2. Динамика нефтеизвлечения на Приобском месторождении

Приобское - крупнейшее месторождение Западной Сибири, административно располагается в Ханты-Мансийском районе. Освоение левого берега началось в 1988 г., правого — в 1999 г. Геологические запасы оцениваются в 5 млрд. т. Доказанные и извлекаемые запасы оцениваются в 2,4 млрд. т. Залежи на глубине 2,3—2,6 км. Плотность нефти 863-868 кг/м3(тип нефти средний, т.к. попадает в диапазон 851-885 кг/м3) , умеренное содержание парафинов (2,4-2,5%) и содержание серы 1,2-1,3 % (относится к классу сернистых). Добыча нефти на Приобском месторождении в 2007 г. — составила 40,2 млн. т.

Приобское месторождение характеризуется сложным строением продуктивных горизонтов, как по площади, так и по разрезу. Коллектора горизонтов АС10 и АС11 относятся к средне и низкопродуктивным, а АС12 - к аномально низкопродуктивным. Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов месторождения указывает на невозможность освоения месторождения без активного воздействия на его продуктивные пласты и без использования методов интенсификации добычи. Это подтверждает опыт разработки эксплуатационного участка левобережной части.

Основными геолого-физическими характеристиками Приобского месторождения для оценки применимости различных методов воздействия являются:

1.Глубина продуктивных пластов - 2400-2600 м.

2.Залежи литологически экранированные, естественный режим – упругий, замкнутый.

3.Толщина пластовАС10, АС11 и АС12 соответственно до 20,6 , 42,6 и 40,6 м.

4.Начальное пластовое давление - 23,5-25 Мпа.

5.Пластовая температура - 90-92°С.

6.Низкая проницаемость коллекторов.

7.Высокая латеральная и вертикальная неоднородность пластов.

8.Вязкость пластовой нефти - 1,4-1,6 мПа*с.

9.Давление насыщения нефти- 9-11 Мпа.

10.Нефть нафтенового ряда, парафинистая и малосмолистая.

Значительная часть запасов нефти Приобского месторождения содержится в низкопроницаемых коллекторах и относится к категории трудноизвлекаемых запасов. На их долю приходится около 72% от всех извлекаемых запасов промышленных категорий. Предполагаемое относительно низкое конечное извлечение нефти при разработке с применением заводнения (20-29% на различных участках, рассчитанное на изотермических моделях) на Приобском месторождении предопределяет актуальность и необходимость разработки и внедрения инновационных МУН.

Особенности геолого-физических параметров продуктивных пластов Приобского месторождения, в первую очередь повышенный уровень пластовой температуры (90-92°С), являются важной предпосылкой целесообразности применения здесь термогазового МУН. Для обоснования целесообразности применения ТГВ на Приобском месторождении были проведены значительные по объему экспериментальные и теоретические исследования.

На рис. 2.1. показаны результаты модельных расчетов динамики нефтеотдачи в площадном элементе при заводнении неоднородного по проницаемости пласта, насыщенного маловязкой нефтью (1,5 мПа*с при пластовой температуре 80 °С).

В первом случае (вариант 1) происходило изотермическое вытеснение водой (температура закачиваемой воды на забое нагнетательной скв. 80 °С), в варианте 2 температура закачиваемой воды на забое нагнетательной скважины составляла 8°С. Отчетливо видно, что динамика нефтеотдачи во втором варианте заметно хуже таковой в варианте 1, а конечная нефтеотдача (при достижении обводненности 98%) снизилась более чем на 3%.

Возможное выпадение парафина, блокирование фильтрации в охлажденных пластах при закачке холодной воды не моделировалось и, поэтому, учитывая также то, что на ряде месторождений пластовые температуры могут достигать 100-120 °С, представленные результаты являются не самыми негативными. Особую опасность при холодном заводнении представляют пропластки суперколлекторов (в том числе трещины гидроразрыва), а также повышенное содержание асфальтеносмолистопарафиновых веществ (АСПВ) в нефти.

Рис. 2.1. Динамика нефтеизвлечения в элементе пласта при закачке воды с начальной пластовой температурой (80 °С - вариант 1), и холодной воды (8 °С - вариант 2)

Для экспериментов использовались керны и пластовые флюиды Приобского месторождения. Термогазовые смеси (ТГС) изготовлялись путем смешения в бомбе PVT газов, состав которых (CO2, N2, легкие углеводороды) определен по результатам экспериментов по окислению нефтей на трубных моделях. Проведенные в ООО «ГРИТ» эксперименты по фильтрации на кернах показали, что при растворении ТГС в нефти понижается вязкость и плотность нефти, а при фильтрации ТГС на кернах происходит многоконтактная смесимость с нефтью и практически полное ее вытеснение.

В свою очередь, полученные в ООО «ОЦИиР» кинетические закономерности автоокисления нефти при ТГВ показали:

- наличие двух стадий окисления с выходом продуктов окисления нефти (N2, CO2, CO, углеводородные газы ~2,5%) - «быстрая» стадия реакции и «основная» стадия (поглощение основного количества кислорода);

- период индукции при автоокислении нефти составляет менее 2 суток при пластовой температуре.

Сравнение экспериментальных данных при многоконтактной смесимости между газом и нефтью Приобского месторождения с одной стороны, и математических исследований ТГВ с другой, показали практически полную сходимость значений коэффициента вытеснения нефти, а именно:

- при фильтрации продуктов окисления нефти в насыпной слим-модели пласта (длиной 9,9 м) Квыт=0,90-0,95;

- при фильтрации ТГС №3 на кернах (ТГС №3 соответствует составу передней части оторочки смешивающегося агента при ТГВ) Квыт=0,93;

- при математическом моделировании ТГВ c применением модели CMG STARS на основе использования уравнений трехмерной трехфазной многокомпонентной фильтрации и описания тепловых процессов Квыт=0,90-0,93.

В процессе исследований было проведено обоснование технологических параметров процесса на типовом элементе пласта, включая водовоздушное отношение, забойные давления на скважинах, скорости продвижения оторочки, концентрации компонентов в газовой и жидкой фазах. Для выбранного варианта были рассмотрены различные подходы по регулированию процесса ТГВ, в том числе, регулирование продвижения фронта как по площади, так и по разрезу, применение чередующейся закачки воздуха и воды.

Расчеты выполнены для нескольких участков Приобского месторождения. Проведены оценка технологических показателей применения ТГВ и их сопоставление с показателями заводнения, оценка экономических показателей ТГВ по действующему регламенту, их сопоставление с экономическими показателями разработки с применением заводнения.

На рис. 2.2. приведено сопоставление расчетных показателей разработки на режиме изотермического заводнения и ТГВ для одного из участков месторождения, насчитывающем 12 скважин.

Рис. 2.2. Динамика нефтеизвлечения на одном из участков Приобского месторождения при разработке с применением заводнения и с термогазовым воздействием

Видно, что ТГВ при разработке участка, находящегося на начальной стадии разработки, позволяет достичь значения КИН 0,41 при объеме закачки воздуха, составившего 30% от порового объема участка. Накопленный удельный расход воздуха на добычу нефти не превысил 440 нм³/т.

Планируется реализация проекта опытно-промышленных работ по ТГВ на Приобском месторождении. В последние годы в ряде нефтяных компаний ведется работа по подготовке промысловых испытаний МУН, в том числе ТГВ, в различных геолого-промысловых условиях.