ПАО «НК «Роснефть» уделяет особое внимание применению системного подхода для поиска наиболее эффективных методов увеличения нефтеотдачи (МУН) на месторождениях компании. Данная статья продолжает цикл публикаций, посвященных проблематике обоснования и реализации газовых МУН. Рассмотрена разработка регрессионной зависимости для экспресс-оценки прироста коэффициента извлечения нефти (КИН) при применения газовых МУН.
В последнее время возрос интерес к применению газовых МУН и водогазового воздействия (ВГВ). Такие методы весьма дорогостоящи как с точки зрения капитальных затрат на промысловое обустройство и оборудование, так и с учетом стоимости эксплуатации, контроля процесса, лабораторной и проектной проработки. В условиях необходимости изучения значительного количества потенциальных объектов и вариантов закачки требуется предварительная верхнеуровневая технико-экономическая оценка, которая должна содержать: 1) определение возможного риска применения ВГВ; 2) расчеты предполагаемого технологического эффекта; 3) учет оперативно полученных профилей добычи с целью расчета экономической целесообразности применения технологии. Ранее рассмотрены различные геологические, технологические и организационные риски, а также принципы ранжирования объектов по очередности применения ВГВ. В данной статье внимание уделено проблеме предварительного расчета КИН. Отмечено, что существующие экспертные системы оценки прироста КИН при применении ВГВ или малодоступны, или используют ограниченный набор данных об объекте. Кроме того, ряд параметров в них взаимосвязан и описывает пространственно-объемную характеристику объекта, но при этом не отражают региональные особенности месторождений. На основе серии многовариантных расчетов на секторной гидродинамической модели в сопоставлении с фактическими результатами предложена новая регрессионная зависимость для определения прироста КИН, связывающая давление смесимости и ряд ключевых фильтрационных свойств в единую формулу.
Список литературы
1. Испытание технологий газового и водогазового воздействия на Самотлорском месторождении / А.И. Вашуркин [и др.]. – М: ВНИИОЭНГ, 1989. – 38 с.
2. Анализ текущего состояния и перспективы применения методов повышения нефтеотдачи пластов на месторождениях ПО «Нижневартовскнефтегаз»/ С.В. Гусев [и др.]. – М.: ВНИИОЭНГ, 1991. – 71 с.
3. Зацепин В.В., Максутов Р.А. Современное состояние промышленного применения технологий водогазового воздействия // Нефтепромысловое дело. – 2009. – №7. – C. 13–21.
4. Christensen J.R., Stenby E.E., Skauge A. Review of WAG field experience // SPE-71203-PA. – 2001. – https://doi.org/10.2118/71203-PA
5. Belazreg L., Mahmood S.M. Water alternating gas incremental recovery factor prediction and WAG pilot lessons learned // Journal of Petroleum Exploration and Production Technology. – 2020. – V. 10. – P. 249–269. – https://doi.org/10.1007/s13202-019-0694-x
6. Закачка СО2 при разработке плотных коллекторов Чанцин в Китае / Юй Ибин [и др.] // Oil and Gas Journal. – 2017.– V. 3 (April). – P. 56-61.
7. Stalkup F.I. Miscible flooding fundamentals // Society of Petroleum Engineers Monograph Series. – 1983. - 204 p.
8. Willhite G.P. Waterflooding. – Richardson, TX: SPE, 1986. – 326 p.
9. Баренблатт Г.И. Подобие, автомодельность, промежуточная асимптотика. – Л.: Гидрометеоиздат, 1982. – 256 с
