Оценка возможности использования углеводородного газа для разработки нефтяных месторождений Среднего Поволжья

Самарский государственный технический университет

Рекомендуемые в настоящее время критерии применимости газовых методов для разработки нефтяных месторождений носят лишь рекомендательный характер. Внедрение проектов, в которых предусматривается использование какого-либо из газовых методов, требует тщательного анализа геологического строения объекта, параметров залежи и насыщающих ее флюидов. Для оценки возможности использования углеводородного газа на некоторых нефтяных залежах Среднего Поволжья предлагаются критерии, которые способствуют эффективной реализации проектов.

Применение метода воздействия на нефтяную залежь углеводородным газом высокого давления с целью повышения коэффициент извлечения нефти (КИН) имеет определенные ограничения, связанные как с физико-химическими свойствами пластовых флюидов, так и энергетическим состоянием залежи и ее геологическим строением.

Для оценки возможности применения газовых методов на нефтяных месторождениях рекомендуются соответствующие критерии их применения.

Однако современные представления о критериях складывались преимущественно на основании экспериментально-теоретического изучения процессов воздействия на пласты. Обобщение исследований с целью уточнения критериев проводились Э.М.Халимовым, А.А.Боксерманом, Н.Л.Раковским, В.С.Мелик-Пашаевым, С.А.Ждановым, М.Л.Сургучевым, А.Т.Горбуновым, Д.П.Заб-родиным и другими отечественными и зарубежными авторами.

Мнение практически всех авторов едино: рекомендуемые критерии могут служить лишь ориентиром при выборе объекта и метода воздействия на него.

Возможность эффективного применения того или иного процесса при воздействии на пласт необходимо рассматривать в конкретных геолого-физических условиях. В настоящее время в США и Канаде реализуются крупномасштабные работы на нефтяных месторождениях с применением углеводород ного газа высокого давления - это Фейервей и Ливесленд в Техасе; Фейруей, Келли Снайдер и Кроссет.

Используя накопленный опыт в проведении такого рода работ, как зарубежные, так и отечественные специалисты рекомендуют учитывать некоторые ограничения при их реализации.

Область испытания газовых методов по типу коллекторов, их проницаемости и стадии разработки весьма широка, однако диапазон вязкости нефти рекомендуется ограничить 15 мПа - с. Наивысшее число положительных результатов (75%) при закачке углеводородного газа получено в малопроницаемых незаводненных коллекторах. Газовое воздействие на пласт рекомендуется осуществлять при наиболее редкой сетке скважин.

При оценке возможности осуществления закачки газа рекомендуется руководствоваться четырьмя основными геолого-физическими факторами: типом коллектора, его средней проницаемостью, вязкостью нефти и стадией разработки объекта на начало внедрения метода.

Для осуществления более полной смешиваемости сравнительно дешевого газа (метана) с нефтью рекомендуется добавлять в него углеводороды промежуточной молекулярной массы.

Для выравнивания гравитационной и вязкостной неустойчивости рекомендуется вводить пенообразующие агенты.

Эффективность процесса добычи нефти с использованием газа тем выше, чем больше давление разработки. Однако оно не должно превышать горное, так как в противном случае через раскрывшиеся трещины закачиваемый агент может слишком быстро прорываться к добывающим скважинам. Давление разработки при закачке сухого и обогащенного газа рекомендуется поддерживать в пределах 15^20 МПа. Для осуществления смешивающегося вытеснения глубина залегания пласта должна превышать 1500 м.

Вытеснение нефти в несмешивающемся режиме возможно начиная с глубин порядка 600 м, а вертикальное вытеснение обеспечивает положительные результаты на глубинах порядка 400 м.

В горизонтально залегающих пластах эффективность газовых методов повышается с уменьшением толщины пласта (она не должна превышать 15 м).

Закачку газа высокого давления рекомендуется осуществлять в первую очередь в малопроницаемых коллекторах. Нижний предел проницаемости пластов оценен в 0,005 мкм2.

Нефтесодержащий пласт должен иметь надежно изолирующие покрышки, предотвращающие возможность утечки флюидов при повышении в нем давления. Газовое воздействие может быть использовано на месторождениях, пласты которых сложены любыми породами.

Наибольший эффект от применения газа достигается при вытеснении недонасыщенных нефтей, у которых давление насыщения намного ниже пластового.

Смешивающееся вытеснение достигается на месторождениях, содержащих нефти вязкостью до 12 мПа - с.

При всех видах газового воздействия на пласт увеличение содержания в нагнетаемом газе углеводородов С2-С6 существенно повышает эффективность процесса.

Для предотвращения ухода нагнетаемых агентов в законтурную область закачку газов необходимо производить только во внутри-контурные скважины.

В крутозалегающих пластах нагнетательные скважины рекомендуется располагать в сводовой части пласта. В пластах с небольшим наклоном (менее 100) газ рекомендуется нагнетать в подошвенную часть.

Плотность сетки скважин при реализации газовых методов по данным американских ученых должна быть менее 16 Га/скв., чтобы получить наилучшие технологические результаты.

Методы газового воздействия на пласт применимы на любой стадии разработки нефтяных месторождений.

В качестве объектов на территории Самарской области, где целесообразна организация закачки углеводородного газа, рекомендуются нефтяные залежи верейского горизонта, кунгурского яруса и пласта Б 2 угленосного горизонта. При выборе верейской залежи, прежде всего, учитывались такие геологические особенности ее строения, как увеличение проницаемости нефтенасыщенных пропластков от кровли к подошве залежи; отсутствие связи с законтурной областью (на что указывает отсутствие сероводорода), пологозале-гающие крылья структуры, способствующие равномерному распределению закачиваемого газа по объему залежи и терригенный коллектор, обеспечивающий наиболее полный охват воздействием. Концентрация основных запасов нефти (более 70%) в прикровельной низко проницаемой зоне залежи не позволяет охватить ее воздействием при традиционном заводнении. Анализ геологического строения, геолого-промысловых характеристик и физико-химических свойств 24 верейских залежей Среднего Поволжья позволил рекомендовать их в качестве перспективных объектов для организации закачки газа.

Диапазон изменения параметров залежей верейского горизонта:

• -    глубина залегания 750 ^ 1800 м;

• -    пластовое давление 7,4 ^ 18,9 МПа;

• -    плотность пластовой нефти 0,745 ^ 0,901 г/см³;

• -    вязкость пластовой нефти 2,37 ^ 81 мПаЧс;

• -    смолы и асфальтены 7,3 ^ 71,2 %.

Анализ параметров 16 залежей нефти кунгурского яруса позволил выявить присущие ему закономерности:

Во-первых, он представлен карбонатными породами (известняками и доломитами) и расположен на относительно небольшой глубине 500-700 м.

Во-вторых, покрышкой залежи служит пачка ангидритов, залегающих в кровле кунгурского яруса.

Пласт неоднородный и представлен чередованием плотных и проницаемых пропластков, количество которых колеблется от 5 до 10.

Залежи нефти кунгурского яруса по рекомендации проектных организаций, как правило, предлагается разрабатывать в режиме растворенного газа в сочетании с воздействием подпора подошвенных вод (один из предлагаемых вариантов). Пористость и проницаемость коллектора колеблется соответственно в пределах 17 ^ 20% и 0,011 ^ 0,1 мкм².

Проницаемость коллектора в основном обусловлена вертикальной и горизонтальной трещиноватостью доломитов.

Диапазоны изменения базовых параметров нефтяной залежи кунгурского яруса:

• -    глубина залегания 450 ^ 690 м;

• -    пластовое давление 2,95 ^ 6,8 МПа;

• -    плотность пластовой нефти 0,799 ^ 0,869 г/см³;

• -    вязкость пластовой нефти 1,36 ^ 9,4 мПаЧс;

• -    смолы и асфальтены 5,01 ^ 10,6 %.

Пласт Б2 угленосного горизонта нижнего карбона сложен в основном песчаниками с примесью алевролитового материала. Песчано-алевролитовый материал представлен главным образом зернами кварца с примесью кристаллов пирита и марказита. Песчаник слабо сцементирован кальцитово-глинистой массой.

По механическому составу песчаники мелкозернистые - фракция 0,15 ^ 0,25 мм составляет около 60% в породе. Пласт Б₂ не представляет монолитного песчаника, а в той или иной степени разделен глинистыми пропластками. Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется в пределах 4 ^ 15м. Залежь водоплавающая, пористость коллектора 11 ^ 23%, проницаемость 0,32 ^ 2 мкм². Анализ параметров пласта Б₂ угленосного горизонта проводился по 10 объектам, как находящимся в разработке, так и разведанным, но законсервированным в настоящее время:

• -    глубина залегания 1440 ^ 2200 м;

• -    пластовое давление 13,3 ^ 22,8 МПа;

• -    плотность пластовой нефти 0,769 ^ 0,841

г/см3;

• -    вязкость пластовой нефти 2,53 ^ 435 мПаЧс;

• -    смолы и асфальтены 11,4 ^ 26,9 %.

Залежи нефти рассматриваемых объектов целесообразно разрабатывать с закачкой углеводородного газа высокого давления в циклическом режиме с самого начала разработки. В этом случае в процессе разработки реализуются: упругий, газонапорный и режим растворенного газа, что позволит суммировать их эффективность, а в итоге сократить сроки разработки и увеличить КИН.

В настоящее время залежи нефти находятся на различных стадиях разработки и разрабатываются, как правило, с поддержанием пластового давления заводнением. Поэтому организация закачки газа целесообразна и с точки зрения эффективности внедрения процесса на различных стадиях.

Расчеты по определению эффективности циклической закачки углеводородного газа высокого давления, выполненные с использованием трехмерной трехфазной математической модели, показали увеличение КИН на 3 ^ 9 % и сокращение сроков разработки на 10 ^ 15 лет в зависимости от стадии разработки анализируемого объекта.

Весьма ценным может оказаться опыт разработки десяти разведанных залежей не-

Рис. Ранговая оценка параметров пласта и нефти

1 - глубина залегания пласта, (L)

2 - пластовое давление, (Р)

3 - плотность нефти в пластовых условиях, ( р )

4 - вязкость нефти в пластовых условиях, ( Ц _к )

5 - смолы и асфальтены, (И_ас ф )

6 - ранговая оценка, (R0+)

фти кунгурского яруса, но не разрабатываемых в настоящее время.

Параметры этих залежей позволяют рассчитывать на положительный результат при внедрении технологии с закачкой углеводородного газа. Следует также иметь в виду, что по окончании разработки объектов с закачкой углеводородного газа остаются подземные хранилища, заполненные природным газом.

Для прогнозирования возможности применения углеводородного газа на залежах нефти был построен график - ранговая оценка параметров пласта и нефти.

Параметры залежи при выборе объекта, рекомендуемого под закачку газа, оценивались по пятибалльной системе оценок.

Обобщенный параметр по каждой залежи определялся как среднее геометрическое частных оценок параметров объекта. Это ранговая оценка, позволяющая выявить объект или объекты с предпочтительными условиями, необходимыми для реализации метода закачки газа.

ESTIMATION OF THE HYDROCARBON GAS UTILIZATION FOR DEVELOPMENT OF MIDDLE POVOLJIE OIL DEPOSITS

Samara State Technical University

Criterions of gas method use for oil fields development we actually propose are just advisable. Introduction of projects with any gas method needs careful examination of object’s geological structure, deposit’s and saturate fluid’s parameters. We propose criterions that promote effective projects realization for appreciation of the hydrocarbon gas utilization possibility at several oil deposits of Middle Povoljie.