автореферат диссертации по разработке полезных ископаемых, 05.15.06, диссертация на тему:Циклическая разработка залежей нефти верейского горизонта Среднего Поволжья при восстановлении начальных условий периодической закачкой углеводородного газа

О"-

На правах рукописи

Титов Владимир Ефимович

Циклическая разработка залежей нефти верейского горизонта Среднего Поволжья при восстановлении начальных условий периодической закачкой углеводородного газа

Специальность 05.15.06 - "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений".

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Уфа 1998

Работа выполнена на кафедре «Геологии и эксплуатацш нефтяных и газовых месторождений» Самарскогс Государственного Технического Университета.

Научный руководитель - доктор геолого-минералогических наук

профессор Аширов К.Б.

Официальные оппоненты:

доктор технических наук, профессор Хабибуллин З.А., (УГНТУ ),

кандидат технических наук, с.н.с. ПияковГ.Н ( БашНИПИнефть) Ведущее предприятие - ОАО "Самаранефтегаз"

Защита диссертации состоится " 21 _"_мая_ 1998 года в 15 часоЕ на заседании диссертационного совета К104.01.01 пр! Башкирском научно-исследовательском и проектном институт« нефти -филиале АНК "Башнефть"- по адресу: 450077 г. Уфа, ул. Ленина, 86.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотек! БашНИПИнефти.

Автореферат разослан "_"_1998 г.

Голубев Ю. В.

Общая характеристика работы.

Актуальность темы.

Современное состояние нефтедобычи страны характеризуется ухудшением структуры запасов нефти. Основными причинами увеличения доли грудноизвлекаемой нефти в общем балансе запасов по отрасли являются:

• вступление большинства месторождений в позднюю и завершающую стадии разработки, характеризующиеся высокой степенью обводненности продукции и ухудшением reo лого-промысловых условий эксплуатации скважин;

• разработка залежей нефти, содержащихся в низкопроницаемых пластах;

• малые размеры большинства залежей и усложненность геолого-физических условий извлечения из них нефти;

• увеличение доли залежей нефти с высоковязкими и парафинистыми нефтями.

К настоящему времени в разработку включено более 60% текущих запасов нефти. Значительно выработаны залежи на наиболее крупных высокопродуктивных месторождениях, обеспечивающих основную часть добычи нефти страны. В условиях непрерывного ухудшения качественного состояния сырьевой базы увеличение нефтеотдачи приобретает стратегическое значение для стабилизации и развития процессов нефтедобычи.

Одним из эффективных способов повышения КИН пластов, особенно в низкопроницаемых терригенных коллекторах, является метод извлечения нефти с использованием углеводородного газа. Примером эффективности этого метода служат высокие результаты полученные за рубежом(США, Канада), где в результате закачки углеводородного газа дополнительно добываются миллионы тонн нефти. Закачиваемый углеводородный газ, при соблюдении определенных условий, позволяет резко увеличить объем извлекаемой нефти. Подобные

же примеры имеются и в России.

Углеводородный газ, являясь органической часть природных систем, не вступает в химическое взаимодействие породой коллектора, обладает высокой проникающ* способностью, не меняет своего агрегатного состояния широком диапазоне давлений и температур, мож« использоваться многократно.

Выполненные в работе исследования положены в осное новой технологии разработки нефтяных залежей с применение циклической закачки углеводородного газа высокого давления.

Внедрение такой технологии особенно своевременно условиях отсутствия необходимых средств для разбуривани: обустройства и ввода новых месторождений, что актуально дл старых нефтедобывающих районов.

Целью работы является создание современной эффективно технологии разработки нефтяных залежей с терригенным коллекторами закачкой углеводородного газа высокого давление позволяющей увеличить КИН по сравнению с традиционньи заводнением.

Основные задачи исследования:

• провести анализ литературных источников, касающихс проблем разработки нефтяных залежей при закачк углеводородного газа высокого давления, циклическог воздействия на залежь, фильтрации газированной жидкости;

• разработать критерии применимости метода воздействи углеводородным газом высокого давления на нефтяны залежи;

• по разработанным критериям выбрать наиболее типичны] объект - перспективный для закачки углеводородного газ; высокого давления;

• провести анализ разработки выбранного объекта I необходимые исследования с целью оценки эффективное^ закачки углеводородного газа;

• исследовать механизм вытеснения нефти углеводородным газом (определить фазовые состояния при вытеснении нефти газом для различных условий, определить давление смешивающегося вытеснения, дать оценку сместимости фаз в процессе вытеснения нефти газом);

• провести моделирование процесса разработки выбранного объекта в условиях сложившейся системы разработки и с внедрением рекомендуемой технологии, дать оценку вариантам разработки.

• оценить эффективность вариантов разработки нефтяной залежи, выполненных в работе с обязательным экономическим анализом полученных результатов.

Научная новизна результатов работы.

1. Обоснованы и сформулированы геолого-промысловые критерии применимости залежей нефти для закачки газа я выявлено их влияние на эффективность воздействия углеводородным газом.

2. Исследовано влияние углеводородного газа на процесс эффективного вытеснения нефти из терригенных коллекторов верейского горизонта и на свойства пластовых флюидов.

3. Сформулированы основные условия эффективной разработки нефтяных залежей верейского горизонта по рекомендуемой технологии с закачкой сухого углеводородного газа высокого давления.

4. Разработана технология разработки нефтяных залежей с трудноизвлекаемыми запасами в терригенных коллекторах, путем циклической закачки сухого углеводородного газа высокого давления, позволяющая увеличить КИН по сравнению с традиционным заводнением.

5. Обоснована возможность снижения пластового давления ниже давления насыщения, при котором реализуется режим растворенного газа и достигается наибольший КИН.

Защищаемые положения.

1. Технология разработки нефтяных залежей верейского горизонта в терригенных коллекторах путем периодической закачки углеводородного газа и реализации режима растворенного газа.

2. Условия эффективной реализации рекомендуемой технологии на залежах путем термогазодинамических расчетов с учетом фазовых превращений при воздействии углеводородным газом.

3. Результаты математического моделирования дл? обоснования эффективности разработанной технологии прр внедрении на верейской залежи.

Практическая ценность и реализация полученны: результатов.

Рекомендуемая технология позволяет сократить срою разработки залежей, объемы попутно добываемой воды : использовать газлифтньш способ добычи продукции скважин.

Результаты, полученные в диссертационной работ« использованы институтом "Гипровостокнефть" пр проектировании вариантов газового воздействия г месторождении Тенгиз.

Максимальный прирост чистой прибыли, рассчитанный д: условий рассматриваемого в работе объекта при его разработке г предлагаемой технологии, составит 16729 млн. руб.

Апробация работы.

Основные результаты работы представлялись обсуждались: на IV региональной научно-техническ< конференции Поволжского отделения Академии технологическ наук "Новые высокие технологии в нефтегазовой отрасли проблемы экологии" (Самара, 12-13 марта 1997); на II ; международном конгрессе "Новые высокие технологии нефтегазовой промышленности и энергетики будущего" (Моек 2-5 июня 1997); на расширенном заседании кафедры «Геологи!

эксплуатации нефтяных и газовых месторождений» Самарского Государственного Технического Университета (Самара, 1997); на заседании секции ученого совета по разработке нефтяных и газовых месторождений института "Гипровостокнефть" (Самара, 1997); н а заседании технического совета ОАО "Самаранефтегаз" (Самара, 1997); на заседании технических советов нефтегазодобывающих управлений ОАО "Самаранефтегаз" (Самара, 1997).

Объем работы.

Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, выводов, списка литературы из 150 наименований, содержит 170 страниц машинописного текста, 28 таблиц и 23 рисунка. ■

Публикации.

По результатам выполненных научных исследований опубликовано 5 работ

Содержание работы.

Во введении обоснована актуальность проведенных исследований, сформулированы цель и основные за^ш решенные в работе, научная новизна и практическая ценность полученных результатов.

В первой главе дан краткий обзор предшествующих исследований в области вытеснения нефти углеводородным газом. Обосновываются необходимость и целесообразность применения углеводородного газа с целью наиболее полного извлечения нефти из залежи. Анализируя эффективность применяемых технологий, апробированных на нефтяных залежах с различными геолого-физическими параметрами и физико-химическими свойствами нефтей, было установлено, что каждый проект является уникальным. Принятию решения о газовом

воздействии на залежь должен предшествовать тщательны? выбор объекта, что в значительно мере способствует успешности эксперимента.

Основные принципы вытеснения нефти газом впервьн изложены в работах Вортона Л.П. и Кришника B.JL, гд< описываются основные принципы процессов вытеснения нефт! газом высокого давления и результаты экспериментальны? исследований, проведенных в бомбах PVT и на моделях ( пористой средой. Следующими по своему значению являютс? работы Слобода Р., Коха Г., Стоуна Х.Л., Крампа Ж.С. Хатчинсона С. А., Брауна Р.Х. и др.

Вопросам вытеснения нефти газом в нашей стране посвящень работы Капелюшникова М.А., Жузе Т.П., ЗаксаС.Л. Карнаева М.З., Сергеевич В.И., Степановой Г.С., ПияковаГ.Н. Яковлева А.П., Буторина О.И., Парахина Б.Г., Кляровского Г.В. Тер-Саркисова P.M., Николаева В. А., Рассохина С.Г., ФыкИ.М. Таирова Н.Д., Джалилова З.И., МархасинаВ.И., Черных В.А. Кундина С.А., Розенберга М. Д., Намиота А.Ю. и др.

Создание эффективной технологии разработки нефтяны? залежей с применением углеводородного газа является одной и: важнейших задач отрасли. Использование такой технологии позволяет повысить конечное нефтеизвлечение залежей, а также может привести к существенным сокращениям материальны? затрат на разработку нефтяных месторождений. Исследуз известные технологии, следует отметить ряд присущих и\ недостатков:

• недостаточно полно разработаны количественные критерш выделения эксплуатационных объектов;

• недостаточно глубоко исследован механизм вытесненш нефти углеводородным газом;

• отсутствует требуемая научная полнота изучения процессо! фазовых превращений нефти и закачиваемого газа;

• отсутствуют исследования по аппроксимации расчетных данных о разработке по фактическим данным за предшествующий период;

• отсутствуют исследования по гидрогазодинамике процесса разработки верейских залежей;

• отсутствует точное значение величины, на которую целесообразно снизить пластовое давление ниже давления насыщения в условиях верейских залежей, для реализации режима растворенного газа;

• отсутствуют работы, посвященные комплексному изучению проблемы эффективного применения углеводородного газа высокого давления.

Вторая глава посвящена выбору объекта исследования. Установлено, что при выборе объекта, пригодного для осуществления газового воздействия, необходимо учитывать особенности геологического строения залежи, ее энергетическое состояние и физико-химические свойства пластовых флюидов.

Для оценки возможности применения газовых методов на нефтяных месторождениях разработаны критерии их применимости.

Одним из факторов определяющих успешность газового метода воздействия на залежь следует считать степень смешиваемости вытесняемого и вытесняющего агентов. К основным параметрам, определяющим степень смешиваемости целесообразно отнести глубину залегания пласта, пластовое давление, температуру пласта, нефтенасыщенность, плотность и вязкость нефти, содержание смол и асфальтенов. В зависимости от пределов изменения вышеперечисленных параметров считается, что вытеснение нефти происходит в условиях полной, либо ограниченной взаимной растворимости вытесняемого и вытесняющего агентов.

Однако влияние каждого из вышеперечисленных параметров на процесс смешиваемости не равнозначно.

При выборе в качестве объекта воздействия углеводородным газом верейской нефтяной залежи, прежде всего учитывались особенности ее геологического строения:

• отсутствие связи с законтурной областью, либо весьма ограниченная связь, что подтверждается отсутствием в них сероводорода;

• увеличение проницаемости нефтенасыщенных пропластков от кровли к подошве залежи;

• концентрация значительных запасов нефти в прикровельной части пласта;

• пологозалегающие крылья структуры, способствующие равномерному распределению закачиваемого газа по объему залежи;

• терригенный коллектор, обуславливающий равномерный охват воздействием нефтенасыщенного объема залежи.

Вышеперечисленные условия способствуют эффективной реализации метода разработки нефтяной залежи с закачкой углеводородного газа высокого давления.

Для оценки параметров залежи, принятых за базовые (глубина залегания пласта, пластовое давление, плотность и вязкость нефти, наличие смол и асфальтенов) при выборе объекта, рекомендуемого под закачку газа высокого давления, применен* пятибалльная система оценок рассматриваемых параметров. Этс ранговая оценка анализируемых объектов, позволяющая выявит! объект или объекты с предпочтительными условиями необходимыми для реализации закачки газа высокого давления.

Сопоставление критериев применимости газовых методо) воздействия с геолого-физической характеристикой залежей 1 физико-химическими свойствами нефтей 23 верейских залеже: Среднего Поволжья позволило путем ранговой оценки выделит следующую группу месторождений: Герасимовское, Зимовско( Кулешовское, Мочалеевское, Восточно-Боголюбовское, Севере Максимовское.

Из этой группы только залежь Северо-Максимовского месторождения получила высшую ранговую оценку. Эта оценка подтверждает, что пласт А2 Северо-Максимовского месторождения является типичным для верейских отложений и отражает их характерные особенности. На этой нефтяной залежи может быть реализован проект с закачкой углеводородного газа высокого давления.

Здесь же приводится геолого-промысловая характеристика выбранного объекта, физико-химические свойства нефти и ее фракционный состав. Приводятся основные положения проектных документов. Проектом разработки Северо-Максимовского месторождения предусматривалось разработку верейской залежи осуществлять с ППД закачкой воды. Утвержденный конечный КИН - 0,47.

Проведенный анализ разработки показал неэффективность существующей системы разработки. При осуществлении традиционного заводнения конечный КИН предполагается ниже -0,41.

Эффективная разработка нефтяной залежи верейского горизонта, запасы которой относятся к трудноизвлекаемым, возможно только при использовании более эффективной, чем заводнение, технологии.

В третьей главе рассматривается механизм вытеснения нефти газом высокого давления. Установлена тесная взаимосвязь механизма и основных показателей вытеснения от массообменных процессов, происходящих при контакте закачиваемого газа с пластовой нефтью.

При вытеснении нефти газом выделяются два массообменных процесса. Один из них происходит на переднем фронте вытеснения и заключается в постепенном обогащении вытесняющего газа, все время контактирующего, вследствие его высокой подвижности, с пластовой нефтью исходного состава. Другой процесс происходит в удаленной от переднего фронта

зоне вытеснения. Там, менее подвижная (остаточная) нефть контактирует со свежими порциями закачиваемого газа исходного состава. В результате легкие и промежуточные углеводородные компоненты переходят в газовую фазу. Этими двумя массообменными процессами и определяется ход вытеснения.

Процесс вытеснения нефти, смешивающимся с ней агентом, иллюстрируется тройными диаграммами.

Рассчитано минимальное давление смешивающегося вытеснения. Для условий вытеснения сухим газом (метаном) нефти верейской залежи Северо-Максимовского месторождения оно составляет 35 МПа.

Результаты термодинамических расчетов фазовых превращений верейской нефти с сухим углеводородным газом, представленные в виде треугольных диаграмм, наглядно демонстрируют то, что основную часть поля диаграммы занимает область, в которой система находится в двухфазном состоянии. Это дает основание утверждать, что вытеснение нефти в данных термобарических условиях будет протекать в условиях ограниченной смешиваемости.

Расчетами определено минимальное время необходимое для достижения состояния равновесия фаз в пласте (10 суток).

Установлено, что в состоянии фазового равновесия пластово? нефти с закачиваемым углеводородным газом плотность \ вязкость нефти уменьшаются и, как следствие, улучшаютс? условия вытеснения нефти из пласта. Плотность нефти I пластовых условиях до контакта с газом 0,784 г/смЗ; в состоянш равновесия - 0,630 г/смЗ. Вязкость в пластовых условиях д< контакта - 2,37 мПа с, в состоянии равновесия 1,25 мПа с.

В четвертой главе дается описание предлагаемой технологи; разработки нефтяных залежей, предусматривающей циклическую закачку углеводородного газа высокого давления, заключающуюся в повторении циклов (сначала и до кони разработки), каждый из которых состоит из следующих этапов:

• первый этап - этап закачки углеводородного газа для восстановления пластового давления до начального (без отбора); после восстановления давления закачка прекращается;

• второй этап - этап насыщения - на залежь не оказывается внешнего воздействия, пластовое давление снижается с начального до некоторой величины с дальнейшей стабилизацией на этом уровне, происходит насыщение газом залежи;

• третий этап - этап отбора - из добывающих скважин расположенных на периферии залежи отбирается продукция. В течение этапа пластовое давление снижается до величины определяемой из расчетов.

Далее циклы повторяются.

Для расчета технологических показателей разработки использовалась трехмерная трехфазная математическая модель, учитывающая ограниченное смешивающееся вытеснение пластовых флюидов с закачиваемым газом, цикличность процесса и переменное давление насыщения.

Полнота и достоверность, заложенного при расчетах исходного материала, это залог качества получаемой информации в виде прогнозов технологических показателей разработки нефтяной залежи. Процессы происходящие при разработке нефтяных залежей весьма сложны и в настоящее время не до конца изучены. Кроме того, объем информации о геологическом строении и условиях залегания нефти в пласте ограничены, особенно в начальный период эксплуатации.

Все параметры нефтяной залежи определяются с какой-то исходной точностью, вследствие погрешности измерений и изменчивости свойств пласта и насыщающих его флюидов. Получаемые значения параметров могут быть далеки от истинных. Следовательно, по геолого-промысловым данным параметры математической модели залежи можно определить приближенно, в связи с чем, без корректировки

модели на базе фактических данных самая удачная модель может оказаться непригодной для описания хода процесса разработки нефтяных залежей и прогноза динамики их показателей. Поэтому, по нефтяным залежам, находящимся в разработке, необходимо проводить адаптацию расчетной модели.

Расчеты, проведенные по программе адаптации (настройке) модели позволили, анализируя ход расчетной и фактической динамики показателей разработки за прошедший период, аппроксимировать фактическую динамику расчетной путем автоматизированного подбора основных характеристик модели, Установлено так же, что точность прогноза мало зависит от погрешности определения начальных параметров объекта, а I основном определяется данными разработки залежи. Установлен; неэффективность, как системы ППД закачкой воды, так и в целом всей существующей системы разработки объекта.

Теория и практика подтверждают, что снижение пластового 1 забойного давлений ниже давления насыщения не только н уменьшает нефтеотдачу пласта, но напротив, вполне допустимо Установлено, что оптимальное давление, в пределах которог целесообразно снижать пластовое давление с целью реализаци режима растворенного газа, находится в пределах 10-20% ниж давления насыщения.

Учитывая реальные особенности геологического строени верейских залежей, характеризующихся либо ограниченно связью с законтурной водонапорной системой, либо ее полны отсутствием, рассчитаны два варианта разработки с закачке углеводородного газа по предлагаемой технологии. Для этт вариантов определена продолжительность этапа насыщени Установлено, что для достижения состояния равновесия фаз стабилизации пластового давления в конце этапа необходимо " суток.

Лабораторными исследованиями выполненными для услов! рассматриваемого объекта определен коэффициент вытеснен:

нефти водой - 0,53; углеводородным газом (метаном) - 0,63 Продолжительность циклов ограничивалась с одной стороны, при закачке газа, значением начального пластового давления, а с другой - в зависимости от варианта значением пластового давления либо выше, либо ниже давления насыщения.

Для определения оптимальной продолжительности этапов в циклах выполнена серия расчетов циклического газового воздействия на залежь. Максимальная насыщенность залежи газом обеспечивается его высокой проникающей способностью, а в совокупности с восстановлением пластового давления до начального позволяет увеличить ее охват воздействием, чего невозможно достигнуть закачкой воды.

С целью исследования процесса разработки объекта проведен расчет серии вариантов, отличающихся объемами закачиваемого газа, продолжительностью этапов, величиной пластового и забойного давлений на различных этапах, уровнями отборов и т.д.

В результате проведенного анализа отобраны три варианта с оптимальными показателями разработки, из которых первый вариант - базовый - с закачкой воды, а два других с закачкой углеводородного газа по рекомендуемой технологии.

Все варианты рассчитывались с учетом существующей сетки и пробуренного фонда скважин, состоящего из 14 единиц. Так как залежь полностью разбурена, то при проектировании допускался только перевод добывающих скважин под закачку. В соответствии с рекомендуемой технологией закачка газа должна осуществляться в 6 нагнетательных скважинах расположенных на куполе залежи, а отбор продукции - из 8 добывающих, расположенных на периферии. В качестве базового варианта принят вариант разработки с поддержанием пластового давления закачкой воды в 3 нагнетательные скважины, расположенные на куполе залежи (в соответствии с утвержденным проектом разработки), и отбором продукции из 11 добывающих. Утвержденный КИН в 2024 году составит - 0,47.

Альтернативными вариантами разработки являются варианты с циклической закачкой углеводородного газа высокого давления по разработанной технологии.

Во втором варианте, учитывая состояние разработки верейской залежи Северо-Максимовского месторождения, граничным значением этапа отбора принято значение минимального пластового давления равное 10 МПа.

На первом этапе технологии в залежь закачивается общий объем газа - 56,29 млн.мЗ, (состоящий из активного объема -13,07 млн.мЗ, объема газа, растворенного в оставшейся нефти -30,74 млн.мЗ, объема газа, который будет закачан в газовую шапку - 12,48 млн.мЗ) в течение 63 суток.

На втором этапе, в течение 18 суток, на залежь не оказывается внешнего воздействия. За это время в залежи происходят процессы, следствием которых является стабилизация пластового давления на уровне 14,6 МПа.

Далее реализуется третий этап - этап отбора продукции т скважин в режиме истощения пластовой энергии (14 суток), Длительность первого цикла - 95 суток. Начиная со второго цикла, длительность этапа закачки сокращается до 15 суток необходимых для закачки активного объема газа. Таким образом: длительность второго и последующих циклов составит 47 суток.

За первый год должно быть проведено 6 циклов, а за второй t последующий годы - 7 циклов в год.

Максимальная среднесуточная приемистость по газу одно! скважины - 150 тыс.мЗ/сут.

К 2017 году, через 28 лет с начала внедрения технологии коэффициент извлечения нефти составит - 0,53. Моделировашк разработки по третьему варианту проводилось при условш реализации режима растворенного газа (значение пластовоп давления в конце этапа отбора взято ниже давления насыщения).

С целью установления значения величины, на которув целесообразно снизить пластовое и забойное давления дл получения максимального эффекта от реализации режим

растворенного газа, проведена серия расчетов. Граничные значения давлений, принятые для расчетов, находились в интервале 0,1 Р нас. - 0,8 Р нас. Оптимальные показатели разработки получены при снижении забойного давления на 25 %, а пластового на 16% ниже давления насыщения (Р пл.мин. = 4,3 МПа; Р заб.мин. = 3,8 МПа). Дальнейшее снижение давления, как пластового, так и забойного, не оказало заметного влияния на КИН, что, вероятно, связано с повышением вязкости нефти, снижением ее подвижности, а также ухудшением фильтрационных характеристик призабойных зон скважин.

Итак, граничным условием третьего этапа - этапа отбора -данного варианта является значение пластового давления равное 4,3 МПа.

На первом этапе технологии в залежь необходимо закачать общий объем газа равный - 72,8 млн.мЗ (состоящий: активный объем - 24,64 млн.мЗ; объем газа, растворенный в оставшейся нефти - 30,74 млн.мЗ; объем газа, который будет закачан в газовую шапку - 20, 42 млн.мЗ) в течение 81 суток.

Второй этап - 18 суток - этап насыщения - на залежь не оказывается внешнего воздействия (стабилизация пластового давления на уровне 14,6 МПа).

Третий этап - отбор продукции из скважин в режиме истощения пластовой энергии -17 суток.

Длительность первого цикла - 116 суток. Начиная со второго цикла длительность этапа закачки сокращается до 24 суток.

За первый год должно быть проведено четыре цикла, а за второй и последующие годы - 6 циклов в год.

Длительность второго и последующих циклов - 59 суток. К 2013 году, через 24 года с начала внедрения технологии, коэффициент извлечения нефти составит - 0,56.

Анализ технико - экономических показателей показал, что максимальный прирост чистой прибыли по варианту с ППД заводнением - 20975,1 млн.руб; по второму варианту - 23288,8 млн.руб; по третьему варианту - 37704,5 млн.руб. Поток

наличности : первый вариант - 26968,6 млн.руб; второй вариант -30987,9 млн.руб; третий вариант - 44065,1 млн.руб.-Величина отчислений в бюджет по первому варианту - 110829,6 млн.руб; по второму варианту - 159327,5 млн.руб; по третьему варианту -185632,3 млн.руб.

На основании технико - экономического анализа вариантов разработки верейской нефтяной залежи Северо-Максимовского месторождения, наиболее эффективным следует признать вариант разработки по предлагаемой технологии с реализацией режима растворенного газа на этапе отбора.

Моделируемая технология разработки веренской нефтяной залежи Северо-Максимовского месторождения

№ Содержание технологического этапа

1. Закачка природного газа (метана) с привлечением необходимого количества сторонних ресурсов. В процессе разработки может осуществляться закачка метана из накопленных собственных ресурсов и добавлением к ним метана со стороны. Этап продолжается до достижения Рпл.=Рпл.нач.=18,9 МПа.

2. На залежь не оказывается внешнего воздействия. Пластовое давление снижается с начального (18,9 МПа) до давления 14,6 МПа с дальнейшей стабилизацией на этом уровне. (Давление 14,6 МПа определено расчетами). Этаг заканчивается выполнением условия: Рпл.=14,6 МПа.

3. Разработка в режиме истощения пластовой энергии с Рпл.=14,б МПа до выполнения условия : Рпл.=10 МПа - 2 вариант; Рпл.=4,3 МПа - 3 вариант. Этап завершается. В процессе этапа может осуществляться накопление собственных ресурсов природного газа, например, в ПХГ.

Далее этапы повторяются в вышеизложенной последовательности.

Рис. Структура цикла рекомендуемой технологии.

А -1 этап - закачка (15 сут. -2 вар; 24 сут. - 3 вар.) В - 2 этап - насыщение (18 сут.) С - 3 этап - отбор (14 сут. - 2 вар; 17 сут. - 3 вар.)

Основные выводы и рекомендации.

В результате выполненных исследований получены следующие основные выводы и рекомендации.

1.Принципиальное отличие разработанной технологии от существующих заключается в наличии определенной структуры цикла и его длительности. Цикл состоит из трех этапов, каждый из которых характеризуется следующими особенностями:

1 этап - пластовое давление в залежи закачкой углеводородного газа восстанавливается до начального /продукция из залежи втечение этапа не отбирается/; закачка газа осуществляется в нагнетательные скважины, расположенные на куполе залежи;

2 этап - этап насыщения - на залежь не оказывается внешнего воздействия; закачанный газ, за счет высокой проникающей способности, насыщает нефтенасыщенный объем залежи, охватывая зоны пласта недоступные для внедрения воды при разработке с ППД заводнением; этап заканчивается установлением в залежи пластового давления на определенном уровне;

3 этап - этап отбора - на этом этапе реализуется газонапорный, упругий и режим растворенного газа, при снижении пластового давления ниже давления насыщения в конце этапа; /в залежах, где отсутствует связь с законтурной водонапорной системой граничным условием этапа будет снижение пластового давления на 16% ниже давления насыщения/ при наличии связи залежи с законтурной областью граничная величина пластового давления в конце этапа определяется из расчетов; отбор продукции осуществляется из скважин, расположенных на периферии залежи /приконтурных/.

Далее циклы повторяются в вышеизложенной последовательности.

Следует отметить, что существующие технологии циклической закачки газа имеют, как минимум, полугодовой цикл, что недостаточно эффективно с точки зрения сроков разработки - они неоправданно растягиваются. Разработанная технология предполагает проведение 5-7 циклов в год, что существенно сокращает сроки разработки, и, тем самым, выгодно отличается от существующих.

2. Проведенные теоретические исследования показали целесообразность снижения пластового давления ниже давления насыщения в конце этапа отбора на 16 %, что позволит реализовать режим растворенного газа и вовлечь в разработку периферийные, тупиковые и застойные зоны залежи. Снижение пластового давления ниже давления насыщении приводит к улучшению конечных показателей разработки /получено увеличение КИН на 3%/.

3. Существует тесная взаимосвязь механизма вытеснение нефти газом высокого давления от массообменных процессов, происходящих при контакте закачиваемого газа с пластов о? нефтью. При вытеснении нефти газом выделяются двг массообменных процесса. Один из них заключается I постепенном обогащении вытесняющего газа, все врем; контактирующего, вследствии его высокой подвижности, < пластовой нефтью исходного состава. Другой процес* характеризуется тем, что определенная часть газа растворяется 1 нефти. В результате происходит «выравнивание» составо! нефтяной и газовой фаз и, тем самым, в определенной мер< нивелируется различие их вязкостей, снижается межфазно-натяжение. Вытеснение происходит с образованием двухфазно] зоны и называется несмешивающимся или ограниченны! смешивающимся вытеснением.

Этими двумя массообменными процессами и определяете ход вытеснения.

4. Результаты термогазодинамических расчетов фазовых превращений верейской нефти с «сухим» углеводородным газом, представленные в виде треугольных диаграмм, наглядно демонстрируют то, что основная часть поля диаграммы занимает область, в которой система находится в двухфазном состоянии. Это дает основание утверждать, что вытеснение нефти в данных термобарических условиях будет протекать при ограниченной смешиваемости пластовой нефти и закачиваемого газа. Минимальное давление смешивающегося вытеснения определенное для условий верейской залежи Северо-Максимовского месторождения составляет 35 МПа. Расчетами так же установлено минимальное время, необходимое для достижения состояния равновесия фаз в пласте - оно составляет 10 суток.

5. При установлении в залежи фазового равновесия пластовой нефти и закачиваемого газа, плотность и резкость нефти уменьшаются и, как следствие, улучшаются условия вытеснения нефти из пласта. Для условий рассматриваемого объекта плотность нефти до контакта с закачиваемым газом -0,784 г/см3; в состоянии равновесия - 0,63 г/см3; вязкость в пластовых условиях - 2,37 мПас;в состоянии равновесия - 1,25 мПа-с.

6. Исследование эффективности разработанной технологии, проведенное с помощью трехмерной трехфазной математической модели, учитывающей ограниченное смешивающееся вытеснение нефти закачиваемым газом, цикличность процесса и переменное давление насыщения, подтвердило возможность увеличения коэффициента извлечения нефти по сравнению с заводнением.

Более высокий КИН, полученный при моделировании разработанной технологии, обусловлен концентрацией основных запасов нефти в прикровельной части залежи, достигается максимальным охватом воздействием газа нефтенасыщенного объема залежи, за счет его высокой проникающей способности, а так же изменением объемных и вязкостных свойств нефти.

7. Установлено, что при разработке верейской залежи Северо-Максимовского месторождения по предлагаемо? технологии циклической закачкой углеводородного газа высокого давления, без реализации режима растворенного газа, будеп получен КИН равный 0,53 - что выше КИН при разработке объекта с ППД традиционным заводнением /0,47/ на б°/с /дополнительная добыча нефти составит - 161 тыс. т; чистая прибыль - 2313 млн. руб./, а с учетом эффекта от реализации режима растворенного газа будет получен КИН равный 0,56 - чтс выше КИН при разработке объекта с ППД традиционным заводнением на 9% (дополнительная добыча нефти составит - 242 тыс. т, чистая прибыль - 16729 млн. руб.).

На основании технико-экономического анализа вариантов разработки верейской нефтяной залежи Северо-Максимовского месторождения рекомендуется разрабатывать ее в соответствии с предлагаемой технологией при условии реализации режима растворенного газа.

При закачке углеводородного газа в нефтяные залежи решается не только проблема добычи нефти, но и экологическая, возникающая в связи со сжиганием ценнейшего углеводородного сырья в факелах.

8. Расчеты, проведенные с целью выбора оптимального режима разработки верейской залежи Северо-Максимовского месторождения, показали, что интенсивность вытеснения нефти циклически закачиваемым газом по разработанной технологии при сравнении с традиционной закачкой воды оказывается значительно эффективнее, не только на относительно высокопроницаемых участках залежи, но, что особенно важно, и в низкопроницаемых зонах. Предлагаемая технология позволит извлекать дополнительную нефть из низкопроницаемых прикровельных зон пласта, в которых, в основном, сосредоточены запасы нефти верейских залежей, и которые остаются неохваченными процессом заводнения.

9. Предлагается разработку терригенных коллекторов верейских нефтяных залежей Среднего Поволжья осуществлять по предлагаемой технологии циклической закачкой углеводородного газа высокого давления, позволяющей увеличить КИН по сравнению с традиционным заводнением. В результате широкого внедрения рекомендуемой технологии циклической закачки сухого углеводородного газа высокого давления на нефтяных залежах следует ожидать существенного увеличения добычи нефти, сокращения сроков разработки и объемов попутно добываемой воды.

Основное содержание диссертации опубликовано в следующих работах:

1. Титов В.Е. К вопросу о доразработке нефтяных залежей. Деп. в ВИНИТИ М. 1990. № 1479 - В 90.

2. Титов В.Е. Доразработка нефтяных залежей на режиме растворенного газа. Деп. в ВНИИОЭНГ М. 1990. № 1882 - нг 90.

3. Титов В.Е. Выбор объектов для доразработки нефтяны> залежей с закачкой газа высокого давления. Деп. ] ВИНИТИ М. 1995. № 975 - В 95.

4. Титов В.Е. Оценка сместимости фаз в процесс вытеснения нефти. Деп. в ВИНИТИ М. 1995. № 3371 -1 95.

5. Титов В.Е. Разработка залежей с закачко углеводородного газа. Деп. в ВИНИТИ М. 1996. №313 -В 96