Применение гидродинамического моделирования водогазового воздействия при разработке месторождений высоковязкой нефти

Введение

На сегодняшний день объемы запасов ВВН и вязкой нефти в полном объеме разрабатываемых месторождений сопровождается с выработкой запасов легкой нефти. Передовые нефтегазодобывающие компании ставят перед собой задачи разработки залежей вязкой нефти, как приоритетные.

Одним из самых распространённых видов увеличения эффективности разработки месторождений высоковязкой нефти является применение тепловых МПНП. Исследованиями и ОПИ установлено, что данные технологии достаточно эффективны, однако характеризуются высокими затратами на энергоемкость, что в 80% повышает себестоимость добываемой продукции. Особенно актуален данный вопрос в условиях 2024 г., при снижении мировых цен на нефть и в условиях ОПЕК++.

Материалы и методы

К 2024 году доля мировых запасов «тяжелой», битуминозной нефти оценивается от 600 до 900 млрд. Это больше в десять раз, чем доля остаточных извлекаемых запасов нефти средней и низкой вязкости. К основным странам, добывающие ВВН относятся США, Индонезия, Канада, Аргентина и Россия.

На рисунке 1 показана схема, на которой показана технология разработки месторождений ВВН. Схема достаточно условная, так как многие нефтегазодобывающие компании комбинируют различных технологии, в зависимости от мировых цен на нефть [1, с. 33-45].

Рис. 1. Технологии разработки ВВН

Технологию разработки ВВН можно разделить на несколько основных групп:

• холодная технология добычи нефти;
• тепловая технология добычи нефти;
• нетермические методы, которые включают в себя методы вытеснения нефти.

Рассмотрев все данные технологии, можно сделать вывод, что основной проблемой при разработке месторождений тяжёлой нефти является её высокая вязкость, что приводит к неблагоприятному соотношению между подвижностью добываемой нефти и вытесняющего агента, такого как вода. Для устранения этой проблемы можно или снизить вязкость самой нефти, или повысить вязкость вытесняющего агента, либо одновременно изменять эти и другие параметры, влияющие на процесс вытеснения. Например, применением комбинированного метода водогазового воздействия [2].

Подтверждения

Рассмотрим, к примеру, разработку экспериментальной модели водогазового воздействия с чередующейся подачей воды и газа в исследуемую залежь.

Далее в программном комплексе Tempest More была создана модель процесса заводнения участка месторождения N. Размеры заданной модели – 25х25х10=6250 ячеек (500х500х30 метров). Участок залежи был разведан плотной сетью скважин, использующей площадную схему расположения нагнетательных и добывающих скважин (пятиточечная система). Среднее расстояние между скважинами составляет 160 метров. Каждой ячейке сетки фильтрационной модели были присвоены соответствующие значения различных параметров залежи: проницаемость – 240 мД; коэффициент пористости – 0,12 д. ед; пластовая температура – 30°С; пластовое давление – 70 атм; вязкость нефти – 160 мПа*с; начальное давление насыщения – 47 атм; глубина залегания пласта – 700 м; мощность пласта – 30 м; начальная нефтенасыщенность – 0,76 д. ед. [3].

Пористый блок обладает равномерной проницаемостью по всему своему объему. Как указано в исследовании: на реальную интенсивность обмена флюидами между трещинами и блоками значительно влияют фильтрационные характеристики граничного слоя порового блока. В общем случае состояние приграничного слоя зависит от термодинамических условий и свойств взаимодействующих флюидов. ОФП показаны на рисунке 2.

Рис. 2. ОФП экспериментальной залежи: а) ОФП в системе «Н-В»; б) ОФП в системе «Н-Г»

На рисунке 3 показан профиль вытеснения нефти в условной залежи нефти.

Рис. 3. Профиль вытеснения нефти водой в базовой ГМ

Из рисунка видно, что из-за закачки воды не получается в полной мере вытеснять нефть из продуктивного пласта. Из-за своей тяжести вода, закачиваемая распределяется в нижней части пласта, по этой причине в верхней части продуктивного пласта степень вытеснения нефти значительно ниже. Одним из методов решения проблемы является применение ВГВ, которое позволяет, путем снижения вязкости нефти с помощью нагнетания в пласт углеводородного газа, достигнуть увеличения коэффициента вытеснения, что в свою очередь положительно скажется на показателе накопленной добычи нефти [4].

Условия работы залежи: одновременный ввод в работу добывающих и нагнетательных скважин; по скважине вскрыта вся толща пласта. Условия работы нагнетательной скважины: текущая приемистость от 90 до 100 м3/сут при забойном давлении 15–17 МПа. При этом максимальная приемистость газа 75000 м3/сут при забойном давлении 17–18 МПа. Ограничение добычи жидкости по добывающим скважинам 100–120 м3/сут. Период работы ВГВ 50–90 суток. На рисунке 4 представлен профиль вытеснения нефти в заданных условиях.

Рис. 4. Профиль вытеснения нефти в модели

По данному рисунку видно, что применение ВГВ в ПП наблюдается изменение профилей вытеснения относительно варианта базового. По рисунку видно, что применение ВГВ приводит к снижению вязкости нефти, что в свою очередь увеличивает накопленную добычу нефти. При данных работах необходим контроль газового фактора, при повышении газового фактора увеличивается расход газа и снижается эффективность ВГВ [5].

Расчеты, полученные по данной модели, следующие:

• накопленная добыча: 331,88 тыс. м³.
• КИН – 0,42 д. ед.

В данной модели ВГВ происходит выравнивание фронда вытеснения и выравнивания пластового давления. Снижение вязкости при этом достигается с 160 до 118 мП*с. Динамика изменения вязкости нефти показана на рисунке ниже.

Рис. 5. Динамика изменения вязкости, мПа*с

Выводы

На основе анализа данных и результатов моделирования мы наглядно показали, что при заданных ГФ условиях, применение ВГВ наиболее эффективно, чем применение стационарного заводнения.