Ключевые слова: PVT-свойства, расчет эффективной компенсации, газосодержание.
Одна из основных задач при проектировании системы разработки на любом газонефтяном месторождении – это создание условий для длительного и эффективного вытеснения пластового флюида рабочим агентом. Данные условия создаются в том числе оптимальными депрессиями, которые, в свою очередь, зависят от пластового давления. Одним из мероприятий, влияющих на пластовое давление, является формирование системы поддержания пластового давления (ППД), позволяющей компенсировать отборы с помощью закачки рабочего агента. Пластовое давление замеряется с определенной периодичностью и в большинстве случаев не на всем фонде скважин, что осложняет получение полной картины изменения энергетического состояния. В качестве дополнительного показателя, позволяющего осуществлять оперативный мониторинг энергетического состояния объектов разработки, используется показатель компенсации отборов.
Компенсация отборов (коэффициент компенсации) – отношение объемов закачиваемого агента к объемам добываемых флюидов в пластовых условиях. Этот коэффициент используется в качестве индикатора изменения энергетического состояния объекта разработки, если он больше 100 %, то пластовое давление должно увеличиваться, а если меньше 100 % – снижаться.
В то же время, в зависимости от геологических особенностей строения пластовой системы и насыщающих ее флюидов, а также влияния технологических условий разработки, динамика пластового давления может не соответствовать динамике компенсации. Например, при коэффициенте компенсации больше 100 % может наблюдаться снижение пластового давления из-за перетоков или оттоков части закачиваемого агента за пределы объекта разработки. Либо, при коэффициенте компенсации меньше 100 %, возможна стабилизация пластового давления по причине притока законтурных вод или расширения газа в газовой шапке (ГШ).
Таким образом, достоверный расчет компенсации отборов является ключевым элементом в управлении системой ППД и имеет непосредственное влияние на экономическую эффективность разработки месторождения.
Для расчета компенсации отборов на месторождениях традиционно используют результаты гидродинамического моделирования. Однако ресурсоемкость построения, адаптации и расчетов на детальных моделях вынуждает использование для оперативных решений альтернативные подходы. В качестве эффективного инструмента для оперативных оценок разработчики применяют аналитические методы.
Существуют три основных аналитических метода расчета:
· метод без учета газа;
· статический метод;
· динамический метод.
Расчет компенсации методом без учета газа и статическим методом применяется при низком газосодержании Динамический метод применяется при высоком газосодержании (более 300 м3/т) или наличии ГШ.
При оценке компенсации без учета газа применяется стандартная формула (1), в которой используется отношение закачиваемой жидкости в пласт к добываемой жидкости. При расчете статическим методом используется универсальная формула (2) с учетом газа с использованием параметров на начало периода эксплуатации месторождения, то есть без учета изменений PVT-свойств в пласте.
Динамический метод также рассчитывается по формуле 2, но основное его отличие от статического метода заключается в учете PVT-свойств пластовых флюидов (Вн, Вг, ГС) в зависимости от изменения пластового давления. Данный метод применим в любых условиях разработки, при снижении пластового давления ниже давления насыщения учет изменений PVT-свойств становится обязательным.
где Ккомп – коэффициент компенсации, %;
Wв – закачка воды с целью ППД в поверхностных условиях, м3;
Qн – добыча нефти в поверхностных условиях, т;
Qв – добыча воды в поверхностных условиях, т;
Qг – добыча газа в поверхностных условиях, м3;
pн – плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3;
pв – плотность воды в поверхностных условиях, т/м3;
Вв – объемный коэффициент воды, д. ед.;
Вн – объемный коэффициент нефти, д. ед.;
Вг – объемный коэффициент газа, д. ед.;
ГС – газосодержание нефти, м3/т.
Текущая ситуация на месторождении
Для анализа выбран участок газонефтяного месторождения. Участок находится на четвертой стадии разработки. Одним из основных факторов, осложняющих разработку данного объекта, является наличие газовой шапки. Для расчета компенсации на месторождении использовался статический метод, что, как показала практика, приводило к ошибкам в результатах.
Ошибка при определении эффективной компенсации может достигать 40 % по причине неучета изменения PVT-свойств пластовых флюидов (рис. 1), как следствие, это приводит к снижению дебита жидкости. Это происходит в результате изменения параметров пласта и флюидов во времени (рис. 2).
В рассматриваемом случае при расчете компенсации принят газовый фактор, соответствующий газосодержанию при изначальном энергетическом состоянии залежи. В процессе разработки произошло снижение пластового давления ниже давления насыщения, как следствие, газовый фактор вырос за весь период с начала разработки в 7 раз относительно начального газового фактора, равного 100 м3/т, а за последние шесть лет – в 2,5 раза.
В процессе разработки месторождения наблюдается динамическое изменение PVT-свойств пластового флюида, вызванное снижением давления ниже давления насыщения. При начальных условиях разработки пластовое давление соответствовало давлению насыщения (164 атм). Текущее пластовое давление на последний год разработки составляет 138 атм. Таким образом, пластовое давление снизилось на 26 атм (на 16 % от начального значения). Это привело к росту газового фактора.
Статический метод, традиционно применяемый на месторождении для расчета компенсации, не учитывает эту динамику, что приводит к завышению оценки эффективности ППД. Формально компенсация остается близкой к 100 %, тогда как фактически, с учетом изменения PVT-свойств, она снижается. Это приводит к несоответствию между объемами закачки и реальной компенсацией отбора, что выражается в постепенном снижении добычи жидкости на пятый год, когда резкий рост газового фактора и падение эффективной компенсации свидетельствуют о переходе в неустойчивый режим эксплуатации (рис. 3).
В этих условиях использование динамического метода, учитывающего изменение PVT-свойств во времени, становится необходимым для корректной оценки энергетического состояния объекта разработки и оптимизации системы ППД.
Снижение пластового давления привело к снижению объемного коэффициента нефти (с 1,23 до 1,19 д. ед.), что обусловлено выделением газа.
На рис. 4 представлены расчеты среднегодовой компенсации за последний год, выполненные по трем методам. При этом для анализа результатов в качестве фактической компенсации принят расчет компенсации динамическим методом.
Расчеты показывают, что ошибка по стационарному методу, который традиционно применяется на месторождении, 19 %, а по методу без учета газа – 46 %.
Обсуждение и выводы
Результаты расчетов демонстрируют значительную разницу в итогах среднегодовой компенсации в зависимости от выбранного метода, за счет недоучета динамических свойств газа. Это указывает на то, что игнорирование изменений PVT-свойств пластовых флюидов во времени в условиях высоких газовых факторов может привести к существенным ошибкам в оценке текущего состояния разработки и потенциала добычи.
В приведенном примере разница в 19 % – это потенциал для увеличения закачки. Если увеличить закачку на изучаемом участке месторождения до целевых уровней компенсации в 114 %, прирост добычи нефти составит 17 % от базы.
Данная оптимизация работы нагнетательных скважин с учетом затрат на подготовку дополнительной нефти, удельного расхода электроэнергии и затрат на закачку жидкости обеспечит экономический эффект в размере 1 млрд рублей за год.
Таким образом, учет изменения PVT-свойств играет важную роль при анализе текущего состояния разработки и прогнозировании технологических показателей. Для обеспечения точности расчетов и оптимизации процесса добычи необходимо учитывать динамические изменения свойств нефти и газа во времени. Это позволит точнее оценивать компенсацию, сократить потери и повысить общую эффективность разработки месторождений.
Литература
1. Бульчук Д.Д. О перенасыщенности нефти газом / Бульчук Д.Д. // Разработка и эксплуатация месторождений. Тр. УНИ, вып. IV. М.: Недра, 1967. – С. 30–33.
2. Давление насыщения пластовой нефти [Электронный ресурс] // Техническая библиотека Neftegaz.RU. – Режим доступа: https://neftegaz.ru/ . Дата обращения: 16.04.2025. – Загл. с экрана.
3. Полякова Н.И. Комплексный подход к применению методов анализа эффективности системы заводнения нефтяных пластов / Полякова, Н.И., Максимова, Ю.А., Зятиков, П.Н. // Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. – 2020. – Т. 331, № 10. – С. 91–97.
4. Поушев А.В Повышение эффективности выработки остаточных подвижных запасов нефти подгазовой зоны пласта АВ1(1-2) Самотлорского месторождения / Поушев А.В, Чамеев И.Л. // Георесурсы, геоэнергетика, геополитика. – 2012. – № 3. – С. 3–10.
5. Фу Фан Моделирование и методы расчета физико-химических свойств углеводородных систем / Фу Фан, Н.В. Чеканцев, А.В. Иванчина, А.В. Кравцов // Известия Томского политехнического университета. – 2010. – № 3. С. 58–62
