Full Text

Введение Особенностью добычи углеводородов на территории Пермского края является разработка как нефтяных, так газовых и газоконденсатных месторождений, на части из них реализована совместная добыча флюидов. Запасы свободного газа, а также газовых шапок имеются на каждом пятом разрабатываемом месторождении Пермского края. На текущую дату, согласно анализу ресурсной базы, 7 % остаточных извлекаемых запасов нефти осложнены наличием газовой шапки. Наиболее крупными являются запасы газа газовых шапок Кокуйского, Маговского, Павловского и Батырбайского месторождений [1]. В настоящее время осуществляется разработка 12 залежей с годовым уровнем добычи природного газа более 500 млн м3. Нефтегазовые технологии XXI в. Характеризуются целым спектром особенностей. Сегодня все шире развивается идея создания «интеллектуальных» скважин. Это многозабойные, многофункциональные и всесторонне контролируемые и управляемые скважины. Многофункциональность подразумевает совмещение процессов закачки газа и воды, совместного отбора газа, нефти, конденсата и воды. Такие инженерные решения включают в себя многочисленные технические и технологические приемы утилизации энергии свободного или растворенного газа в процессах добычи жидких пластовых флюидов. Дополнительно значительная степень свободы возникает, если уделить должное внимание наличию газообразных углеводородов. На стыке разработки жидких и газообразных флюидов и возникают комбинированные, многофункциональные технологии. Трансформация псевдонегативного фактора - наличия газа - в положительный вектор может значительно повысить эффективность освоения ресурсов углеводородов. За время освоения и эксплуатации нефтегазовых залежей накоплен значительный объем фактических, опытных и эмпирических данных в части решения задачи разработки нефтегазовых залежей [2, 3]. Вместе с тем у нас еще отсутствует ясное понимание, что специально поставленные исследования скважин и пластов могут обеспечить «впередсмотрящей» информацией о будущих процессах, с которыми придется столкнуться в течение жизненного цикла месторождения. В качестве примера можно привести залежи с широким развитием порово-трещинных коллекторов. Недоучет естественной и искусственно генерированной трещиноватости пластового резервуара в геологической и гидродинамической моделях отрицательно сказывается на показателях разработки. В первую очередь возрастает вероятность недоучета опережающего обводнения скважин, а также блокирования запасов нефти в первичной матрице. Очевидно, что здесь проведение экспериментов на образцах керна недостаточно, так как они не могут дать ответа на важнейший вопрос - каков параметр анизотропии - и не позволяют получить фазовые проницаемости для системы трещин и пор. Гидродинамическое моделирование в этой части также субъективно. Поэтому наиболее эффективным способом получения необходимой информации, по мнению авторов, является комплексный подход с учетом как лабораторных экспериментов и моделирования, так и промысловых исследований по закачке порций воды (газа) в нефтенасыщенную зону и/или преждевременное загазовывание и обводнение 1-2 скважин с последующей интерпретацией получаемых данных. То есть практикуемая сегодня опытная эксплуатация скважин и отдельных участков заменяется новым направлением в методах геофизического исследования скважин - обслуживанием нужд проектирования разработки, которое является активным методом исследования скважин и пластов. Не меньшую значимость такие технологии представляют с точки зрения сокращения потребных объемов капиталовложений. Объекты, необходимые для транспорта газа, являются дорогостоящими и требуют значительного времени для сооружения, что приводит к консервации запасов нефти (газа) и нередко является причиной нерентабельности проекта освоения месторождения [4-6]. Комплексный подход к вопросу эффективной разработки нефтегазовых залежей В Пермском крае за тридцативосьмилетнюю историю разработки нефтегазовых залежей реализованы следующие системы разработки: - только нефтяной оторочки; - только газовой шапки; - комплексная разработка газовой шапки и нефтяной оторочки. В зависимости от сложившегося и прогнозируемого режима работы залежи наиболее эффективной является та или иная система разработки. К примеру, для режима «газовой шапки» при разработке только нефтяной оторочки газ расходуется лишь на вытеснение нефти, газонефтяной контакт (ГНК) перемещается в направлении нефтяной части залежи, вследствие чего возникают прорывы газа. Если же при режиме «газовой шапки» разрабатывается только газовая шапка, то в процессе неизбежно происходит значительное снижение давления в газовой части залежи, а далее при снижении пластового давления Pпл ниже давления насыщения Pнас нефтяная залежь переходит в режим растворенного газа. В случае водонапорного режима при разработке только нефтяной оторочки либо только газовой шапки отбор флюида компенсируется неполностью, следовательно, давление в нефтяной и газовой частях залежи снижается. Темп падения давления определяется активностью и связью законтурной области с залежью (табл. 1). В работе [7] рассмотрена матрица выбора способа разработки залежи с нефтяной оторочкой. При этом учитывался ряд факторов, таких как подвижность запасов нефти, соотношение запасов газа и нефти, активность водонапорного режима и т.д. Данная матрица дополнена несколькими параметрами, в том числе таким показателем, как тип залежи. Тип залежи является морфометрической мерой запасов (мощность нефтяной оторочки и газовой шапки, площадь контактной области) и обусловливает решения, связанные с выбором эффективной системы разработки (рис. 1). Таблица 1 Режимы работы нефтегазовых залежей Режим Отбор флюидов нефть газ нефть + газ Газовой шапки (ГШ) - Газ расходуется лишь на вытеснение нефти. - ГНК перемещается в направлении нефтяной части залежи - Значительное снижение давления в газовой части залежи. - ГНК перемещается в направлении газовой шапки. - При Рпл < Рнас нефтяная залежь переходит в режим растворенного газа Энергетические возможности в процессе разработки залежи уменьшаются Водонапорный - Отбор нефти и воды компенсируется неполностью. - ГНК перемещается в направлении нефтяной части залежи - Давление в нефтяной и газовой частях залежи падает. - Темп падения давления определяется активностью и связью законтурной области с залежью - Снижение давления и отбор газа в газовой части частично компенсируется закачкой и перемещением нефти в газовую залежь. - Механизм управления скоростью подъема ГНК и ВНК Упруго-водонапорный - Отбор нефти полностью компенсируется. - ГНК находится в состоянии относительного равновесия - Отбор газа полностью компенсируется. - ВНК находится в состоянии относительного равновесия Отбор газа, нефти и воды полностью компенсируется закачкой и активностью краевых и подошвенных вод Примечание: ВНК - водонефтяной контакт. Рис. 1. Основные типы двухфазных залежей: hн - мощность нефтяной части; hгш - мощность газовой шапки; ЧНЗ - чисто нефтяная зона Так как нефть и газ являются товарной продукцией, то, по мнению авторов, предпочтиельнее осуществление комплексной разработки газовой шапки и нефтяной оторочки, хотя допускаются и некоторые компромиссы [8]. При этом для эффективного управления разработкой нефтегазовой залежи необходимо отбирать нефть и газ в таких пропорциях, чтобы газовая шапка и нефтяная оторочка находились в равновесии (т.е. минимальная депрессия на ГНК исключала прорыв флюидов), так как любое значительное перемещение газонефтяного контакта вызывает безвозвратные потери нефти и снижение конечного коэффициента извлечения. Согласно уравнению оценки запасов нефти и газа методом материального баланса для различных режимов работы и условий разработки залежей [9]: Qн + Qв + Qг + Qр.г = εн + εп.в + εг + εв + εв.ппд, где Qн, Qв, Qг, Qр.г - добыча нефти, воды, природного и растворенного газа; εн - расширение нефти; εп.в - расширение системы порода - связанная вода; εг - расширение свободного газа газовой шапки; εв - вторжение воды (законтурной, подстилающей); εв.ппд - закачка воды. Левая часть уравнения выражает количество добытых из пласта флюидов: нефти, воды, природного и нефтяного газа, а правая часть представляет собой те силы, за счет которых эта жидкость и газ будут добыты. Если принять за основу относительное равновесие залежи и неподвижность ГНК и ВНК, виден механизм управления разработкой нефтегазовой (газонефтяной) залежи через отбор природного газа по тем участкам, где необходимо произвести регулировку текущего положения ГНК с точки зрения комплексного подхода. При выборе эффективной системы разработки, помимо морфометрических параметров залежи, учитывалась величина проницаемости коллектора. Согласно эмпирическим данным по соотношению размеров поровых каналов (d, мкм) и коэффициента проницаемости Kпр, мД, для нефтяных месторождений Пермского края, а также критериям применимости различных технологий (в том числе рентабельности применения), авторами экспертно составлена количественная матрица рекомендуемых технологий с учетом выбора агента воздействия (рис. 2) [10-15]. Кроме того, при подборе эффективных технологий разработки немаловажно учесть ряд качественных и количественных факторов, таких как тип коллектора, коэффициент анизотропии проницаемости, проложение скважины. Рис. 2. Матрица рекомендуемых технологий с учетом выбора агента воздействия: ВГВ - водогазовое воздействие; МВГС - мелкодисперсная водогазовая смесь; ППД - поддержание пластового давления; ВГС - водогазовая смесь Естественная и искусственно генерированная в процессе разработки трещиноватость оказывают влияние на фильтрационные потоки пластовых флюидов. Раскрытие наклонных трещин практически невозможно, горизонтальные трещины не участвуют в процессе фильтрации на поздних стадиях разработки, и лишь вертикальные трещины в определенной геодинамической обстановке сохраняют открытое состояние и обеспечивают фильтрацию при эксплуатации скважин [16-17]. Ключевым фактором проницаемости трещин согласно зависимости, выведенной Е.С. Роммом (для определения трещинной проницаемости Kт в шлифах под микроскопом), является не густота и длина, а раскрытость открытых систем трещин: Kт = A∙b³∙l/S, (1) где А - коэффициент пропорциональности; b - раскрытие трещин, м; l - длина трещин, м; S - площадь, м2. Из приведенного выражения следует, что увеличение густоты (или длины трещины) в два раза приводит к повышению трещинной проницаемости также в два раза, в то время как увеличение раскрытости трещины в два раза увеличивает трещинную проницаемость в восемь раз. Из зависимости (1) также следует что, пространственная закономерность величины открытой трещиноватости будет определять анизотропию проницаемости коллектора, интенсивность притока флюида к забоям скважин и их продуктивность. Таким образом, необходимы выполнение комплексного структурно-кинематического и тектонофизического анализа разрывных нарушений и прогноз параметров трещинных систем при проектировании разработки месторождения. При разработке комплексного подхода значительное внимание уделялось агентам воздействия. Авторами рассмотрены различные технологии, технические решения: ППД (вода, газ), водогазовая смесь (ВГВ, закачка ВГС или МВГС), газлифт, барьерное заводнение [18-24]. Акцент в данном случае сделан на активную систему разработки, которая характеризуется достижением максимальной эффективности за счет поиска кардинально новых решений и отказа от совершенствования традиционных технологий [25]. При этом газ выступает в качестве позитивной составляющей разработки нефтегазовой залежи. В результате анализа текущего состояния разработки выявлено, что практически на каждом третьем разрабатываемом месторождении Пермского края обводненность превышает выработку запасов более чем на 20 %. Для данной группы месторождений рекомендуется на уровне залежей более детально провести оценку целесообразности применения классического агента закачки - воды, особое внимание при этом необходимо уделить низкопроницаемым коллекторам (проницаемость менее 10-50 мД). Кардинально новым решением в данном случае будет переход от пассивной системы разработки (ППДвода) к внедрению технологий ВГВ (в том числе реализация закачки мелкодисперсной водогазовой смеси (МВГС)). При этом эффективность метода будет определяться соотношением диаметров газовых пузырьков и характерных размеров поровых каналов. И это отношение должно быть меньше единицы [26, 27]. Дисперсность газовой фазы, сопоставимая с размерами поровых каналов, исключает преждевременный прорыв газа, а также обеспечивает в сужениях поровых каналов снижение фазовой проницаемости для воды и доотмыв пленочной нефти за счет диффузии пузырьков газа в нефть. Кроме того, меньший диаметр газовых пузырьков способствует стабилизации смеси, и, как следствие, появляется больше возможностей регулирования ее эксплуатационных свойств [28]. Из теории вытеснения известно, что флюидное соотношение плотности нефти и плотности ВГС в пластовых условиях должно быть близким. В этом случае мы создаем предпосылки для максимально возможного вытеснения нефти при прочих других близких условиях [29-34]. Необходимая плотность ВГС достигается за счет варьирования объемного водогазового соотношения с учетом плотности (минерализации) используемой воды (дисперсной среды): Vв.г = объем газа/объем воды. Согласно стендовым и промысловым испытаниям, оно должно быть в интервале 0,2-0,5 [35]. Следовательно, плотность нефти как таковая не может быть однозначным критерием при принятии решения о возможности использования технологии ВГВ на гипотетическом объекте разработки. Из соотношения равенства плотностей флюидов вытекает следующий важный физический показатель - вязкость. Для создания фронтального вытеснения нефти из порово-матричного пространства необходимым условием является близость или лучше некоторое превышение вязкости закачиваемой ВГС при пластовых условиях, т.е. µ = µвгс/µнефти ≥ 1,1-1,2, где µ - отношение вязкости ВГС и нефти; µвгс - вязкость закачиваемой водогазовой смеси; µнефти - вязкость нефти. Увеличение оптимальной вязкости ВГС примерно на 10-20 % диктуется необходимостью создания фронтального вытеснения по всей нефтенасыщенной мощности разрабатываемого объекта. Зависимость вязкости от концентрации дисперсной фазы является линейной и описывается уравнением Эйнштейна: µ = µо(1+αφ), (2) где µо - вязкость дисперсной среды (воды); φ - объемная доля дисперсной фазы (газа); α - коэффициент формы частиц (для сферических частиц α = 2,5). Уравнение (2) соблюдается для дисперсных систем, течение которых подчиняется закону ньютоновских жидкостей. С увеличением концентрации дисперсной фазы возрастает взаимодействие между частицами и обнаруживаются сильные отклонения от уравнения (2). Вязкость концентрированных систем в этом случае растет по экспоненте. Еще одним критерием для закачки смесей, кроме вышеуказанных, является наличие на месторождениях запасов газа. При этом в зависимости от реализуемой технологии закачки расход углеводородного газа на одну водо-газо-нагнетательную скважину (элемент) по приблизительным расчетам составит от 0,5 до 10 тыс. м3/сут (табл. 2). Следовательно, практически на каждом седьмом месторождении углеводородов Пермского края, находящемся сегодня в разработке, имеются запасы природного газа (свободный или газ газовых шапок) в количестве, достаточном для проведения опытно-промышленных работ по внедрению данной технологии [36-39]. Таблица 2 Расход газа при организации очага ВГВ Технология Суточный расход газа, тыс. м3/сут Расход газа, млн м3/г Цикл вода - газ 5-10 1,8-3,7 ВГВ 1-5 0,3-1,8 МВГС 0,5-1,0 0,2-0,3 Однако на сегодняшний день по-прежнему существуют технические сложности при совместной закачке воды и газа. Это, в свою очередь, требует дальнейшего совершенствования оборудования для подготовки и закачки, которое обеспечит создание стабильной водогазовой смеси с размером пузырьков, не превышающим размер порового канала, и при этом будет отвечать экономическим критериям эффективности (стоимость оборудования, затраты на обслуживание) [40]. Тем не менее общим для всех промысловых испытаний в области применения ВГВ, проведенных на месторождениях России, США, Норвегии и Канады, является вывод об эффективности использования для вытеснения нефти технологий, основанных на закачке водогазовых смесей. Прирост нефтеотдачи относительно классического заводнения при этом может достигать 10-25 % [41-44]. На сегодняшний день остаточные извлекаемы запасы нефти по группе предприятий «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» составляют более 500 млн т. При этом в структуре таких запасов нефти на подгазовые запасы приходится около 7 %, на малопроницаемые коллекторы (менее 5 мД) - 37 %, запасы нефти с малой толщиной коллектора (менее 2 м) составляют около 3 %. Таким образом, исходя из существующей структуры остаточных извлекаемых запасов и текущего состояния разработки месторождений, возникает очевидная необходимость применения в перспективе активных технологий разработки для достижения целевого коэффициента извлечения нефти по группе предприятий «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ». Применение комплексного подхода к разработке башкирской залежи нефтегазоконденсатного месторождения В качестве примера комплексного подхода с учетом использования активных технологий разработки рассмотрим нефтегазоконденсатное месторождение Пермского края. Оно является одним из самых крупных в Пермском регионе и находится в разработке с 1965 г. Имеет сложные условия разработки, связанные с особенностью геологического строения. Три залежи: бобриковская, тульская и башкирская - осложнены наличием газовых шапок. В башкирской залежи газовая шапка достигает наибольших размеров. Кроме того, на месторождении имеется верейская залежь свободного газа. Присутствие в разрезе залежи одновременно газонасыщенного, нефтенасыщенного и водонасыщенного интервалов в ходе взаимодействия вызывает трудноконтролируемые смещения в пластах водонефтяных и газонефтяных контактов. Так, в 2000-х гг. на данном месторождении произошло значительное увеличение добычи нефтяного газа при неизменном объеме добычи нефти. По ряду добывающих скважин наблюдалось снижение дебита нефти (переход работы нефтяных скважин на газ), вследствие чего часть добывающего фонда была выведена в бездействие. Для выявления причин увеличения добычи нефтяного газа в 2002 г. разработана и апробирована кластерно-генетическая методика интерпретации состава газа. Данная методика с привлечением дополнительной информации о работе скважин позволила определить долю нефтяного газа и газа газовой шапки в смеси, а также установить сложившийся режим разработки залежи в районе радиуса дренирования скважины. По результатам обработки состава проб газа установлено наличие трех типов газа в продукции добывающих скважин: газ газовой шапки, смешанный, растворенный. Результаты анализа проб газа отражены на фрагменте карты (рис. 3, а). В 2014 г., через 49 лет разработки только нефтяной части, на месторождении начат отбор газа из газовой шапки башкирской залежи, что позволило уменьшить негативную тенденцию. Согласно текущему состоянию разработки, прорывы газа по нефтяным скважинам минимизированы. Газовая шапка по результатам моделирования сжимается. а б Рис. 3. Карта: а - распространения газа в продукции добывающих скважин; б - распределения коэффициента восстановления пластовой системы В соответствии с комплексным подходом, а также исходя из текущего состояния разработки нефтегазового объекта Бш, рекомендуется совместная разработка с условием неподвижности ГНК и реализация закачки МВГС на участках проведения опытно-промышленных работ после выполнения опережающих исследований по текущему характеру насыщения и энергетическому состоянию залежи. В рамках мониторинга текущего состояния разработки для рассматриваемого месторождения подготовлены предложения по ограничению объема агента закачки и давления нагнетания. Соблюдение такого технологического режима по нагнетательным скважинам должно привести к увеличению охвата заводнением поровой матрицы коллектора и снизить риск возникновения процесса формирования искусственных трещин гидроразрыва пластов и фильтрации вод (прорыва воды) к добывающим скважинам [45]. Кроме того, при формировании очагов заводнения особое внимание необходимо уделить площадным закономерностям развития трещинных систем. Так, по результатам анализа промысловых данных для пластов Тл - Бб рассматриваемого месторождения выявлены площадные закономерности развития естественных и искусственно генерированных вертикальных трещин, имеющих азимутальное направление 290-320°. Полученные закономерности с большой долей вероятности коррелируют по площади и разрезу в пределах контура месторождения. Как было обозначено ранее, часть добывающего фонда месторождения находилась в бездействии. Это положило начало так называемому реабилитационному периоду, когда при массовой остановке скважин (изменении цикла разработки) на многих участках происходит накопление упругого запаса и перераспределение флюида [46]. Для оценки степени восстановления залежи до начальных параметров (характер насыщения, начальное пластовое давление) была построена карта распределения коэффициента восстановления пластовой системы. Распределение характеризует отношение времени бездействия к времени работы конкретной скважины (см. рис. 3, б). Естественное восстановление пластового давления должно привести к декомпрессионному размыканию порово-трещинного пространства и росту проницаемости. Согласно анализу, наибольшее значение коэффициента восстановления пластовой системы соответствует участкам с максимальной плотностью остаточных запасов нефти. Выявленная закономерность позволяет определить первоочередные участки для реализации комплекса мероприятий, в том числе и для проведения закачки МВГС, в особенности для зон с низкопроницаемыми коллекторами менее 10 мД. После анализа результатов реализации опытно-ремонтных работ на отдельных участках (единичных скважинах) необходимо сместить акцент на тиражирование рассмотренных технологий ВГВ в пределах залежи с целью увеличения коэффициента охвата и коэффициента вытеснения. Заключение Тип нефтегазовой залежи является мерой запасов и предопределяет системные решения по выбору эффективной технологии разработки. Для эффективного управления разработкой нефтегазовой залежи отбор нефти и газа следует вести в пропорциях, обеспечивающих равновесие нефтяной оторочки и газовой шапки. Для определения влияния естественной и искусственно генерированной трещиноватости на фильтрационные потоки пластовых флюидов необходимо выполнение комплексного структурно-кинематического и тектонофизического анализа разрывных нарушений. Увеличение коэффициента извлечения нефти на 3 % по разрабатываемым месторождениям в существующей структуре запасов нефти эквивалентно вовлечению в разработку дополнительных остаточных геологических запасов, сопоставимых на сегодняшний день с ежегодным приростом запасов нефти за счет проведения геолого-разведочных работ. При этом эффективность удельных затрат на внедрение активных методов добычи, в частности технологии ВГВ, на порядок выше, чем при геолого-разведочных работах. Зарубежный опыт разработки месторождений, прежде всего в США, Канаде и Норвегии, где добывается каждая вторая тонна нефти с ВГВ-технологиями, подталкивает нас к внедрению активных проектных решений по разработке нефтегазовых месторождений. Активы группы предприятий «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» с потенциалом по приросту коэффициента извлечения нефти - это прежде всего месторождения с наличием запасов природного газа. Следовательно, на нефтегазовых (газонефтяных) месторождениях, там, где это возможно и оправданно, природный газ следует рассмотреть в качестве инструмента вовлечения запасов нефти в разработку.

About the authors

Olga R. Goncharova

Author for correspondence.
Email: Olga.R.Goncharova@pnn.lukoil.com
3a Permskaya st., Perm, 614015, Russian Federation

Engineer of the 1st category of the Design and Monitoring Department of the North Group of Fileds

Sergey V. Kozlov

Email: Sergej.Kozlov@pnn.lukoil.com
3a Permskaya st., Perm, 614015, Russian Federation

Lead Engineer of the Design and Monitoring Department of the Osa and Kungur Group of Fields

References

Statistics

Views

Abstract - 238

PDF (Russian) - 323

PDF (English) - 65

Refbacks

• There are currently no refbacks.