважина Camurlu-11 1 299 3,99 10 30,1 305 335,1 1,7 892 2 296 2,5 19 71,7 346 417,7 1,5 709 3 165 18,3 20 53,8 553,3 607,1 2,6 272 Всего 760 1359,9 559 Скважина Camurlu-22 1 74,2 4,1 13 15 316 331 2,5 224,2 2** 277,8 4,4 12 147 551 698 3 398,6 3 185,5 31,1 10 99 1049 1148 3,2 160,3 Всего 537,7 2176 246,0 В сумме по двум скважинам 1297,7 3535,9 367,0 Примечание: * - определяется как отношение накопленного объема закачки СО2 при стандартных условиях к накопленному объему добытой нефти; ** - цикл выполнен после кислотной обработки скважины в объеме 19 м3 15%-го раствора HCl. Таблица 3 Геолого-физическая характеристика карбонатных залежей высоковязкой нефти, на которых применялась технология закачки диоксида углерода в несмешивающемся режиме Характеристика Месторождение/Объект Nagylengyel/ VII, VIII, X.-S. Bati Raman Ikiztepe/ Sinan Bati Kozluca/ Alt Sinan Camurlu/ Alt Sinan Halfmoon/ Phosphoria Р+С залежь Усинского месторож-дения Глубина залегания, м 2200-2800 1300 880 Нет данных 800 1036 1350 Нефтенасыщенная толщина, м Нет данных 60-70 13-22 60 60 12,2 48,3 Начальная пластовая температура, °С 84-124 65,5 50 Нет данных 47 57,0-60,6 23 Начальное пластовое давление, МПа Нет данных 12,4 12,7 Нет данных 12,0 3,1-6,2 12 Пористость матрицы, % 1-5 14-20 15-23 22-30 11-22 14 19 Проницаемость коллектора по керну, мкм2 / по ГДИС, мкм2 Нет данных 0,01-0,10/ 0,2-2,0 50-400 Нет данных 0,002-0,700 0,017 Менее 0,050/2 Плотность нефти, кг/м3 947-980 966-1007 979-1044 982 938,8-954,4 953 933 Вязкость нефти, мПа·с 48-138 450-1000 936 480-500 415-705 118 710 Газосодержание, м3/м3 2,5 3,7 17 2,2 9,8-23,8 Нет данных 17-23 Давление насыщения, МПа Нет данных 1,1 6,2 0,34 2-7,9 Нет данных 6,2 Отечественный опыт применения технологий разработки залежей нефти с использованием СО2 До 1991 г. на территории России технология закачки углекислого газа, по данным [41], была реализована на пяти объектах, расположенных на территории Пермского края, Самарской области и республик Татарстан и Башкортостан: Александровская площадь Туймазинского месторождения, Ольховское, Радаевское, Козловское, Сергеевское и Елабужское месторождения. Объем вовлеченных в разработку геологических запасов оценен в 61 млн т, что составило 8 % от общей добычи нефти за счет реализации методов увеличения нефтеотдачи [41]. Однако все известные проекты реализовывались в масштабе промышленных экспериментов и не получили промышленного применения по причине отсутствия естественных месторождений диоксида углерода на тот момент [42]. На Александровской площади Туймазинского месторождения (Республика Башкортостан) в 1965 г. были начаты первые в СССР опытно-промышленные работы по применению диоксида углерода для увеличения нефтеотдачи и повышения темпов разработки. Для проведения работы был выбран участок, включающий одну нагнетательную и три эксплуатационных скважины. Его выбор был обусловлен близким расположением от источника СО2, выработанностью участка при заводнении и небольшими размерами (для сокращения срока проведения эксперимента). Закачка карбонизированной воды была начата в 1967 г. Закачка в пласт диоксида углерода и воды производилась раздельно во избежание последствий коррозии. Углекислота закачивалась по насосно-компрессорным трубам, вода - в затрубное пространство нагнетательной скважины. После закачки карбонизированной воды предполагалась закачка технической воды в объеме, равном величине нефтеотдачи на опытном участке. Общий объем закачки карбонизированной воды составил два поровых объема с концентрацией углекислоты 2,5 % для закачки первой оторочки в количестве одного объема пор и 2 % - для второй оторочки того же объема. Гидродинамическими исследованиями было установлено, что из-за прорывов карбонизированной воды в добывающие скважины масштаб эксперимента уменьшился до участка с двумя скважинами (скв. 3 и 4). Закачка карбонизированной воды привела к снижению обводненности продукции скв. 3 и стабилизации по скв. 4. Характерно, что увеличение доли нефти в добываемой продукции совпадает во времени с увеличением доли СО2 в газе и стабилизацией опресненности добываемой воды. Результаты исследований профиля приемистости нагнетательной скважины свидетельствуют об увеличении степени охвата по толщине на 30 %. Приемистость скважины увеличилась на 30-40 %. В целом по опытному участку, по оценке ООО «БашНИПИнефти», добыто 27,3 тыс. т дополнительной нефти, что соответствует увеличению нефтеотдачи на 15,6 % от начальных запасов участка по сравнению с закачкой воды. Удельный расход углекислого газа составил 1 т на 5,8 т нефти. Однако, по мнению [43], эффект является явно завышенным. В 1979 г. в ООО «БашНИПИнефть» была составлена «Технологическая схема разработки Ольховского месторождения с применением СО2», предусматривающая закачку углекислого газа на I, II и III блоках (объект Тл + Бб + Мл). Транспорт СО2 от места его производства (Березниковский азотно-туковый завод) до Ольховского месторождения (Пермский край) предполагалось осуществлять по магистральному трубопроводу протяженностью 100 км при помощи головной насосной станции, расположенной на территории завода. В технологической схеме было предложено осуществлять закачку оторочки реагента в виде чередующихся с водой порций при соотношении углекислого газа к воде, равном примерно 1,0:4,4. К внедрению был рекомендован вариант с закачкой СО2 оторочкой 15 % от порового объема, за счет чего до конца срока разработки планируемая дополнительная добыча нефти должна была составить 4,545 млн т нефти, что соответствует увеличению конечной нефтеотдачи на 13,3 % от охватываемых воздействием балансовых запасов. В 1989-1991 гг. на визейском объекте Ольховского месторождения была проведена закачка углекислоты в 16 нагнетательных скважин, однако общий объем составил всего лишь 1,75 % от проектного. Полученные результаты характеризуют проведенное воздействие на пласт как малоэффективное в связи с меньшим объемом закачки СО2 относительно проектной величины. Закачка углекислоты была прекращена из-за отсутствия необходимого оборудования и системы контроля. Закачка диоксида углерода на Радаевском месторождении (Самарская область) была начата с 1984 г. В результате реализации проекта было закачано 787,2 тыс. т СО2, что в 2,6 раза меньше проектного объема. За счет закачки диоксида углерода к июлю 1989 г. дополнительная добыча нефти составила 218 тыс. т. Удельный эффект от закачки был равен 0,28 т/т. При закачке СО2 возникали сложности, которые были связаны с прорывами трубопровода, используемого для доставки углекислого газа. После многочисленных прорывов его эксплуатация стала невозможной. Это послужило основной причиной прекращения эксперимента в 1988 г. [44] На Елабужском месторождении (Республика Татарстан) закачка СО2 была начата в 1987 г. В непосредственной близости от месторождения, на Нижнекамском нефтехимическом комбинате, после запуска нового производства образовалось большое количество отходов в виде жидкого СО2, который решили использовать в целях повышения нефтеотдачи. По предварительным расчетам, прирост КИН должен был составить 8,15 %, расход СО2 - не более 3 т на 1 т дополнительно добытой нефти. По итогам трех лет работы была реализована опытная закачка СО2 на трех нагнетательных скважинах [45]. Общий объем закачки составил 58,3 тыс. т. Однако существенные капиталовложения и продолжительный срок до начала окупаемости проектов, а также отсутствие оборудования, которое могло обеспечивать бесперебойную работу при закачке СО2, не позволили продолжить дальнейшее развитие технологии в этот период, - в 1989 г. по финансовым причинам проект был остановлен [44]. На Сергеевском месторождении (Республика Башкортостан) закачка углекислого газа в пласт была реализована в 1984 г., удельный эффект от этого мероприятия к июлю 1989 г. составил 0,23 т СО2 на 1 т добытой нефти. Закачанный объем составил 73,8 тыс. т. [44] Имеются также краткие сведения о результатах применения технологии закачки диоксида углерода на Козловском месторождении (Самарская область), где в результате закачки 110 тыс. т жидкого СО2 удельный эффект составил 0,125 т/т [44]. Анализ эффективности технологий Целью закачки диоксида углерода в нефтенасыщенный пласт является дополнительная добыча нефти и увеличение темпа разработки. Таким образом, эффективность закачки СО2 может быть охарактеризована следующими показателями: отношением объема закачки СО2 к объему добытой нефти (газонефтяное отношение (ГНО)), объемом дополнительно добытой нефти и величиной прироста темпа отбора нефти. Технологические показатели проектов несмешивающегося вытеснения высоковязкой нефти, осуществляемых на залежах-аналогах пермо-карбоновой залежи, представлены в табл. 4. Таблица 4 Показатели эффективности реализации проектов по закачке диоксида углерода на месторождениях-аналогах пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения Месторождение Закачка Масштаб Прирост дебита по нефти, раз ГНО, ст. м3/м3 Дополнительная добыча нефти, % Прирост темпа отбора нефти, т/сут/скв. Nagylengyel Площадная Месторождение Нет данных 953,4 9,14 6,2 Bati Raman Площадная Месторождение 1,6 1782 6 3,7 Ikiztepe Циклическая 1 скв. (нагнетательная) Нет данных 1295* Нет данных Нет данных Ikiztepe Площадная 1 нагнетательная и 4 добывающих скв. Нет данных 4784 Нет данных Нет данных Bati Kozluka Площадная Месторождение 2 1342 1,7 Нет данных Camurlu Циклическая 2 скв. Нет данных 367* Нет данных 1,9 Halfmoon Циклическая 1 скв. 2,4 2740 Нет данных 3,4 Примечание: * - в среднем за три цикла. Газонефтяное отношение определяется отношением суммарного объема закачанного в пласт углекислого газа ко всему объему добытой нефти. Общий объем закачки углекислоты складывается из объема закачанного СО2, без учета той доли углекислоты, которая была повторно закачана в пласт. На рис. 2 представлено распределение величин газонефтяного отношения для рассматриваемых месторождений-аналогов пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения. Как видно на рис. 2, величина ГНО варьируется в широком диапазоне - от 0,367 до 4,784 тыс. ст. м3/м3. Среднее значение ГНО по месторождениям, где применялась площадная закачка СО2, составляет 2,2 тыс. ст. м3/м3. При применении циклической закачки СО2 ГНО в среднем ниже более чем на 30 % по сравнению с ГНО для площадной закачки и составляет 1,47 тыс. ст. м3/м3. В среднем по всем рассматриваемым проектам требуется закачать 1,84 тыс. ст. м3 СО2 для извлечения 1 м3 высоковязкой нефти. Самая низкая эффективность вытеснения характерна для месторождения Ikiztepe (Турция), где большой объем закачки газа объясняется низкой подвижностью нефти (ввиду высокой вязкости в пластовых условиях и относительно низкой проницаемости коллектора). Высокая эффективность использования газа достигается на месторождениях Bati Raman и Bati Kozluka, где величина ГНО составила соответственно 1,78 и 1,34 тыс. ст. м3/м3. На рис. 3 приведено распределение величин дополнительно добытой нефти, достигнутых при закачке СО2, на месторождениях-аналогах. В данном случае дополнительная добыча нефти показывает прирост коэффициента извлечения нефти при применении технологии несмешивающегося вытеснения нефти диоксидом углерода. Анализ рис. 3 показывает, что дополнительная добыча нефти варьируется в пределах от 1,7 до 9,14 %. Среднее значение составляет 5,6 %. В [33] отмечается, что для некоторых участков продуктивного пласта месторождения Bati Raman прирост коэффициента вытеснения достигает 9-10 %. Прирост нефтеотдачи на месторождении Nagylengyel (Венгрия) составил 9,14 %, что связано с относительно меньшей вязкостью пластовой нефти по отношению к вязкости нефти других месторождений, и, соответственно, с более высоким охватом залежи процессом вытеснения. Рис. 2. Величины газонефтяного отношения для месторождений-аналогов Рис. 3. Распределение величин дополнительно добытой нефти, достигнутых при закачке СО2, на рассматриваемых месторождениях-аналогах Рис. 4. Дополнительный прирост темпа отбора нефти, достигнутый при закачке СО2, на рассматриваемых месторождениях-аналогах Так как размеры и количество добывающих скважин залежей, разрабатываемых с применением технологии несмешивающегося вытеснения нефти диоксидом углерода, различны, для сопоставления этого параметра его необходимо относить к количеству добывающих скважин. На рис. 4 приведено распределение величины дополнительного прироста темпа добычи нефти, приходящегося на одну скважину, по рассматриваемым месторождениям-аналогам. Из рис. 4 видно, что применение технологии несмешивающегося вытеснения может увеличить темп отбора нефти в среднем на 3,8 м3/сут/скв. Для месторождений Bati Raman и Camurlu, сильно схожих по геолого-физическим характеристикам с пермо-карбоновой залежью Усинского месторождения, прирост составил соответственно 3,7 и 1,9 м3/сут/скв. Выводы 1. В настоящее время накоплен существенный опыт реализации технологий несмешивающегося вытеснения диоксидом углерода с целью повышения нефтеотдачи залежей высоковязкой нефти. Обзор литературы показывает, что опыт применения диоксида углерода для повышения нефтеотдачи в России практически отсутствует и ограничивается опытно-промышленными работами, которые выполнялись на шести месторождениях в советский период, с начала 60-х по конец 80-х гг. XX в. 2. В мире известно по крайней мере о шести месторождениях, схожих по своим геолого-физическим характеристикам с пермо-карбоновой залежью Усинского месторождения, на которых в различных масштабах применялась технология несмешивающегося вытеснения нефти диоксидом углерода. 3. Анализ показателей эффективности проек-тов несмешивающегося вытеснения нефти диоксидом углерода показывает, что в зависимости от геолого-физических условий залежей могут быть достигнуты достаточно высокие технологические показатели процесса. Для условий карбонатных глубокозалегающих пластов, насыщенных высоковязкой нефтью, прирост коэффициента извлечения может составлять от 1,7 до 9,14 %. Прирост темпа отбора нефти в среднем равен 3,8 т нефти в сутки на 1 скважину. Однако ввиду сильной неоднородности и трещиноватости карбонатных залежей требуются значительные объемы диоксида углерода. Для добычи 1 м3 высоковязкой нефти в среднем необходимо 1,84 тыс. м3 диоксида углерода.

About the authors

Stanislav A. Kalinin

PermNIPIneft branch of LUKOIL-Engineering LLC in Perm

Author for correspondence.
Email: Stanislav.Kalinin@pnn.lukoil.com
3a Permskaya st., Perm, 614066, Russian Federation

Engineer of the 2nd category of the Department of Research of Thermal Reservoir Stimulation Methods

Oleg A. Morozyuk

PermNIPIneft branch of LUKOIL-Engineering LLC in Perm

Email: Oleg.Morozyuk@pnn.lukoil.com
3a Permskaya st., Perm, 614066, Russian Federation

PhD in Engineering, Head of the Department of Research of Thermal Reservoir Stimulation Methods

References

  1. Moroziuk O.A. Puti povysheniia effektiv­nosti termoshakhtnoi razrabotki zalezhei anomalno viazkoi nefti: na primere Iaregskogo mestorozhdeniia [Ways to improve the efficiency of thermal mine development of deposits of abnormally viscous oil: the example of the Yarega]. Ph. D. thesis. Ukhta, 2011. 136 p.
  2. Ruzin L.M., Chuprov I.F., Moroziuk O.A., Durkin S.M. Tekhnologicheskie printsipy razrabotki zalezhei anomalno viazkikh neftei i bitumov [Technological principles for the development of deposits of abnormally viscous oils and bitumen]. Moscow, Izhevsk, Institut kompiuternykh issledovanii, 2015, 480 p.
  3. Moroziuk O.A., Barkovskii N.N., Kalinin S.A., Bondarenko A.V., Andreev D.V. Eksperimentalnye issledovaniia vytesneniia vysokoviazkoi nefti dioksidom ugleroda iz karbonatnykh porod [Experimental study of heavy oil displacement by carbon dioxide from carbonate rocks]. Geology, Geophysics and Development of Oil and Gas Fields, 2019, no.6, pp.51-56. doi: 10.30713/2413-5011-2019-6(330)-51-56
  4. Ruzin L.M., Moroziuk O.A., Durkin S.M., Kalinin S.A., Skvortsov A.S., Rekhachev P.N., Barkovskii N.N., Iakimov O.I. Laboratornye issledovaniia vliianiia dobavki shchelochi k zakachivaemomu teplonositeliu na koeffitsient vytesneniia vysokoviazkoi nefti [Laboratory studies of the effect of an alkali addition to the injected heat carrier on the displacement coefficient of high-viscosity oil]. Oilfield engineering, 2017, no.5, pp.14-19.
  5. Ruzin L.M., Moroziuk O.A., Durkin S.M., Kalinin S.A., Skvortsov A.S., Putilov I.S., Rekhachev P.N., Barkovskii N.N. Laboratornye issledovaniia vliianiia dobavki rastvoritelia k zakachivaemomu teplonositeliu na protsess teplovogo vozdeistviia [Laboratory studies of the effect of solvent addition to the injected heat carrier on the heat treatment process]. Oilfield engineering, 2017, no.9, pp.28-34.
  6. Durkin S.M., Moroziuk O.A., Kalinin S.A., Ruzin L.M., Menshikova I.N. Obosnovanie optimalnykh rezhimov zakachki teplonositelia dlia povysheniia nefteotdachi Iaregskogo mesto­rozhdeniia na osnove fizicheskogo i matematicheskogo modelirovaniia [Substantiation of the optimal strategies of steam injection for enhanced oil recovery at the Yaregskoye field based on physical and mathematical modeling]. Oil industry, 2018, no.1, pp.58-61. doi: 10.24887/0028-2448-2018-1-58-61
  7. Altunina L.K., Kuvshinov V.A., Kuvshinov I.V., Chertenkov M.V., Ursegov S.O. Pilot tests of new EOR technologies for heavy oil reservoirs. SPE Russian Petroleum Technology Conference, 26-28 October. Moscow, Society of Petroleum Engineers, 2015. doi: 10.2118/176703-MS
  8. Altunina L.K., Kuvshinov V.A., Kuvshinov I.V., Stasyeva L.A., Chertenkov M.V., Shkrabyuk L.S., Andreev D.V. Physical-chemical and complex EOR/IOR technologies for the Permian-Carboniferous deposit of heavy oil of the Usinskoye oil field. Oil Industry Journal, 2017, no.07, pp.26-29. doi: 10.24887/0028-2448-2017-7-26-29
  9. Alireza Emadi. Enhanced heavy oil recovery by water and carbon dioxide flood: Submitted for the Degree of Doctoral of Philosophy In Petroleum Engineering. Edinburgh, 2012. 372 p.
  10. Luo P., Erl V., Freitag N., Huang S. Recharacterizing evolving fluid and PVT properties of Weyburn oil-СО2 system. International Journal of Greenhouse Gas Control, 2013, no.16, pp.226-235. doi: 10.1016/j.ijggc.2013.03.001
  11. Bryant D.W., Monger T.G. Multiple-contact phase behavior measurement and application with mixtures of CO2 and highly asphaltic crude. SPE Reservoir Engineering. – 1988, vol.3, no. 2, pp. 701-710.
  12. Parasiliti Parracello V., Bartosek M., De Simoni M., Mallardo C. Experimental evaluation of CO2 injection in a heavy oil Reservoir // International Petroleum Technology Conference. Bangkok, 7–9 February.
  13. Сhung F.T.H., Jones R.A., Nguyen H.T. Measurements and correlations of the physical properties of CO2 – heavy crude oil mixtures. SPE Journal, 1988, vol.3, no.3, pp.822-828. doi: 10.2118/15080-PA
  14. Lashkarbolooki M., Riazi M., Ayatollahi S. Experimental investigation of dynamic swelling and Bond number of crude oil during carbonated water flooding; Effect of temperature and pressure. Fuel, 2018, no.214, pp.135-143. doi: 10.1016/j.fuel.2017.11.003
  15. Zheng S., Li H., Yang D. Pressure maintenance and improving oil recovery with immiscible СО2 injection in thin heavy oil reservoirs. Journal of Petroleum Science and Engineering, 2013, vol.112, pp.139-152. doi: 10.1016/j.petrol.2013.10.020
  16. Seyyedsar S.M., Farzaneh S.A., Sohrabi M. Experimental investigation of tertiary СО2 injection for enhanced heavy oil recovery. Journal of Natural Gas Science and Engineering, 2016, vol.34, pp.1205-1214. doi: 10.1016/j.jngse.2016.08.020
  17. Iraji B., Shadizadeh S.R., Riazi M. Experimental investigation of СО2 huff and puff in a matrix-fracture system. Fuel, 2015, vol.158, no.15, pp.105–112. doi: 10.1016/j.fuel.2015.04.069
  18. Liu S.C., Sharma M.P., Harris H.G. Steam and СО2 combination flooding of fractured cores: experimental studies. 46th Annual Technical Meeting of The Petroleum Society of CIM in Banff, May 14-17. Alberta, 1995.
  19. Lake L.W. Enhanced oil recovery fun­damentals. Society of Petroleum Engineers, 1985.
  20. Babalian G.A. Primenenie karbonizirovannoi vody dlia uvelicheniia nefteotdachi [The use of carbonated water to increase oil recovery]. Moscow, Nedra, 1976, 144 p.
  21. Glazova V.M., Ryzhik V.M. Primenenie dvuokisi ugleroda dlia povysheniia nefteotdachi plastov za rubezhom [The use of carbon dioxide to enhance oil recovery abroad]. Moscow, VNIIOENG, 1986, 45 p.
  22. Miller J.S., Jones R.A. A laboratory study to determine physical characteristics of heavy oil after CO2 saturation. SPE/DOE Enhanced Oil Recovery Symposium, 5–8 April, Tulsa: Oklahoma, 1981, pp. 259–268.
  23. Orr Jr. F.M., Yu A.D., Lien C.L. Phase behavior of CO2 and crude oil in low-temperature reservoirs. Society of Petroleum Engineers Journal, 1981, no.4, pp. 480-492.
  24. Orr Jr. F.M., Yu A.D., Lien C.L. Multiple-contact phase behavior measurement and application with mixtures of CO2 and highly asphaltic crude. SPE Reservoir Engineering, 1988, no.3, pp.701-710. doi: 10.2118/14438-PA
  25. Khatib A.K., Earlougher R.C., Kantar K. СО2 Injection as an immiscible application for enhanced recovery in heavy oil reservoirs. SPE California Regional Meeting, 25-27 March. Bakersfield, 1981. doi: 10.2118/9928-MS
  26. Zhang N., Wei M., Bai B. Statistical and analytical review of worldwide CO2 immiscible field applications. Fuel, 2018, vol.220, pp.89-100. doi: 10.1016/j.fuel.2018.01.140
  27. Espie T. A new dawn for СО2 EOR. International Petroleum Technology Conference, 21–23 November. Doha, 2005. doi: 10.2523/IPTC-10935-MS
  28. Koottungal L. Survey: miscible CO2 continues to eclipse steam in US EOR production. Oil & Gas Journal, 2014, vol.112, no.4, pp.78-91.
  29. Kuuskraa V., Wallace M. СО2-EOR set for growth as new СО2 supplies emerge. Oil & Gas Journal, 2014, vol.112, no.4, pp.66-77.
  30. Bender S., Yilmaz M. Full-field simulation and optimization study of mature IWAG injection in a heavy oil carbonate reservoir. SPE Improved Oil Recovery Symposium, 12-16 April. Tulsa, 2014. doi: 10.2118/169117-MS
  31. Doleschall S., Szittar A., Udvardi G. Review of the 30 years' experience of the CO2 imported oil recovery projects in Hungary. SPE International Meeting on Petroleum Engineering held in Beijing, 24–27 March. China, 1992. doi: 10.2118/22362-MS
  32. Babadagli T., Sahin S., Kalfa U., Celebioglu D., Karabakal U., Topguder N.N.S. Development of heavy oil fractured carbonate Bati Raman field: evaluation of steam injection potential and improving ongoing СО2 injection. SPE Annual Technical Conference and Exhibition, 21–24 September. Denver, 2008. doi: 10.2118/115400-MS
  33. Sahin S., Kalfa U., Celebioglu D. Bati Raman field immiscible СО2 application – status quo and future plans. SPE Reservoir Evaluation & Engineering, 2008, vol.11, no.4, pp.778-791. doi: 10.2118/106575-PA
  34. Sahin S., Kalfa U., Celebioglu D., Duygu E., Lahna H. A quater century of progress in the application of immiscible EOR project in Bati Raman heavy oil field in Turkey. SPE Heavy Oil Conference Canada, 12–14 June. Calgary, 2012. doi: 10.2118/157865-MS
  35. Sahin S., Kalfa U., Celebioglu D. Unique СО2-injection expierence in the Bati Raman field may lead to a proposal of EOR/sequestration СО2 network in the Middle East. SPE Economics & Management, 2012, vol.4, no.1, pp.42-50. doi: 10.2118/139616-PA
  36. Sahin S., Kalfa U., Uysal S., Kilic H., Lahna H. Design, implementation and early operation results of steam injection pilot in already СО2 flooded deep-heavy oil fractured carbonate reservoir of Bati Raman field, Turkey. SPE Improved Oil Recovery Symposium, 12–16 April. Tulsa, 2014. doi: 10.2118/169035-MS
  37. Ishii H., Sarma H.K., Ono K., Issever K. A successful immiscible СО2 field pilot in a carbonate heavy oil reservoir in the Ikiztepe Field, Turkey. 9th European Symposium on Improved Oil Recovery, 20–22 October. Hague, 1997. doi: 10.3997/2214-4609.201406800
  38. Gondiken S. Camurlu field immiscible CO2 huff and puff pilot project. Fifth SPE Middle East Oil Show held in Manama, March 7–10. Bahrain. 1987. doi: 10.2118/15749-MS
  39. Olenick S., Schroeder F.A., Haines H.K., Monger-McClure T.G.Cyclic CO2 injection for heavy-oil recovery in halfmoon field: laboratory evaluation and pilot performance. 67th Annual Technical Conference and Exhibition of the Society of Petroleum Engineers held in Washington DC, October 4–7. Washington, 1992. doi: 10.2118/24645-MS
  40. Dytnerskii Iu.I., Brykov V.P., Kagramanov G.G. Membrannoe razdelenie gazov [Membrane gas separation]. Moscow, 1991, 344 p.
  41. Krianev D.Iu., Zhdanov S.A. Primenenie metodov uvelicheniia nefteotdachi plastov v Rossii i za rubezhom. Opyt i perspektivy [Use of advanced reservoir recovery methods in Russia and abroad]. Burenie i neft, 2011, no.2, available at: https://burneft.ru/archive/issues/2011-02/8 (accessed 12 May 2019).
  42. Cherepovitsyn A.E., Marinia O.A. Metodicheskie podkhody k ekonomicheskoi otsenke proektov povysheniia nefteotdachi na osnove zakachki CO2 [Methodical approaches to the economical estimation of CO2 – enhanced oil recovery projects]. Zapiski gornogo instituta, 2011, vol.194, pp.344-348.
  43. Surguchev M.L. Vtorichnye i tretichnye metody uvelicheniia nefteotdachi plastov [Secondary and tertiary reservoir recovery methods]. Moscow, Nedra, 1985, 308 p.
  44. Trukhina O.S., Sintsov I.A. Opyt primeneniia uglekislogo gaza dlia povysheniia nefteotdachi plastov [Experience of carbone dioxide usage for enhanced oil recovery]. Uspekhi sovremennogo estestvoznaniia, 2016, no.3, pp.205-209.
  45. Sidorova K.I. Ekonomicheskaia otsenka ispolzovaniia tekhnologii utilizatsii uglekislogo gaza v neftianykh mestorozhdeniiakh dlia povysheniia nefteotdachi [Economic assessment of the use of carbon dioxide utilization technology in oil fields to enhance oil recovery]. Ph. D. thesis. Saint Petersburg, 2016, 155 p.

Statistics

Views

Abstract - 495

PDF (Russian) - 558

PDF (English) - 131

Refbacks

  • There are currently no refbacks.

Copyright (c) 2019 Kalinin S.A., Morozyuk O.A.

This website uses cookies

You consent to our cookies if you continue to use our website.

About Cookies