В данной работе рассматривается подбор оптимального вытесняющего агента с целью совершенствования системы разработки участка месторождения с трудноизвлекаемыми запасами (ТРИЗ).
Традиционным методом извлечения высоковязкой нефти является применение закачки тепловых агентов. Применение тепловых методов основано на способности нефтяного пласта накапливать и передавать тепловую энергию.
Перенос тепла в основном осуществляется за счет теплопроводности и конвекции. Рабочим агентом при применении тепловых методов является вода, которая переносит больше тепла, приходящегося на единицу тепла, чем любая другая жидкость. Для условий повышенной вязкости нефти и значительной неоднородности коллектора по толщине пласта соотношение подвижностей значительно превышает единицу, что приводит к образованию языков обводнения и низкому значению коэффициента охвата пласта по толщине. Учитывая сложное геологическое строение анализируемого месторождения и эффект от применения данного метода на других блоках, в качестве возможного способа модернизации системы разработки была оценена эффективность применения полимерного заводнения.
Закачка полимеров относится к методам, приводящим к увеличению коэффициента охвата за счет изменения свойств воды при добавке в нее макромолекул полимера. Подвижность вытесняющей фазы обычно выше подвижности вытесняемой.
Выработка запасов рассматриваемого 9 блока началась в 2001 г и осуществлялась на естественном режиме вплоть до ноября 2011 г.
На сегодняшний день вытеснение нефти осуществляется путем применения закачки холодной воды через нагнетательные скважины. Учитывая, что на всем месторождении нефть относится к категории ТРИЗ, можно констатировать, что выработка запасов осуществляется технологически неэффективно.
В данной работе был проведен комплексный анализ разработки выбранного участка и возможных методов эффективного доивзлечения его запасов.
Проведение анализа и расчетов
По геологическому строению месторождение компании Лукойл Оверсиз относится к сложным. Продуктивные коллектора приурочены к терригенным отложениям среднеюрского и нижнемелового возраста, разделены на блоки тектоническими нарушениями (см. рис. 1). Месторождение разрабатывается с 1999 г, на 1 января 2014 г текущий КИН 0,056.
Нефть месторождения тяжелая, высоковязкая, относится к категории ТРИЗ:
плотность нефти 937 кг/м3.
вязкость нефти 200 600 сП. 75
Рис. 1. Схема расположения линий тектонических нарушений
На месторождении выделено 2 объекта разработки.
На участке 1 января 2014 г отобрано 19,7% от утвержденных извлекаемых запасов. При этом различные блоки месторождения характеризуются разными геологическими условиями и значительным отличием друг от друга по степени выработки. Наиболее выработанными являются центральные блоки месторождения.
На месторождении опробованы и широко применяются различные методы увеличения нефтеотдачи.
Наибольшую эффективность на центральных блоках показали закачка горячей воды и применение геле-полимерного заводнения. В рамках производственной задачи проанализировано совершенствование системы разработки 9 блока месторождения.
Данный блок характеризуется крайне низкой степенью выработки: накопленная добыча нефти на 1 января 2014 г данного блока составила 171 тыс тонн, что составляет всего 6,5% от утвержденных извлекаемых запасов данного участка месторождения.
Для оценки эффективности применения тепловых методов на 9 блоке были использованы термодинамические свойства флюидов и горных пород месторождения, определенные на основе результатов исследований поверхностных и глубинных проб и керновых исследований.
Результаты этих исследований сведены в табл. 1. Данные величины заложены в гидродинамическую модель месторождения.
Таблица 1 .Термодинамические свойства пород пласта и насыщающих флюидов
Для оценки эффективности применения полимерного заводнения на 9 блоке были использованы особенности взаимодействия горной породы месторождения с полимерными растворами (см. табл. 2, 3).
Данные величины заложены в гидродинамическую модель месторождения. Помимо названных 2х методов увеличения нефтеотдачи была рассмотрена эффективность применения их комбинации, термополимерного заводнения, применения импульснодозированного теплового воздействия (ИДТВ).
Таблица 2. Свойства породы для полимера
Таблица 3. Функции адсорбции полимера
Для технологической оценки всех рассматриваемых технологий была использована актуализированная на 01.01.2014 гидродинамическая модель месторождения, построенная в программном комплексе Eclipse.
На рис. 3 показана настройка гидродинамической модели участка на 1 января 2014 г.
Рис. 2. Визуализация гидродинамической модели, построенной в Eclipse 78
Рис. 3. Сходимость модели с фактом
Адекватность расчета на модели подтверждается также расчетом технологических показателей разработки (ТПР), проведенном при помощи использования характеристик вытеснения (рис. 4).
Рис. 4. Сравнение расчета ТПР по модели и по характеристикам, базовый вариант
Ряд расчетов проводился до 1 января 2022 г. В результате был проведен технологический анализ полученных результатов и выбор наилучшего варианта совершенствования системы разработки 9 участка месторождения. В табл. 4 приведены результаты расчета.
Таблица 4. Результаты расчета на гидродинамической модели на 1 января 2022 г
Заключение и выводы
В ходе работы была рассмотрена сложившаяся система разработки на 9 участке месторождения компании ЛукойлОверсиз.
Данный участок характеризуется крайне низкими текущим коэффициентом извлечения нефти и степенью выработки извлекаемых запасов. Общеизвестно, что применение мероприятий по увеличению коэффициента извлечения нефти наиболее эффективно именно на ранних стадиях разработки месторождения. Поэтому на сегодняшний день рассмотрение изменения системы разработки с применением различных вытесняющих агентов является актуальной задачей для данного месторождения.
Было рассмотрено применение закачки оторочек горячей воды, раствора полимера и их комбинации. Наибольший прирост КИН на 1 января 2022 г получен при расчете эффективности закачки чередующихся оторочек нагретой воды и полимерного раствора.
В качестве вывода рекомендуется проведение опытнопромышленной работы на 9 блоке месторождения, 80 заключающейся в закачке термополимерных оторочек в нагнетательные скважины.
Список литературы
1. Регламент по созданию постоянно действующих геологотехнологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений − РД 153-39.0-047-00.
2. Каневская Р.Д. Математическое моделирование гидродинамических процессов разработки месторождений углеводородов. Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2002. 140 с.
3. Информационный отчет «Выработка рекомендаций по совершенствованию системы разработки и среднесрочному прогнозу добычи нефти и газа на 2013-2016 гг.» − ООО «ЛУКОЙЛ Оверсиз Сервис Б.В.».
Автор: И. Домолазов, cтажер МФ ЛУКОЙЛ Оверсиз
