Содержание к диссертации
Введение
1 Обзор технологий и опыта разработки месторождений высоковязких нефтей 8
1.1 Первичные методы 9
1.2 Тепловые методы
1.2.1 Результаты промысловых работ по паротепловым обработкам призабойных зон скважин 10
1.2.2 Результаты опытно-промышленного применения паротепловых обработок скважин на зарубежных объектах 18
1.2.3 Разработка залежей тяжелой нефти методом парогравитационного дренажа 28
1.2.4 Опытно-промышленная эксплуатация пилотного участка пласта ПКі Северо-Комсомольского месторождения 33
1.2.5 Опытно-промышленная эксплуатация пилотного участка пласта ПКі 7 Русского месторождения 41
1.3 Газовые методы 44
1.3.1 Применение метода водогазового воздействия на месторождениях Западной Сибири 45
1.3.2 Испытание водогазового воздействия в комбинации с пенообразующими нефтеводорастворимыми ПАВ 1.4 Химические методы 58
1.5 Комбинированные методы 59
1.6 Критерии применимости технологий добычи высоковязкой нефти к условиям Тазовского месторождения 60
1.7 Выводы по разделу 1 64
2 Характеристика сеноманской газонефтяной залежи тазовского месторождения как объекта исследования 65
2.1 Общие положения
2.2 Геолого-промысловые особенности месторождения 67
2.2.1 Нефтегазоносность 67
2.2.2 Литологическая характеристика пород
2.3 Свойства и состав пластовых флюидов 77
2.4 Запасы углеводородов 82
2.5 Выводы по разделу 2 84
3 Экспериментальные исследования эффективности вытеснения высоковязкой нефти водогазовои смесью и раствором полимера 85
3.1 Описание экспериментальной установки 85
3.2 Методика проведения экспериментов 89
3.3 Экспериментальные исследования по закачке газа 94
3.4 Экспериментальные исследования по закачке полимерного раствора 108
3.5 Анализ полученных результатов 115
3.6 Выводы по разделу 3 116
4 Анализ и обоснование эффективности применения водогазового и термополимерного воздействия с использованием компьютерных моделей 118
4.1 Литологическая модель и модель фильтрационно-емкостных свойств 118
4.2 Оценка запасов углеводородов по трехмерной геологической модели 128
4.3 Ремасштабирование геологической модели 130
4.4 Термодинамические свойства пластовых флюидов и свойства породы 132
4.5 Актуализация гидродинамической модели 142
4.6 Расчет технологических показателей при водогазовом и термополимерном воздействии 146
4.7 Выводы по разделу 4 155
Экономическая оценка эффективности применения методов увеличения нефтеотдачи пластов при разработке месторождений высоковязких нефтей 156
5 Л Налогообложение 157
5.2 Оценка капитальных вложений и эксплуатационных затрат 157
5.2.1 Капитальные вложения 157
5.2.2 Эксплуатационные затраты
5.3 Технико-экономический анализ разработки месторождения 162
5.4 Выводы по разделу 5 164
Основные выводы и рекомендации 166
Список использованных источников
- Результаты опытно-промышленного применения паротепловых обработок скважин на зарубежных объектах
- Геолого-промысловые особенности месторождения
- Экспериментальные исследования по закачке полимерного раствора
- Термодинамические свойства пластовых флюидов и свойства породы
Введение к работе
з Актуальность проблемы
Наращивание уровней добычи нефти возможно двумя путями: либо вовлечением в разработку новых месторождений, либо увеличением извлекаемых запасов за счет применения новых технологий, позволяющих достичь прироста текущей и конечной нефтеотдачи.
В настоящее время, в условиях падающей добычи нефти на большинстве крупных месторождений севера Западной Сибири, возрастает роль освоения трудноизвлекаемых запасов, добыча которых традиционными способами нерентабельна. Большая их часть приходится на запасы высоковязкой нефти, которые в структуре запасов составляют около 60 %. Для эффективной разработки таких месторождений требуется применение новейших технологий в области строительства скважин, добычи и воздействия на пласт.
Геологические запасы высоковязкой нефти в сеноманских отложениях Западной Сибири составляют около 3 млрд. т., что позволяет говорить о высоком потенциале их промышленного освоения. На ряде месторождений эти запасы приурочены к тонким нефтяным оторочкам, ограниченным снизу водоносным бассейном и наличием сверху газовой шапки. Залежи характеризуются сложными условиями разработки, такими как опасность прорыва газа и воды, высокая степень расчлененности продуктивного разреза, малая нефтенасыщенная толщина.
Разработка месторождений с вязкостью нефти более 30 мПас, как правило, связана с применением методов увеличения нефтеотдачи, которые требуют значительных инвестиций в обустройство промыслов и организацию добычи.
По этой причине исследование и поиск эффективных методов, и создание новых технических и технологических решений по разработке данных залежей, характеризующихся большей инвестиционной привлекательностью, является актуальной научной и практической задачей.
4 Цель работы
Повышение эффективности разработки залежей высоковязкой нефти сеноманских отложений Западной Сибири за счет применения современных технологий воздействия на пласт.
Основные задачи исследования
-
Обзор и анализ мирового опыта применения методов увеличения нефтеотдачи при разработке месторождений высоковязких нефтей (первичные, тепловые, нетепловые, комбинированные).
-
Анализ и обобщение результатов экспериментальных исследований по определению эффективности вытесняющих агентов с использованием физической модели высоковязкой нефти Тазовского месторождения.
-
Обоснование эффективности применения вытесняющих агентов с использованием средств трехмерного геолого-гидродинамического моделирования.
-
Выбор эффективных методов воздействия при разработке залежей высоковязкой нефти, приуроченных к сеноманским отложениям.
-
Оценка технико-экономической эффективности применения технологий разработки сложнопостроенных залежей высоковязкой нефти.
Объект и предмет исследования
Объектом исследования являются залежи высоковязкой нефти сеноманских отложений Западной Сибири, предметом - технологии извлечения высоковязкой нефти.
Научная новизна выполненной работы
-
Предложены перспективные технологии увеличения нефтеотдачи для условий сеноманских залежей (закачка горячей воды, водогазовой смеси, термополимерное воздействие).
-
С использованием физической модели пласта с высоковязкой нефтью Тазовского месторождения на керновом материале доказана эффективность применения водогазового и термополимерного воздействия. Доказано, что по
5 сравнению с традиционным заводнением прирост коэффициента вытеснения нефти при закачке водогазовой смеси составит 13-17 %, при закачке горячего полимерного раствора 22-32 %.
3. С привлечением средств трехмерного геолого-гидродинамического моделирования обоснованы технологии водогазового и термополимерного воздействия для условий сеноманских продуктивных отложений Тазовского нефтегазоконденсатного месторождения. Установлено, что применение данных технологий приведет к увеличению нефтеотдачи по сравнению с традиционным заводнением на 21-32 %.
Практическая ценность и реализация работы
Полученные автором результаты использованы при обосновании способов разработки сеноманской залежи высоковязкой нефти Тазовского нефтегазоконденсатного месторождения, которые позволяют достичь максимальной нефтеотдачи пласта.
Основные результаты работ использованы при выполнении НИР
«Технологическая схема опытно-промышленной разработки участка
сеноманской залежи Тазовского нефтегазоконденсатного месторождения»
(ООО «ТюменНИИгипрогаз», 2011), «Технологическая схема опытно-
промышленной разработки сеноманской залежи Тазовского
нефтегазоконденсатного месторождения» (ООО «ТюменНИИгипрогаз», 2012),
утвержденные к внедрению НКР Роснедр по УВС.
Основные защищаемые положения
-
Алгоритм выбора оптимальной технологии разработки с учетом геолого-физических особенностей нефтегазовых залежей.
-
Технология разработки сеноманских залежей высоковязкой нефти, предусматривающая применение в качестве вытесняющего агента полимерного раствора на основе полиакриламида с температурой 60 С.
Соответствие диссертации паспорту научной специальности Выбранная область исследования соответствует паспорту специальности
6 25.00.17 - «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», а именно пункту 2: «Геолого-физические и физико-химические процессы, протекающие в пластовых резервуарах и окружающей геологической среде при извлечении из недр нефти и газа известными и создаваемыми вновь технологиями и техническими средствами для создания научных основ эффективных систем разработки месторождений углеводородов и функционирования подземных хранилищ газа».
Апробация результатов работы
Результаты исследований докладывались и обсуждались на:
Всероссийской научно-практической конференции «Современные тенденции в научных инновациях нефтегазодобычи и информационных технологиях» (г. Тюмень, 2009 г.);
Восьмой международной научно-практической конференции студентов, аспирантов и научных работников «Международные и отечественные технологии освоения природных минеральных ресурсов и глобальной энергии» (г. Астрахань, 2009 г.);
Всероссийской научно-технической конференции «Нефть и газ Западной Сибири» (г. Тюмень, ТюмГНГУ, 2009 г.);
XVI научно-практической конференции молодых ученых и специалистов ООО «ТюменНИИгипрогаз» (г. Тюмень, 2010 г.);
Международной научно-технической конференции, посвященной 55-летию Тюменского государственного нефтегазового университета «Нефть и газ Западной Сибири» (г. Тюмень, ТюмГНГУ, 2011 г.);
III научно-практической молодежной конференции «Новые технологии в газовой отрасли: опыт и преемственность» (пос. Развилка, ВНИИГАЗ,2011г.);
XVII научно-практической конференции молодых ученых и специалистов ООО «ТюменНИИгипрогаз» (г. Тюмень, 2012 г.);
Заседаниях Западно-Сибирской нефтегазовой секции ЦКР Роснедр по
7 УВС (г. Тюмень, 2011-2012 гг.).
Публикации
По теме диссертационной работы опубликовано 7 печатных работ, в том числе 5 работ - в изданиях, рекомендованных ВАК РФ.
Объем и структура работы
Диссертационная работа состоит из введения, пяти разделов, основных выводов и рекомендаций, списка использованных источников (91 наименование). Работа изложена на 176 страницах машинописного текста, содержит 52 рисунка и 33 таблицы.
Результаты опытно-промышленного применения паротепловых обработок скважин на зарубежных объектах
За первый цикл в пласт было закачано 970 м3 воды в виде пара (кривая I), а за второй цикл - 1590 м3 (кривая II). За период второго цикла было добыто больше нефти, отнесенной кім закачанного пара, по сравнению с первым циклом. Это объясняется влиянием наличия теплоты, оставшейся после первого цикла и более значительным влиянием эффекта гравитации. Аналогичные результаты были получены и по другим скважинам.
В пластах большой толщины с низким пластовым давлением и тяжелыми нефтями (плотностью более 972 кг/м3) эффект гравитации при нормальных температурах очень мал. Однако при пластовой температуре выше 65 С влияние гравитации усиливается и практически становиться дополнительным фактором извлечения нефти.
Установлено, что за счет первых трех циклов из призабойной зоны пласта, подвергшейся обработке паром, можно отобрать 80 % нефти от семициклового воздействия, а на долю первого цикла приходится до 30 % и более. Паронефтяной фактор от цикла к циклу возрастает и практически шестой и седьмой циклы не эффективны.
В результате проведенных промысловых работ по реализации ПТОС на месторождении Зыбза-Глубокий Яр были выявлены основные факторы, влияющие на эффективность процесса [3]: - при обводненности продукции более 40 % паротепловая обработка не эффективна; - наиболее результативными являются первые 3-4 обработки, причем на каждый последующий цикл объем закачки пара необходимо увеличивать на 300-500 т.
Результаты первых паротепловых обработок нефтяных скважин на III пласт месторождения Оха позволили определить, что при увеличении объема закачиваемого пара повышается эффективность процесса, растут объемы добычи нефти, снижается паронефтяной фактор (ПНФ). На этом месторождении установлена оптимальная величина температуры в пределах 125-130 С, которая достаточна для подогрева призабойной зоны. Если в начальный период реализация ПТОС на месторождении Оха рассматривалась как самостоятельный метод интенсификации добычи нефти, то в дальнейшем, с промышленным внедрением, роль ПТОС расширилась и в настоящее время, выполняя свою первоначальную роль, она одновременно является высокоэффективным способом регулирования процесса паротеплового воздействия [48].
Высокая эффективность паротепловых обработок связана с высокой текущей нефтенасыщенностью пласта (до 88 %). Средняя эффективность одной обработки составляла 256 т нефти при ПНФ=1,1-г1,3 т/т.
На месторождении Катангли (о. Сахалин) высокая гидропроводность пласта способствовала реакции соседних скважин на процесс парообработки в единичной скважине. Например, при закачке пара в одну скважину, соседние добывающие скважины увеличивали свою производительность в 2-3 раза и работали с повышенным дебитом даже после пуска обрабатываемой скважины в эксплуатацию [26].
Работы по паротепловым обработкам на промыслах компании ОАО «Башнефть» позволили сделать вывод о том, что тепловое воздействие на призабойную зону скважин целесообразно применять в сравнительно малодебитных неглубоких скважинах. Кроме того, при хорошей организации работ, соответствующих геологических условиях и техническом состоянии скважин можно получить значительный прирост добычи нефти.
Паротепловые обработки продуктивных пластов Ишимбаевских месторождений позволяли добывать более 400 т на одну обработку (успешность ПТОС - 75 %) при среднем удельном расходе пара на 1 т добытой нефти - 1,0 т и средней продолжительности эффекта 500 сут [52].
Применительно к условиям Ишимбаевского месторождения для определения оптимального режима прогрева в РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина были проведены расчеты потерь тепла по стволу скважины, сухости пара на забое, радиусов зон пара и горячей воды [2].
При малых расходах пара (1 т/ч) относительные потери тепла велики (78 %), в стволе скважины происходит полная конденсация пара и радиус зоны горячей воды не превышает 1,4-1,9 м. С увеличением расхода теплоносителя относительные потери снижаются и при расходе пара 5 т/ч потери тепла составляют 15-16 %, а сухость пара на забое - 0,6 д. ед. Паровая зона в пласте создается радиусом 5-6 м, радиус горячей воды - 8,6 м.
Таким образом, для снижения тепловых потерь и глубокого прогрева призабойной зоны пласта необходимо закачку пара в пласт производить с темпом не ниже 3-5 т/ч в течение 10-15 сут. Скважины для ПТОС на месторождении Кум-Даг (Туркменистан) выбирались, исходя из следующих требований: - высокая вязкость пластовой нефти; - наличие парафиносмолистых отложений в призабойной зоне; - относительная прочность скелета породы и отсутствие пескопроявлений; - соответствие толщины пласта и глубины залегания техническим возможностям аппаратуры.
Геолого-промысловые особенности месторождения
Три скважины 1092, 1093, 1094 - горизонтальные. Согласно проектному документу на разработку месторождения скважины размещаются по девятиточечной сетке с расстоянием между скважинами -250 м. Первыми в опытно-промышленную эксплуатацию на объект ПКі были введены скважины 899 и 974 в декабре 2000 г. и марте 2003 г. соответственно.
Первым разбуривался куст 2. В процессе освоения по трем скважинам был получен прорыв газа, по одной скважине - прорыв воды и по двум скважинам - прорыв воды и газа. Несмотря на то, что были применены различные технологии: стандартные и нефтецементные заливки, создание экранов, закачка пластика различными фирмами - «ОТО Инк.» (большеобъемная полимерная заливка), «АКОР» (жидкое стекло), ОАО «РосНИПИтермнефть» (термическое воздействие) - эффект не был достигнут [4].
На кусте 3 было пробурено восемь скважин, из них пять наклонно-направленных и три горизонтальных. От ввода в эксплуатацию в конце 2002 г. трёх горизонтальных скважин 1092, 1093, 1094 не удалось получить ожидаемого эффекта. По скважине 1094 сразу был получен прорыв газа, так как в процессе бурения нижняя часть ствола скважины, где расположены фильтры, попала в зону ГНК (длина коридора 150 м, из них 80 м находится в зоне ГНК). В скважинах 1092 и 1093 были спущены штанговые винтовые насосы канадского производства, скважины проработали по девять месяцев. Затем в скважине 1092 произошел прорыв газа (возможно по причине того, что от ствола скважины до ГНК около двух метров). Нефтецементная заливка не дала результатов. Через год после ввода эти скважины были законсервированы.
Начальные, в целом невысокие, дебиты нефти по всем введённым в опытную эксплуатацию скважинам через 2-3 месяца снижались с 1-4,29 до 0,16-0,35 т/сут. Можно предположить, что в этом процессе принимали участие интервалы или отдельные зоны, содержащие относительно подвижную нефть, а затем после израсходования пластовой энергии фильтрация ее прекращалась.
За анализируемый период (2001-2002 гг.) по добывающему фонду скважин отслежено 20 геолого-технических мероприятий, процент успешности составляет 60 %, продолжительность эффекта колеблется от 2 месяцев до 1,9 года. Суммарная дополнительная добыча нефти от проведенных мероприятий за анализируемый период составила 486 т, или 27,9 % от дополнительной добычи. Удельный технологический эффект составил 24 т дополнительно добытой нефти на одну скважину при средней продолжительности около четырех месяцев.
Как показал опыт ремонтно-изоляционных работ по ликвидации газоперетоков и прорывов газа на скважинах пилотного участка, в силу указанной выше специфики строения пласта, в этом районе традиционные технологии, включающие закачку фильтрующихся тампонажных растворов различного состава (с неньютоновскими и ньютоновскими реологическими характеристиками), оказались малоэффективными (как при проведении изоляции через существующий интервал перфорации, так и через специальные отверстия в районе ГНК). Удельный технологический эффект составил 18 т на одну скважину. Основные технологии РИР включали следующие виды работ: - закачка цементных (нефтецементных) растворов; - закачка вязкоупругих систем (ВУС) с докреплением цементом; - последовательная закачка полимерных гелеобразующих составов (ПГОС); - АКОР (жидкое стекло), «ОТО Инк.» (болыиеобъёмная полимерная заливка).
Неудовлетворительное состояние скважин пилотного участка (заколонные перетоки, прорывы воды и газа к интервалам перфорации) оказалось несоответствующим техническим и технологическим требованиям, предъявляемым к процессам нагнетания теплоносителя.
Тем не менее, учитывая наличие парогенераторов (ПГ 50-26 и ПГ 22-10), была предпринята попытка осуществить пробные закачки пара в скважины. Для этого отдельные скважины 2-го и 3-го кустов были оснащены соответствующим термостойким оборудованием (трубами, пакерами, арматурой и инвентарным паропроводом). Параметры пробной закачки и объемы нагнетания пара приведены в таблице 1.13.
В процессе проведения работ по ОПЗ горячими растворителями была установлена ограниченная приемистость отдельных скважин, в связи с чем температура в интервалах перфорации после прекращения закачки пара составляла всего 128 С (расчетная должна была быть более 150 С). В отдельных случаях наблюдался уход теплоносителя в подошвенный водяной слой. Контролируемыми параметрами при закачке являлись: устьевые давления, температура и расход теплоносителя по скважинам. После пуска отдельных обработанных скважин (899, 974, 1053, 1054) в эксплуатацию наблюдались прорывы газа. Скважины 901, 976 работали пластовой водой. Эффект от мероприятий по интенсификации притоков в виде паротепловых обработок отдельных скважин оказался невысоким из-за прорыва пара. Эффект от теплового воздействия незначителен, дополнительно добыто 33 т нефти.
Наибольший удельный технологический эффект (57 т) получен в результате оптимизации режима работы скважин. Дополнительная добыча составила 286 т, при средней продолжительности эффекта более семи месяцев.
В целом по всем скважинам ремонтный период составил 788 сут (в среднем около двух месяцев на одну скважину). Основными видами ремонтов являются: оснащение скважин оборудованием (ШГН), исследование, очистка забоя, перевод на ШВН, ремонт ШВН, аварийные работы, изоляция водоперетока.
Работы по предотвращению выноса породы (песка, глины) осуществлены в 2-х скважинах 899 (куст 2) и 1014 (куст 3).
Скважина 899 была оснащена забойным противопесочным фильтром. Находилась в эксплуатации в январе-феврале 2001 г., в процессе которой произошла кольматация фильтроэлементов вплоть до полного прекращения притока. При этом пластовый материал, осевший на фильтре, включал до 50 % тонких фракций песка и более 35 % глинистых фракций.
В связи с тем, что в указанной скважине уже имелась каверна, образовавшаяся вследствие выноса порядка 4 м3 породы, было принято решение и реализован намыв гравия в ее полость без установки противопесочного оборудования. Скважина проработала в течение месяца и была остановлена из-за прорыва газа.
Экспериментальные исследования по закачке полимерного раствора
Таким образом, газы сеноманской залежи Тазовского месторождения имеет метановый состав и не отличается от газа остальных сеноманских залежей севера Западной Сибири.
По результатам исследований отобранных при испытании скважин 28, 35 и 42 глубинных проб нефти методом однократного разгазирования плотность пластовой нефти составляет 906,5 кг/м , сепарированной - 933,3 кг/м , газосодержание - 25,82 м3/т, объемный коэффициент - 1,047, величина динамической вязкости равна 62,96 мПа-с. Сопоставимые с этими данными, были получены результаты при лабораторном исследовании одноступенчатым разгазированием свойств пластовой нефти скважины 11: плотность пластовой нефти - 908,9 кг/м3, сепарированной - 930,8 кг/м3, газосодержание - 25,5 м3/т, объемный коэффициент - 1,042, величина динамической вязкости равна 72,5 мПа-с.
По результатам однократного и ступенчатого разгазирования растворенный в нефти газ имеет метановый состав, близкий к таковому по поверхностным пробам. По результатам исследования поверхностных проб нефти средняя плотность нефти равна 938,7 кг/м3, кинематическая вязкость при 20 С составляет 322,4-10"6 м2/с, при 50 С - 49,42-10-6 м2/с. По физико-химическим характеристикам нефть пласта ПКі относится к очень тяжелым, вязким, малосернистым (0,19 %), малопарафинистым (0,64 %), смолистая (8,05 %) с низким содержанием светлых фракций, выкипающих до 300 С -16%.
Информация по пластовой нефти, насыщающей залежь пласта ПКі Тазовского месторождения, представляет собой результаты анализа глубинных и поверхностных проб нефти на основании которых можно заключить следующее: - в ходе анализа свободного и растворенного в нефти газа установлено, что преобладающим компонентом в его составе является метан (более 99 % мольных); - по результатам промысловых исследований пластовой нефти, насыщающей залежь Тазовского месторождения, достаточное количество исходной информации получено только при исследовании проб пластовой нефти, отобранных в скважине 42. Кроме этого данные результаты были подтверждены лабораторными исследованиями скважины 1.1, проведенными в 2008 г. Однако неоднозначность в определении истинного давления насыщения пластовой нефти, свидетельствует о недостаточной изученности пластовых углеводородных систем в объеме месторождения и о малой выборке представительных данных об исходном составе и свойствах пластовой нефти.
В таблице 2.5 представлена сводная геолого-физическая характеристика приводится сеноманской залежи пласта ПКх Тазовского месторождения. Таблица 2.5 - Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов Параметр Пласт ПКі 1. Абсолютная отметка кровли(интервал изменения), м- нефтяная оторочка- газовая шапка- вся залежь 1145,7-1162,0 1068,8-1147,8 1068,8-1162,0 2. Абсолютная отметка ВНК (интервал изменения), м 1151,0-1162,0 3. Абсолютная отметка ГНК (интервал изменения), м 1147,0 4. Тип залежи Газонефтяная, сводовая,массивная, водоплавающая,тектоническиэкранированная 5. Тип коллектора Терригенный 6. Площадь нефтеносности, 10 -м2 172966 7. Площадь газоносности, Ю -м 1 386919 8. Средняя общая толщина, м 35,4 9. Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина, м 6,9 10. Средняя эффективная газонасыщенная толщина, м 19,0 11. Коэффициент песчанистости, д. ед. 0,61 12. Коэффициент расчлененности, д. ед. 12,6 13. Средний коэфф. проницаемости, 10"15-м2 545 14. Средний коэфф. пористости, д. ед. 0,305 15. Средний коэфф. начальной нефтенасыщенпости, д. ед. 0,64 16. Средний коэфф. начальной газонасыщенности, д. ед. 0,73 17. Начальная пластовая температура, С 26,0 18. Начальное пластовое давление, МПа 11,41 19. Давление насыщения нефти газом, МПа 8,5 20. Газосодержание нефти, м"7т 26,0 21. Давление начала конденсации, МПа 22. Потенциальное содержание стабильного конденсата в газе (С5+), г/м3 23. Плотность нефти в пластовых условиях, кг/м 0,912 24. Плотность нефти в поверхностных условиях, кг/м3 0,938 25. Вязкость нефти в пластовых условиях, м11а-с 62,96 26. Объемный коэффициент нефти, д. ед. 1,046 27. Плотность воды в пластовых условиях, кг/м3 28. Вязкость воды в пластовых условиях, мПа-с 29. Удельный коэффициент продуктивности, м3/(сут-МПа-м) 1,252 30. Коэффициент вытеснения нефти водой (газом), д. ед. 0,3-0,51 (0,35-0,6) J 2.4 Запасы углеводородов Тазовское нефтегазоконденсатное месторождение характеризуется весьма сложным геологическим строением, значительной тектонической нарушенностью и крайне неравномерной разбуренностью. Всё это обусловило сложности, трудности и порой неоднозначности при оценке подсчётных параметров пород и особенно геологическом моделировании продуктивного пласта.
По результатам пересчета запасов 2005 г., выполненного в ООО «ЦНИП ГИС», ФБУ ГКЗ РФ от 14.12.2007 утверждены запасы нефти и газа сеноманской залежи Тазовского месторождения. Одно из решений ФБУ ГКЗ РФ от 14.12.2007 - воздержаться от переоценки запасов нефти категории С2 (по результатам пересчета запасов 2005 г.) до получения материалов сейсморазведки 3D и результатов пробной эксплуатации нефтяной части залежи. Переоценка запасов обусловлена отсутствием притоков нефти по данным испытания скважин, пробуренных после 1995 г. на большей части площади категории запасов Сг.
С 2004 г. на месторождении проводилась пространственная сейсморазведка МОГТ 3D. В сезон 2004-2005 гг. была исследована центральная часть Тазовской структуры, площадью 303 км2. В сезон 2005-2006 гг. съемка была распространена на север и юг от первого участка. В этот период было закрыто еще 302 км2 площади месторождения. В последний сезон 2006-2007 гг. получена сейсмическая информация в юго-западной и северо-восточной частях месторождения на площади 475 км2. На сегодняшний день площадь объединенной трехмерной съемки на Тазовском месторождении составляет 1080 км2. Участок полностью включает наиболее крупную сеноманскую нефтегазовую залежь месторождения. Увеличилось и количество определений коллекторских свойств пород по данным керна.
Обработка полученных данных сесморазведочных работ модификации 3D осуществлялась ООО «Парадайм Геофизикал» в 2008 г. [38]. Получены различные модификации сейсмических кубов хорошего качества,
S3 детализирующих геологическое строение Тазовской площади в широком стратиграфическом интервале: от палеогеновых отложений до палеозойских образований включительно, определена новая, структурно-тектоническая модель сеноманской залежи.
В 2011 г. с учетом результатов материалов сейсморазведки 3D в ООО «ЦНИП ГИС» выполнен пересчет запасов нефти и газа сеноманской залежи Тазовского НГКМ [41], Существенные изменения в подсчетных параметрах и запасах, по сравнению с утвержденными, произошли для нефтяной части залежи, что обусловлено новой сейсмогеологической моделью залежи и отсутствием притоков нефти по данным испытания скважин в ее северной части. Площадь нефтеносности для запасов нефти категории Сг изменилась с 294900 до 91014 тыс. м2, начальные запасы нефти этой категории уменьшились на 64,8 % по сравнению с балансовыми. По категории Сі существенных изменений в запасах нефти и газа по сравнению с утвержденными не произошло: по нефти - увеличение на 0,14%, по газу -увеличение на 6,7 %.
На 01.01.2012 разведанность сеноманской газонефтяной залежи Тазовского месторождения по результатам пересчёта запасов 2011 г. составляет (как доля запасов категории С,): по газу - 98 %, по нефти - 69 %. Доля распределения запасов по зонам насыщения приведена на рисунке 2.9. Водонефтяная
Термодинамические свойства пластовых флюидов и свойства породы
Согласно результатам исследования глубинной пробы скважины 1.1, выполненного в ООО «ТюменНИИгипрогаз» (2008 г.), как уже выше было отмечено, получены параметры, характеризующие пластовую нефть и согласующиеся с принятыми для подсчета запасов данными. Однако исходя из того, существует вероятность предельного насыщения пластовой нефти, насыщающей залежь ПКі с соответствующим равенством давления насыщения пластовому, было принято решение физическом моделировании пластовой нефти с последующим лабораторным анализом. Для этого был проведен комплекс работ, включающий рекомбинацию в PVT-бомбе пластовой нефти путем добавления газовой фазы в глубинную пробу нефти до достижения оптимального соотношения газ-нефть и величины давления насыщения полученной модели пластовому давлению.
Для сравнения свойств полученной физической модели пластовой нефти, основанной на глубинной пробе из скважины 1.1 проведен расчет парожидкостного равновесия математической модели пластовой нефти из скважины 42 с созданием модели предельно насыщенной нефти. Моделирование осуществлялось с применением программно-вычислительного комплекса PVTi (Schlumberger) [62]. Для описания парожидкостного равновесия и PVT-свойств УВ флюидов использовано трехпараметрическое уравнение состояния Пенга-Робинсона [72]. Методом многофакторной нелинейной регрессии производилась настройка параметров уравнения состояния для обеспечения сходимости расчетных и фактических результатов.
Для этого произведен расчет одноступенчатой сепарации, в ходе которого определены составы жидкой и газовой фаз. Далее эти фазы смешивались при различных значениях газонефтяного фактора, превышающего принятую величину 25 м /м , параллельно определялось давление насыщения смеси и состав пластовой нефти. В процессе увеличения газосодержания давление насыщения достигло величины пластового давления, при этом газонефтяной фактор составил 33,43 м3/м3. Определен состав предельно насыщенной нефти.
Газосодержание физической предельно насыщенной пластовой нефти также хорошо согласуется с результатами математической рекомбинации.
Согласно проведенному PVT-моделированию, по основным параметрам погрешность расчета не превышает 5 %, что позволяет утверждать о том, что полученная модель пластовой нефти может быть использована при гидродинамическом моделировании разработки сеноманской залежи Тазовского месторождения. На рисунке 4.8 изображены основные зависимости свойств пластовой нефти от давления для условий изучаемой залежи. Зависимости определены в ходе расчета фазового поведения настроенной модели пластовой системы.
Одним из наиболее важных элементов численного алгоритма гидродинамической модели трехфазной фильтрации является уравнение движения фаз, где главным компонентом, учитывающим многофазность потока, является функция относительной фазовой проницаемости, определяемая для каждой ячейки.
В процессе подготовки исходных данных для выбора капиллярных кривых и кривых относительных фазовых проницаемостей и определения остаточной водо- и нефтенасыщенности использовались имеющиеся лабораторные исследования керна, отобранного из скважины 80 Тазовского месторождения.
Кривые ОФП являются основным параметром при моделировании разработки месторождения и фактически несут в себе значение коэффициента вытеснения для каждой элементарной ячейки фильтрационной модели, что позволяет определить конечный коэффициент нефтеизвлечения в любой точке пласта.
По Тазовскому месторождению проведено 15 исследований по определению относительных фазовых проницаемостей, в том числе при вытеснении нефти различными агентами. В рамках настоящей работы было проведено 12 экспериментов по определению ОФП. Дополнительно привлечены результаты 3 экспериментов, выполненных в лаборатории физики пласта ООО «ТюменНИИгипрогаз» в 2010 г. под руководством Моисеева М.А.
Эксперименты проводились в системах «газ-вода», «нефть-вода», «нефть-газ», «нефть-раствор полимера». Эксперименты «нефть-вода» и «нефть-газ» проводились при термостатировании образцов при 26 и 60 С, поэтому дальнейшее использование кривых ОФП проводилось по двум вариантам: - для выполнения инициализации модели и расчетов изотермического вытеснения нефти использованы данные экспериментов по определению ОФП, выполненных при температуре системы, равной 26 С, что соответствует начальным пластовым условиям; — для проведении расчетов с нагнетанием в пласт теплоносителя и раствора полимера использованы данные экспериментов по определению ОФП, выполненных при температуре системы, соответствующей 60 С. Как отмечено выше, инициализация модели проведена на данных определения ОФП и коэффициентов вытеснения, полученных при температуре 30 С. При этом использованы результаты 12 экспериментов.
Определение относительных фазовых проницаемостей в системе «нефть-раствор полимера» проводились при температурах 26, 60 и 80 С. При прогнозировании технологических показателей разработки месторождения принято решение во избежание термической деструкции и меньших эксплуатационных затрат использовать раствор полимера с температурой закачки 60 С.
