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.
