Графики добычи до и после применения пен.

Основной эффект FAWAG(закачки пен) на WFB можно проиллюстрировать на рисунке 12. Дебит нефти достиг максимума через несколько месяцев после начала заводнения, а затем снизился.

рис.12 Динамика добычи нефти

Эта тенденция падения добычи была изменена после WAG воздействия, это хорошо видно на рисунке 13. Так же на рис.13 показан совокупный эффект на добычу нефти от применения WAG и FAWAG после января 2000 года.

рис.13 Динамика добычи нефти и воды

Вывод.

Для оценки FAWAG в WFB сравнивались основные динамики показателей добычи нефти до и после использования пены. Пена закачивалась в скважину P-32, и на скважине P-39 уменьшился газовый фактор. В период с марта 2000 г. по сентябрь газовый фактор значительно снизился по сравнению с периодом, когда закачка пены не применялась. Собранная информация свидетельствует о значительном влиянии пены на производственные показатели скважины P39, а также говорит о хороших перспективах применения ее на месторождении Снорр.

На рисунке 13 показано изменение обводненности, газового фактора и дебита нефти в P39 с самого начала 1996 года. Оценивая средний дебит нефти в 3000 стандартных м3/д с июля-96 по январем-99 мы можем сказать, что добыча составила в общей сложности 2,7 млн. стандартных м3 нефти. Также средний дебит нефти при продолжении закачки воды до янв-01 был равен до 1300 станд.м3/сут. Таким образом, общий объем добычи нефти составил примерно 3,7 млн.снанд.м3. Во время периода использования WAG/FAWAG (янв-99 - янв-01) средний дебит нефти были приблизительно равен 2400 станд.м3/сут и дает общий объем добычи нефти в 4,5 млн.станд.м3 с момента запуска. Таким образом, мы можем говорить об увеличении добычи на 5-10% в результате использования пен.

На рисунке 14 представлены накопленные показатели по газу. Разница между закачиваемым и обратно добываемым газом показывает, что большое количество газа остается в резервуаре. Разница между закачкой газа с пеной или без (см график) заключается в том, что при закачке газа у нас присутствуют большие потери, связанные с прорывом газа в другие пласты и горизонты (около 100 млн. станд.м3). Расходы на FAWAG на West Fault Block были порядка 1 млн $, а дополнительные значения добычи нефти составляет порядка ~ 25-40 млн $.

рис. 14 Сравнение смоделированных результатов по закачке газа с пеной, газа без пены с историей добычи в скважине (Р-39) и закачкой газа в скважину P-32

Газовые МВ

На успешность применения газовых методов в основном оказывают влияние глубина залегания (условие смесимости газовых агентов с пластовой нефтью), толщина и литология пласта. Пласт должен характеризоваться высокой приемистостью при значительных давлениях. Критерии применимости газовых методов приведены в табл. 8.

Таблица 8. Критерии применимости газовых МВ

Параметры	Единица измерения	Азот сме-щивающий-ся	Азот не-смещива-ющийся	СО2 смещи-вающийся	СО2 несме-щивающий-ся	Углеводо-родные растворители	Газ высокого давления
Тип породы Тип коллектора Проницаемость Пористость Нефтенасыщенность Связанная вода	  мкм2 д.ед. д.ед. д.ед.	т п 0,00013 0,040,35 0,251 нд	т п 0,0053 0,040,35 0,51 нд	т п 0,00013 0,040,35 0,251 нд	т, к п 0,0053 0,040,35 0,51 нд	т п 0,0053 0,040,35 0,41 00,3	т п 0,00013 0,040,35 0,41 0,00,2
Толщина Толщина водонасыщенной зоны Толщина покрывающих пород Давление Температура Угол падения Глубина залегания	м м м МПа оС град. м	630 03 3-100 3555 20200 090 22006000	630 0v3 3100 555 20200 05 3606000	630 03 3100 855 20200 090 9006000	630 03 3100 555 20200 0,05 7006000	640 03 3100 555 20200 0,05 4006000	615 03 3100 2555 20200 0,090 8007000
Плотность Вязкость Кислотное число	кг/м3 мПа.с мг/г	650880 0,0125 нп	650920 0,410 нп	650-880 0,01-12 нп	6501000 101000 нп	650880 0,150 нп	650880 0,410 нп
Азотистые соединения	д.ед.	00,02	00,02	0-0,02	00,02	00,02	00,02
Содержание парафина Содержание асфальтенов Содержание смол	д.ед. д.ед. д.ед.	нд нд нд	нд нд нд	0,0-0,3 0,0-0,1 0,0-0,15	0,00,3 0,00,1 0,00,15	нд нд нд	нд нд нд
Содержание цемента Содержание глин	д.ед. д.ед.	нп 0,00,05	нп 0,00,05	нп 0,0-0,05	нп 0,00,05	нп 0,00,05	нп 0,00,05

Метод нагнетания CO₂ основан на ее способности растворяться как в воде, так и в нефти. Использование двуокиси углерода для извлечения нефти началось с конца 40-х годов и сейчас является одним из немногих МВ, который применяется в промышленной разработке залежей нефти. Вытеснение нефти при нагнетании двуокиси углерода происходит за счет изменения вязкости нефти и воды. Вязкость нефти в значительной степени уменьшается, в то время как вязкость воды незначительно увеличивается (в 1,21,3 раза). Это и приводит к существенному улучшению соотношения подвижностей нефти и воды; увеличению охвата пласта на 820%; увеличению объема нефти в 1,51,7 раза (за счет ее обогащения углекислым газом), и это способствует эффективному вытеснению нефти и доотмыву остаточной нефти. Особенно сильно сказывается увеличение объема нефти при разработке залежей легкой нефти. Под смешиваемостью понимается способность CO₂ и нефти смешиваться в неограниченной пропорции и образовывать единую фазу с отсутствием поверхности раздела между ними. В двуокиси углерода могут растворяться УВ от C₆ до C₃₀, что важно для разработки высоковязких тяжелых нефтей. При этом происходит увеличение проницаемости пород: для песчаников она увеличивается на 515%, а для карбонатов на 675%. Наиболее существенными факторами, влияющими на успешность применения метода CO₂, являются вязкость пластовых жидкостей, небольшая нефтенасыщенность и гетерогенность пласта [m12, r7]. Если CO₂ находится в газовой фазе, то она растворяется в воде и нефти и, обратно, если CO₂ находится в жидкой фазе, то вода растворяется в углекислом газе, а легкие компоненты нефти переходят в газовую фазу. Механизм вытеснения нефти CO₂ имеет свои особенности в зависимости от того, является процесс вытеснения смешивающимся или несмешивающимся. В случае несмешивающегося вытеснения коэффициент вытеснения нефти ниже, чем при смешивающемся вытеснении. Вследствие того, что в пласте имеет место трехфазная фильтрация, характеризуемая повышенным фильтрационным сопротивлением, коэффициент охвата пласта воздействием выше при полном смешивании. Целесообразность применения несмешивающегося вытеснения нефти CO₂ обусловлена более низкой стоимостью процесса и требуемым давлением нагнетания. В процессе смешивающегося вытеснения нефти двуокисью углерода происходит ее растворение в нефти и воде. В первом случае происходит набухание нефти, уменьшение ее вязкости и улучшение подвижности и капиллярного впитывания воды пористой средой. Во втором случае несколько возрастает вязкость воды и уменьшается ее подвижность, снижается поверхностное натяжение на границе раздела фаз нефтьвода. Природный газ и азот, закачиваемые вместе с CO₂, ухудшают условия смешиваемости. Метод нагнетания CO₂ эффективно реализуется на месторождениях США и в настоящее время по уровню добычи нефти занимает третье место после метода закачки пара и полимерного заводнения. Причем 98 % добычи нефти этим методом приходится на смешивающееся вытеснение нефти CO₂ и только 2%  на несмешивающееся вытеснение. Основные технологии: непрерывное нагнетание CO₂; нагнетание воды, насыщенной CO₂ до 35% (карбонизированное заводнение); вытеснение оторочкой CO₂ (размер оторочки 0,10,3 объема пор); чередующиеся оторочки CO₂ и воды для снижения языкообразования; циклическая закачка углекислого газа и воды; совместное нагнетание CO₂ и ПАВ. Факторы, ограничивающие использование CO₂: снижение охвата пластов (по сравнению с обычным заводнением); неполная смесимость с нефтью, при этом в CO₂ растворяются легкие УВ (тяжелые фракции нефти остаются в пласте); коррозия скважин; утилизация CO₂; являются выпадение осадков в пласте; трудности транспортирования и хранения больших объемов CO₂; поглощение CO₂ в пласте (до 70% закачиваемого объема. Главные проблемы при использовании метода нагнетания CO₂ связаны с наличием источников получения CO₂ вблизи месторождения, с его транспортировкой, а также с отделением CO₂ от нефти и его регенерацией для последующей закачки.

Механизм вытеснения нефти углеводородными (природными) газами и азотом в основном аналогичен вытеснению нефти двуокисью углерода. В то же время имеется ряд особенностей. Так, условия полного смешивания газов с нефтью достигаются при более высоких давлениях по сравнению с двуокисью углерода. Углеводородный газ смешивается с нефтью при давлениях порядка 2535 МПа, а азот  3650 МПа. Кроме того, азот легче смешивается с легкой нефтью, чем с тяжелой, и плохо растворим в воде. Все это приводит к тому, что коэффициент вытеснения нефти азотом ниже коэффициента вытеснения нефти при использовании природного газа и тем более двуокиси углерода (примерно на 47%). Эффективность несмешивающегося вытеснения нефти азотом и углеводородным газом также ниже вытеснения нефти двуокисью углерода. Добавление CO₂ к нагнетаемому природному газу или азоту заметно увеличивает нефтеотдачу. Углеводородный газ в основном применяют для добычи легких нефтей и доразработки нефтяных залежей после заводнения. Эффективность вытеснения нефти природным газом тем выше, чем больше этан-пропан-бутановых компонентов в составе нагнетаемого газа. Источником природного газа может служить либо нефтяной газ, либо газ газовых шапок, либо газ из газовых месторождений. Кроме того, для достижения более полного смешивания газа с нефтью в газовый поток добавляют широкую фракцию легких УВ (ШФЛУ). Объем оторочки в успешных проектах составлял до 3540% порового объема, а дополнительная нефтеотдача за счет применения метода достигала 1230% начальных извлекаемых запасов. Нагнетание углеводородных газов перспективно для разработки рифогенных и пологозалегающих месторождений с легкой нефтью. В основном перспектива его применения зависит от цен на углеводородные газы и нефть. Источником азота могут служить либо дымовой газ, содержащий свыше 85% азота, либо азот, получаемый путем фракционной прокачки жидкого воздуха. Дымовой газ получают при сжигании природного газа в паровом котле. Отметим, что при этом объем дымового газа почти в 9 раз превышает объем сжигаемого природного газа.

Рассмотрим опыт Норвегии в области применения газовых методов.

К концу 2008 г. было закачано в общей сложности 561 млрд. ст. м³ газа на 28 месторождениях. Однако наибольшая часть газа, примерно 70 процентов, была закачана на пяти месторождениях - Усеберг, Статфьорд, Экофиск, Осгард и Шляйпнер - Ост, - группе месторождений, содержащих как нефтяные, так и газоконденсатные коллекторы.

рис.15 Накопленные данные по закачке газа на норвежском континентальном шельфе

рис.16 Накопленные данные по закачке газа и утвержденные планы закачки газа в будущем.

Данные, приведенные выше, показывают объемы закачки газа по различным месторождениям до 2008 г. Некоторые месторождения получали газ с соседних месторождений в дополнение к закачке своего собственного газа. Однако на большинстве месторождений осуществляется закачка только собственного добытого газа. Один и тот же газ может, таким образом, быть добыт и повторно закачан несколько раз.

На втором рисунке показаны как накопленные данные по общим объемам закачанного газа, так и прогноз будущих объемов закачки, основанный на планах, подготовленных компаниями. На диаграмме видно, что в последние годы ежегодно закачивалось от 35 до 40 млрд. ст.м³ газа. Этот уровень сохранится еще в течение некоторого времени. Большая часть закачанного газа будет впоследствии добыта и продана.

В 2005 г. Норвежский Нефтяной Директорат подготовил обзор месторождений норвежского континентального шельфа, на которых был закачан, и (или) есть планы осуществления закачки, большой объем природного газа. Обзор базировался на цифровых данных и результатах опроса ключевых специалистов по технологии разработки пласта на рассматриваемых месторождениях. Главный вопрос был следующим: сколько дополнительной нефти было извлечено за счет закачки газа по сравнению с альтернативным механизмом вытеснения, рассматривавшимся, когда было принято решение о закачке газа. К альтернативным механизмам вытеснения относились либо закачка воды, либо вообще полное отсутствие закачки. Кроме того, был предоставлен отчет о том, сколько дополнительной нефти можно ожидать в будущем, основываясь на планируемой закачке газа. Данные основываются на результатах моделирования пласта, выполненного компаниями-операторами. В некоторых случаях проблема заключалась в том, что имитационная модель обновлялась для сценария с закачкой газа, но не для альтернативных механизмов. Таким образом, здесь также проводится определенная экспертиза. Аналогичный обновленный обзор был подготовлен в 2009 г.

Основываясь на этих обзорах месторождений, оценки ННД показали, что закачка газа на месторождениях на норвежском континентальном шельфе до конца 2008 г. дала от 240 до 270 млн. ст.м³ больше нефти и конденсата, чем там, где закачка газа не применялась.

Если существующие планы по закачке газа (как на 2009 г.) осуществятся, то будет извлечено дополнительно около 80-90 млн. ст.м³. Это означает, что Норвегия приобретет от 320 до 360 млн. ст.м³ больше нефти и конденсата благодаря выполненным и запланированным проектам закачки газа. В дополнение, доходы увеличатся или будут более быстро получены благодаря тому, что закачка газа позволяет продолжить добывать нефть и конденсат тогда, когда при других условиях добыча уже была бы снижена или остановлена (поскольку сжигание не допускается кроме случаев, когда это диктуется соображениями технической безопасности).

Также интересно учесть эффективность закачки газа в плане количества дополнительной нефти на объем закачанного газа. Это опять же в сопоставлении с альтернативной стратегией осушки пласта. Основываясь на вышеприведенных цифрах, мы видим, что пока общая эффективность для всех месторождений составляет от 0,43 до 0,48 млн. ст.м³ дополнительной нефти на млрд. ст.м³ закачанного газа. Однако, исходя из более детального анализа, проведенного в 2005 г. по 9 месторождениям с наибольшим объемом закачанного газа, общая эффективность для этих месторождений составила от 0,5 до 0,6 ст.м³ дополнительной нефти на млрд. ст.м³ закачанного газа. Это указывает на то, что мы закачиваем больше дополнительной нефти на млрд. ст.м³ закачанного газа. Это указывает на то, что мы закачиваем больше газа на тех месторождениях, где это наиболее эффективно. Хотя для этих 9 месторождений эффект варьировался в зависимости от специфики каждого из них между 0.2 и 1.0 млн. ст.м³ дополнительной нефти на млрд. ст.м³ закачанного газа.

Остановимся по-подробнее на месторождении Гульфакс.

Месторождение Гульфакс - крупное нефтяное месторождение в норвежском секторе Северного моря. Добыча на нем ведется с 1986 с помощью заводнения в качестве первичного метода для извлечения нефти. Закачка WAG инъекций в нижний Brent горизонт через скважину A-11 была начата в марте 1991 года. Эта скважина расположена на юге Гульфакского месторождения.

Была построена модель месторождения, достоверность которой была подтверждена временем в период до января 1993 г по всей эксплуатируемой площади, включая площадь Brent . Прогнозы до конца 2005 года указывали о повышение добычи нефти на 0,3 млн. стандартных м3 и плюс небольшое ускорение добычи нефти. Большая часть предсказанного увеличения нефтедобычи была достигнута в 1993 году. Технология WAG продолжается применятся в пласте А-2, но с меньшим количеством газа чем в предыдущие годы. За счет применения технологии WAG дополнительный прирост добычи нефти в пласте А-2 составляет 2 млн.стандартных м3.

Gullfaks месторождение, расположенное у берегов Норвегии (рис.17), имеет запасы объемом в 582 миллионов стандартных м3 нефти и 325 миллионов стандартных м3 извлекаемых запасов с соответствующим коэффициентом извлечения 56%. Месторождение состоит в основном из трех горизонтов принадлежащих юрскому времени: Brent, Cook, и Statfjord. Добыча началась в 1986 и уже добыто порядка 290 миллионов стандартных м3 нефти.

рис.17 Карта месторасположения Гульфакского месторождения

Горизонт Brent (рис.18), содержит 74% запасов. Группа Brent состоит из Rannoch, Etive, Несс и Tarbert образований.

.

рис.18 Горизонт Brent

Ness свиты (N-3. N-2 и Nl) и нижняя часть свиты Tarbert (Tl) состоят из песчаников с прослоями кальцита, мела и слоев сланцев. Вертикальная связь между этими пластами отсутствует. В верхней части свиты Tarbert (Т-3, Т-2) имеется хорошая вертикальная связь с соседними горизонтами. Также существуют вертикальные связи между Etive и Rannoch горизонтами.

Структура Гульфакского месторождения очень сложна. Имеются многочисленные разломы: тектонические разломы и небольшие подгруппы разломов. Оба типа аномалий в некоторых случаях изолированы, а в некоторых нет. И этот факт оказывает большое влияние на структуру потоков по месторождению.

На западе и на севере месторождения имеется подпитывающий водоносный горизонт. Месторождение имеет торговое соглашение о транспортировки его по трубопроводу в Karsto. Из-за ограничений по пропускной способности трубопровода, часть газа закачивалась пласт. В конце 1980-х газ был закачан в горизонт Cook, в основном для хранения, но также и для поддержания давления. На месторождении был период когда оно закрывалось для того чтобы в нем произошла сегрегация фаз и в этот период газ в месторождение не закачивался. Дебит из скважин увеличилась по прошествии этого периода, и результат был намного лучше, чем ожидалось. Поэтому были исследованы новые области в месторождении, которые позволили более активно использовать газ для повышения нефтеотдачи пластов.