Системный подход к ранжированию потенциальных объектов для применения газовых методов увеличения нефтеотдачи

UDK: 622.276.6
DOI: 10.24887/0028-2448-2021-10-69-75
Ключевые слова: смесимость, водогазовое воздействие (ВГВ), нефтяной газ, прирост коэффициента извлечения нефти (КИН), выбор объектов для реализации газовых методов увеличения нефтеотдачи (МУН)
Авт.: Д.Г. Афонин (ООО «Тюменский нефтяной научный центр»), к.т.н., С.А. Левагин (ООО «Тюменский нефтяной научный центр»), Н.А. Морозовский (ПАО «НК «Роснефть»), к.т.н., А.А. Ручкин (ООО «Тюменский нефтяной научный центр»), к.т.н., К.В. Торопов (ПАО «НК «Роснефть»), К.М. Федоров (Тюменский гос. Университет), д.ф.-м.н.

ПАО «НК «Роснефть» уделяет особое внимание применению системного подхода к поиску наиболее эффективных методов увеличения нефтеотдачи (МУН) на месторождениях компании. В статье рассмотрена разработка процедуры отбора залежей и месторождений в крупной операционной компании с большим числом эксплуатируемых лицензионных участков, благоприятных для применения газовых МУН.

В мировой технической литературе представлено достаточное количество геолого-физических критериев применения газовых МУН. Однако, как показывает более тщательное изучение, в основном они приводятся для успешных проектов. О неуспешных проектах часто умалчивается либо не дается объяснений их более низких результатов. Кроме того, диапазон свойств пластов при фактической апробации МУН достаточно широк, а факторная изученность влияния геолого-физических условий на эффективность газового воздействия крайне низкая. Статистика успешных газовых проектов не выявила строго значимых фильтрационных свойств, влияющих на эффективность закачки газов, а только лишь указывает на широкий диапазон применимости. В статье предложен ряд ключевых геолого-физических параметров, влияющих на эффективность процессов газового воздействия. В качестве главного критерия отбора определена технико-экономическая эффективность применения водогазового воздействия углекислым, углеводородными, дымовыми газами и азотом. Процедура основана на результатах анализа мирового опыта применения газовых МУН, обработки накопленных экспериментальных исследований и численных расчетах на секторной композиционной модели. Она включает несколько шагов: 1) поиск порога минимально необходимого количества нефти и газа на месторождении на основе выполнения укрупненных экономических оценок; 2) выделение и учет геолого-физических и технологических стоп-факторов, препятствующих эффективному применению газовых методов; 3) ранжирование оставшихся объектов на основе введенного критерия близости пластового давления к минимальному давлению смесимости; 4) уточнение экономических оценок применения газовых МУН для первоочередных объектов компании; 5) выделение и учет технологических и инфраструктурных рисков для ранжирования приоритетных кандидатов. Предложенный подход апробирован на объектах и месторождениях ПАО «НК» Роснефть» и будет являться основой для формирования перспективных планов компании в области применения газовых МУН.

Список литературы

1. Immiscible Nitrogen Injection: a Challenging Experience on Depleted Naturally Fractured Reservoir / A.F. Vazquez, R. Guerrero, M.A. Ancona [et al.] // SPE-171816-MS. – 2014. – DOI: https://doi.org/10.2118/171816-MS

2. Heucke U. Nitrogen Injection as IOR/EOR for North African Oil Fields // SPE–175730-MS. – 2015. – DOI: https://doi.org/10.2118/175730-MS

3. Taber J.J. The Use of Flue Gas for the Enhanced Recovery of Oil // Conference paper Symposium «EOR by Gas Injection», Int. Energy Agency Collaborative Research Program on EOR. – Copenhagen, Denmark. – 1988. – 14 September.

4. Байков Н.М. Опыт повышения нефтеотдачи на месторождениях США путем закачки СО2 // Нефтяное хозяйство. – 2012. – № 11. – С. 141–143.

5. Балинт В., Бан А., Долешан Ш. Применение углекислого газа в добыче нефти. – М.: Недра, 1977 – 240 с.

6. Stalkup F.I. Miscible Flooding Fundamentals. – Society of Petroleum Engineers Monograph Series, 1983. – 204 p.

7. Dindoruk B., Johns R., Orr F.M. Measurement of Minimum Miscibility Pressure: A State of the Art Review // SPE–200462-MS. – 2020. – DOI: https://doi.org/10.2118/200462-MS

8. Christensen J.R., Stenby E.E., Skauge A. Review of WAG Field Experience // SPE-71203-PA. – 2001. – DOI: https://doi.org/10.2118/71203-PA

9. Трухина О.С., Синцов И.А. Опыт применения углекислого газа для повышения нефтеотдачи пластов // Успехи современного естествознания. – 2016. – № 3. – С. 205–209. – http://www.natural-sciences.ru/ru/article/view?id=35849.

10. Juanes R., Blunt M.J. Impact of Viscous Fingering on the Prediction of Optimal WAG Ratio // SPE-99721-MS. – 2007. – DOI: https://doi.org/10.2118/99721-MS

11. Lake L.W. Enhanced Oil Recovery. – Englewood Cliffs, New Jersey: Prentice-Hall, 1989.

12. Исследование эффективности ВГВ (на примере пласта Ю1 Когалымского месторождения) / Г.И. Пияков, А.П. Яковлев, Р.И. Кудашев, Е.И. Романова // Нефтяное хозяйство. – 1992. – № 1. – С. 38–39.

13. Исследование эффективности водогазового воздействия на вытеснение высоковязких нефтей / А.Н. Дроздов, В.П. Телков, Я.А. Егоров [и др.]  // Нефтяное хозяйство. – 2007. – № 1. – С. 58–59.

14. Taber J.J., Martin F.D., Seright R.S. EOR Screening Criteria Revisited Part 1. Introduction to Screening Criteria and Enhanced Recovery Field Projects // SPE-35385-PA. – 1997. – DOI: https://doi.org/10.2118/35385-PA

15. Alkin M.Y., Hammadi E.A. First CO2 – EOR Project in the Middle East, Lessons Learnt and Future Plan after Two Years of Injection // SPE–197274-MS. – 2019. – DOI: https://doi.org/10.2118/197274-MS

16. DeGolyer & MacNaughton: Оценка проекта СО2 МУН 2020 // Summary of SPE Online Workshop EOR21, 2021.

17. Abbaszadeh M. Enhanced Oil Recovery Methods // Publ. Innovative Petrotech Solutions, Inc., Japan, JOGMEC. – 2010.

18. A Pilot Carbon Dioxide Test, Hall-Gurney Field, Kansas / G.P. Willhite, A.P. Byrnes, M.K. Dubois [et al.] //SPE-153906-PA. – 2012. – DOI: https://doi.org/10.2118/153906-PA

19. Zhang N., Wei M., Bai B. Comprehensive Review of Worldwide CO2 Immiscible Flooding // SPE–190158-MS. – 2018. – DOI: https://doi.org/10.2118/190158-MS

20. Kossack C. EOR Processes – Miscible Gas Injection Miscible CO2 and/or H-C Solvent Injection. – Lecture Schlumberger: SIS Training and Development, 2018.

21. Оценка потенциала утилизации газа путем его закачки в пласт с целью повышения коэффициента извлечения нефти / Д.В. Песоцкая, М.В. Федоров, М.Ю. Климов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2013. – № 2. – С. 74–78.

22. Игнатьев Н.А., Синцов И.А. Опыт и перспектива закачки азота в нефтегазовой промышленности // Technical Sciences Fundamental Research. – 2015. – № 11. – С. 43–46.

23. Назарова Л.Н., Карпов С.Н. Оценка эффективности технологии закачки газа в низкопроницаемые многопластовые объекты // Территория Нефтегаз. – 2019. – № 9. – C. 58–63.

24. Evaluation of a Vietnam Offshore CO2 Huff’n’Puff Test / T. Uchiyama, Y. Fujita, Y. Ueda [et al.] // SPE–154128. – 2012.

25. Water Altenating Gas WAG Optimization Using Tapered WAG Technique for Giant Offshore Middle East Oil Field / M.Y. Khan, A. Kohata, H. Patel [et al.] // SPE–183181 MS. – 2016. – DOI:10.2118/183181-MS

26. Прогноз минимального давления смесимости на основе уравнений корреляций и определение оптимального компонентного состава для достижения смешивающегося вытеснения в геологических условиях Западной и Восточной Сибири / В.А. Захаренко, А.В. Кобяшев, К.М. Федоров [и др.] // Нефтепромысловое дело. – 2019. – № 11 (611). – С. 62–68.


Внимание!
Купить полный текст статьи (формат - PDF) могут только авторизованные посетители сайта.