Встатье приведена сравнительная характеристика вытеснения нефти газом или водой в геолого-физических условиях месторождения Тенгиз.
Ключевые слова: нефть, газ, коллектор, месторождение, давление, закачка, заводнение, скважина, сероводород, коррозия, попутная вода.
Каждый из двух методов воздействия на пласт в условиях месторождения Тенгиз имеет свои достоинства и недостатки.
В геолого-физических условиях месторождения Тенгиз преимущество отдано методу закачки так как, заканчиваемый газ проникается в относительно плотные разности коллектора, вытесняя из них нефть.
Другим очень важным достоинством закачки газа является возможность утилизации значительной доли добиваемого сырого газа, что позволяет значительного сократить необходимые мощности газоперерабатывающего завода, на котором происходит очистка газа от сероводорода, производство серы и сжиженных углеводородных газов. Это позволяет значительно сократить капитальные затраты на расширение мощностей газоперерабатывающего завода.
При закачке газа отмечается более высокая приемистость нагнетательных скважин по сравнению с водой, поэтому требуется меньшее количество нагнетательных скважин.
Закачка газа требуется меньших затрат, чем проведение заводнения, поскольку при заводнении необходима установка и сооружение оборудования как для обработки воды, так и для переработки газа. При применении закачки газа, в противоположность традиционным методам, происходит реальное снижение затрат на проведение работ с газом от его перевалки до переработки. Для заводнении требуется вложение средств для переброски воды из внешнего источника, однако для закачки газа используется Тенгизский газ. Кроме этого, в силу необходимости при заводнении иметь более плотную сетки скважин, их количество выше, чем при закачке газа.
Очень важным преимуществом закачки газа является отсутствие проблем с коррозией, которые неизбежно возникают при заводнении с добычей попутной воды из добывающих скважин. Перечисленные достоинства закачки газа привели к тому, что ТШО приняло решение организовать экспериментальные работы по закачке газа на отдельно выбранном участке.
В большинстве проектов большим недостатком закачки газа в пласт является низкий коэффициент охвата пласта вытеснением. Причина этого — малая вязкость газа в пластовых условиях.
Однако, в условиях Тенгиза, при рабочих давлениях закачки газа, вязкость закачиваемого газа относительно высока, в то время как вязкость пластового флюида относительно низка, что создает более благоприятное соотношение по вязкости, чем можно ожидать при вытеснении газом.
На Тенгизе ожидается лучший охват вытеснением по сравнению с большинством аналогичных проектов по закачке газа потому что: соотношение по вязкости, составляющее 3,2 (нефть к газу при 55 МПа), относительно низкое для проектов с закачкой газа; соотношение по плотности, составляющее 0.6, относительно высоко (газ к нефти при 50 МПа), и вариации проницаемости на платформе относительно малы, так как проницаемость на платформе изменяется в пределах от 1 до 10 мкм².
Заводнение в пределах платформы обеспечивает достижение коэффициента вытеснения для геолого-физических условий платформы, равного 0,54, что значительно меньше, чем при смешивающемся вытеснении нефти газом. Зато в связи с благоприятным соотношением вязкости нефти и воды в пластовых условиях коэффициент охвата залежи процессом вытеснения превышает его величину при вытеснении нефти газом. Вязкость закачиваемой воды в пластовых условиях больше, чем вязкость нефти (μн/μв = 0,4). В процессе вытеснения более вязкой жидкостью менее вязкой происходит выравнивание фронта вытеснения и таким образом, как бы уменьшается степень неоднородности пласта. Это приводит к тому, что коэффициент охвата пласта заводнением оказывается более высоким. Если суммировать выше сказанное, то закачка воды имеет более низкую эффективность по вытеснению, но более высокую эффективность по охвату процессом вытеснения.
Поскольку коэффициент извлечения нефти при напорных режимах определяется произведением коэффициентов охвата пласта заводнением (загазованием) и коэффициента вытеснения, то обычно на практике наблюдается примерное равенство этих произведений. Как результат, компьютерные модели прогнозируют схожие коэффициенты извлечения для закачки газа и воды в Тенгизский коллектор.
В условиях месторождения Тенгиз существенное значение имеет величина пластового давления, при котором начинается закачка газа или воды. При закачке газа процесс вытеснения нефти будет более эффективным, если он осуществляется при давлении выше давления смесимости нефти и углеводородного газа. Для месторождения Тенгиз эти давления составят: до 41,4 МПа закачиваемый газ смешивается при первом контакте; до 27,6 МПа закачиваемый газ смешивается при многократном контакте; между 27,6 и 25,26 МПа закачиваемый газ частично смешивается с пластовым флюидом; ниже 25,26 МПа закачиваемый газ не смешивается с пластовым флюидом.
Так как несмешивающаяся закачка газа может происходить ниже значения смесимости и, или давления насыщения, следует рассмотреть три варианта. Стадия упругого режима может быть прекращена при снижении давления в залежи ниже 30 МПа с целью поддержания давления выше давления смесимости. Закачка газа может быть остановлена, чтобы позволить извлечь запасы с помощью режима растворённого газа при давлении ниже давления насыщения. Позволить одновременно как режим закачки газа, так и режим растворённого газа в разных частях месторождения.
Как для закачки газа, так и для заводнения пласта, разработка нефтяной залежи при упругом режиме может продолжаться при давлении ниже давления насыщения.
При закачке газа с вытеснением нефти вдоль напластования, как уже указывалось выше, за счёт высокой неоднородности коллектора процесс извлечения нефти может сопровождаться довольно быстрым прорывом газа в добывающие скважины. Прорыв газа даже по прослою небольшой толщины увеличит газовый фактор по добывающей скважине, поэтому необходимо провести подготовительные работы, которые позволят увеличить добычу газа после его прорыва.
При закачке воды с вытеснением нефти вдоль напластования, в связи с более благоприятной величиной соотношения вязкостей нефти и воды в пластовых условиях, аналогичные процессы, вызванные неоднородностью пласта, могут происходить значительно медленнее.
Как для закачки газа, так и для закачки воды, существует множество вариантов для управления охвата процессом вытеснения с тем, чтобы предотвращать закачку и, или добычу из тонких высокопроницаемых прослоев.
В залежах с большим этажом нефтеносности в процессе извлечения нефти из пласта значительную роль начинают играть гравитационные силы. В некоторых случаях действие гравитационных сил обеспечивает так называемый режим гравитационной стабилизации — когда силы гравитации обеспечивают выравнивание перемещения ГНК или ВНК в процессе разработки, в результате этого не допускается преждевременный прорыв рабочего агента в скважины. Одним из факторов действия гравитационных сил является разность плотностей нефти и вытесняющего агента — воды или газа, Δγ, чем больше значение этого фактора, тем более благоприятное выравнивающее действие гравитационных сил.
Таким образом, исходя из общих соображений, заводнение эксплуатационных объектов месторождения Тенгиз с вытеснением нефти поперёк напластования может быть одним из вариантов разработки. Однако окончательный вывод об его эффективности может быть сделан только на основании результатов компьютерного моделирования на трёх мерных гидродинамических моделях и подробного экономического анализа всех вариантов разработки.
Два момента могут полностью компенсировать очень низкую проницаемость коллектора поперёк напластования. В первую очередь это приближение фронта отбора к фронту закачки. Если при вытеснении нефти вдоль напластования расстояние между фронтом отбора и фронтом закачки составляет многие сотни метров, то при вытеснении нефти поперёк напластования расстояния по вертикали между интервалами закачки и интервалами отбора может быть всего десятки метров.
При вытеснении нефти водой с подошвы площадь, в пределах которой происходит процесс вытеснения, т. е. перемещение фронта нефть — вода, очень велика, во много раз большая, чем при вытеснении нефти в обычных пластах вдоль напластования. Столь огромный фронт вытеснения позволяет осуществлять достаточно высокий темп разработки даже при очень низкой проницаемости пласта, при очень малых скоростях перемещения фронта вытеснения.
В качестве недостатка метода заводнения помимо коррозии скважин и промыслового оборудования, обычно называется извлечение из пласта больших объемов пластовой воды, которая будет содержать в растворённом виде сероводород в значительных количествах, что резко ухудшит экологическую обстановку в районе месторождения. Это обстоятельство, конечно, осложнит технологический процесс, хотя в принципе, в специальных сепараторах H2S может бать извлечён из воды и направлен для обратной закачки в пласт.
Главное преимущество заводнения поперёк напластования — большие возможности по регулированию степени обводнённости добываемой продукции. На грозненских месторождениях при переносе фронта отбора путём постановки цементного моста и перехода на вышерасположенный, вполне реален вариант разработки, когда интервал отбора будет повышаться сразу после начала обводнения скважины.
Для успешного осуществления заводнения залежи поперёк напластования не обязательно наличие гидродинамической связи в пределах всего эксплуатационного объекта, достаточно её наличие между вскрытыми интервалами добывающих и нагнетательных скважин. По мере перемещения фронта вытеснения снизу — вверх может наступить момент, когда интервалы перфорации добывающих скважин будут перенесены выше изолирующего низкопроницаемого или непроницаемого прослоя и тогда практически исчезнет гидродинамическая связь с системой нагнетательных скважин. В настоящее время имеются данные о присутствии в разрезе 1-го эксплуатационного объекта подобных экранов-прослоев, в частности на границе башкирских и серпуховских отложений. По-видимому, они не имеют регионального распространения, а выклиниваются от скважины к скважине. В этом случае следует осуществить следующее технологическое решение: интервалы перфорации в нагнетательных скважинах следует расширить таким образом, чтобы закачка воды осуществлялось также выше непроницаемого прослоя. При этом необходимо продолжать закачку и ниже экрана, чтобы возможно более полно вытеснить нефть из-под него. Интервалы отбора, в случае необходимости, нужно будет перенести на более высокие отметки пласта.
Наличие в разрезе объекта малопроницаемых и непроницаемых прослоев приводит к тому, что фактические фильтрационные потоки будут обладать высокой извилистостью в связи с необходимостью обходить зоны пониженной проницаемости.
Обобщая сказанное, можно констатировать, что, как ожидается, закачка газа и заводнение дадут сходные общие коэффициенты нефтеизвлечения по нетрещиноватым частям коллектора. Однако затраты на сооружение объектов при заводнении выше, чем при закачке газа, по той причине, что заводнение не решает вопросов по удовлетворению требований по обращению с газом. Закачка либо воды, либо газа трещиноватые зоны коллектора несёт в себе значительный технический риск, поскольку не определена природа системы трещиноватости и отсутствуют экспериментальные данные по данному виду вытеснения. Закачка воды несёт в себе дополнительный риск коррозии труб и оборудования и отложения мехпримесей за счёт сероводородного воздействия, добываемой воды.
Литература:
- Проект опытно-промышленной эксплуатации месторождения Тенгиз. СП «ТШО», 1996г.
- Отчет о работе СП «ТШО» за 2001 год.
- Котик Е. П., Котик П. Т. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений: Учебник. 1-том/. — Актобе: ТОО ИПЦ-Кокжиек, 2009.
