Ключевые слова: трудноизвлекаемые запасы, низкопроницаемый коллектор, Авиловское месторождение, Бобриковский горизонт, углеводородные растворители.
Авиловское месторождение расположено на территории Котовского и Камышинского районов Волгоградской области, в северной части на Авиловской площади. Центром района является г. Котово, расположенный в крайне западной части площади, и г. Камышин, находящийся в 40 км к юго-востоку Авиловской площади. В геологическом строении принимают участие породы разного возраста. Докембрийский кристаллический фундамент представлен породами палеозойской, мезозойской и кайнозойской группы. Общий геолого-геофизический разрез приведен на рисунке 1.
РИСУНОК 1. Геолого-геофизический разрез Авиловского месторождения
Наиболее древними продуктивными породами осадочного чехла, являются палеозойские нерасчлененные отложения силурийско-нижнедевонского возраста, которые трансгрессивно перекрываются терригенными породами средне-верхнедевонского возраста, в составе эйфельского, живетского и нижнего подъяруса франского яруса [1]. В составе продуктивных отложений имеются карбонатные породы, которые включают отложения от кровли тиманского горизонта, до кровли озерского яруса. Они сложены в основном глинистыми и карбонатно-глинистыми породами, а именно рифогенными образованиями, серыми известняками скрыто- и мелкокристаллическими и органогенно-детритовыми, с редкими включениями прослоев трещиноватых доломитов. Они в своем составе и строении включают органические постройки, а именно биогермы и биостромы. По сути, карбонатные резервуары составляют рифовый тип геологического разреза, который включает в себя водорослевые известняки. На рисунке 2 приведен сводный литолого-стратиграфический разрез Авиловского месторождения. В составе карбонатных комплексов имеются включения известняков, с прослоями мергелей и аргиллитов.
РИСУНОК 2. Фрагмент тектонической карты Авиловского месторождения
Бобриковский горизонт, в которому приурочена основная залежь Авиловского месторождения, представлена главным образом песчаниками светло-серыми, разнозернистыми на глинистом цементе, с маломощными прослоями серых плотных глин и алевролитов. Породы мезозоя представлены главным образом терригенными породами, которые состоят из кварцевых разнозернистых песчаников, с наличием маломощных прослоев глин. Глины плотные, голубовато-серые, с прослоями кварцевых алевролитов, с прослоями алевролитов и глинистых алевролитов. В тектоническом строении месторождение охватывает центральную часть Уметско-Линевской депрессии, а именно Уметовскую и Коробковскую мульды. Уметско-Линевская депрессия характеризуется наличием в осадочном чехле двух структурных этажей. Нижний охватывает комплекс отложений в интервале: верхний-средний девон – поверхность фундамента, а верхний – отложения мезозоя, карбона и частично девона. Переходный комплекс осадочных образований, связанный с верхне-среднефранскими отложениями, характеризуется постепенным затуханием разнопорядковых структур верхнего структурного этажа сверху вниз и последовательным усилением с глубиной структур нижнего этажа. Тектоническое строение Авиловского месторождения показано на тектонической схеме и структурной карте, они показаны на рисунках 3 и 4.
РИСУНОК 3. Структурно-тектоническая карта Авиловского месторождения
Краткий анализ разработки и нефтегазоносность Авиловского месторождения
Промышленная нефтегазоносность месторождения установлена в продуктивных терригенных коллекторах Бобриковского горизонта. Наличие продуктивного горизонта подтверждено проведением материалам ГИС, результатами перфорации и освоения скважин. Залежь Бобриковского горизонта открыта в 2007 году, при опробовании испытателем пластов на трубах (ИПТ) в процессе бурения, в интервале 2100–2106 м. ВНК был принят на отметке -1913,6 м. Газонасыщенная часть залежи разделена на два купола, южный и северный. Сама залежь представляет собой антиклинальную складку северо-восточного простирания. Геолого-геофизические характеристики залежи Авиловского месторождения приведены в таблице 1.
ТАБЛИЦА 1. Геолого-геофизическая характеристика бобриковской залежи Авиловского месторождения
Месторождение было открыто в 2007 году. Была выявлена нефтяная залежь с газовой шапкой, обнаруженная в продуктивных бобриковских отложениях визейского яруса. Разработка терригенной бобриковской залежи начата в 2013 году. Действующий фонд скважин представлен 8 скважинами, среди которых одна вертикальная и 7 скважин горизонтальных. Скважины эксплуатируются как фонтанным способом, так и механизированным способом, с применением установки электроцентробежных насосов. Выработка газа газовой шапки составляет около 60,4 %, от начальных балансовых запасов газа. Добыча газа газовых шапок осуществляется применением бурения нефтяных скважин через расположение их в подгазовые зоны [2]. В целом по месторождению было отобрано около 196,3 тыс. тонн нефти, 539,0 тыс. тонн жидкости, 177,6 млн м3 попутного нефтяного газа, 29 млн м3 растворенного газа, темп отбора составляет около 5,4 %, обводненность продукции в целом составляет 68,3 %, текущая величина коэффициента нефтеизвлечения в среднем составляет 0,060 д. ед., накопленная добыча как на фонтанном способе, так и с применением механизированной добычи в целом составляет 55,8 тыс. тонн и 267,5 тыс. тонн соответственно. Залежь разрабатывается на смешанном режиме за счет расширения энергии газовой шапки и упругово-донапорного режима. Данные разработки приведены в таблице 2
ТАБЛИЦА 2. Параметры разработки Авиловского месторождения
Метод вытеснения нефти углеводородными растворителями
Вытеснение нефти газом один из применяемых способов увеличения нефтеотдачи пластов. Наиболее применим данный метод в условиях заводнения пластов. При воздействии на продуктивный пласт наблюдаются процессы, связанные с несмешиваемостью вытесняемой и вытесняющийся жидкостью, в результате чего образуется поверхность раздела между этими жидкостями и происходит возникновение процессов капиллярных явлений, возникновение гидрофобизации пород коллекторов, различии вязкостей как вытесняющей, так и вытесняемой жидкостью, что приводит к гидродинамической неустойчивости контакта нефть-вода и т.д. [3]. Наиболее часто вытеснение нефти, как способ увеличения нефтеотдачи, происходит при применении газов. Вытеснение нефти газом может быть как несмешивающимся, так и смешивающимся без существования границы раздела фаз. Смесимость газа с нефтью в пластовых условиях достигается только в случае, когда нефти исследуемого месторождения являются легкими, как в случае с исследуемым в представленной работе Авиловским месторождением, при давлении нагнетания сухого углеводородного газа около или более 25 МПа, обогащенного газа 15–20 МПа [4]. Как только происходит улучшение смесимости, то и происходит увеличение величины текущих уровней нефтеотдачи, что ведет к повышению дебита и продуктивности скважин. Применение углеводородного газа определяется трудностями и отрицательными последствиями закачки воды в пласт (наличием в пласте набухающих в воде глин малой проницаемости продуктивных пород), как следствие, данный факт приводится недостаточной величиной приемистости в случае применения нагнетательных скважин. Так, основными критериями эффективности процесса закачки газа можно обозначить:
- Углы падения пластов: при углах более 15˚ закачка газа в сводовую часть, при меньших – площадная закачка (в пологих структурах затруднено гравитационное разделение газа и нефти);
- Глубину залегания пласта: при малой глубине и высоких давлениях нагнетания возможны прорывы газа в вышележащие пласты (нарушение негерметичности залежи), а при большой глубине требуются очень высокие величины давления нагнетания, что не всегда технически осуществимо и экономически оправданно [5];
- Однородность пласта по проницаемости и невысокую вязкость нефти: проявляется проницаемостная и вязкостная неустойчивость вытеснения и преждевременные прорывы газа в добывающий фонд скважин;
- Гидродинамически замкнутость залежи, что исключает вероятность утечек.
Для нагнетания применяется нефтяной газ, в качестве растворителя – природный газ соседних месторождений или же газ из магистральных газопроводов. Наиболее часто на практике применяется закачка газа высокого давления. Этот способ заключается в создании в пласте оторочки легких углеводородов на границе с нефтью. Это обеспечивает процесс смешивающегося вытеснения нефти [6]. При этом между вытесняющей и вытесняемой жидкостями не возникают капиллярные эффекты, происходит экстракция нефти вытесняющим агентом. При закачке газа в пологозалегающие пласты, отмечается неравномерность вытеснения, обусловленная гравитационным разделением нефти и газа. Для закачки газа высокого давления более предпочтительными являются продуктивные пласты, с большими углами залегания рифовые или куполообразные залежи. Закачка газа высокого давления находит применение в пластах с низкой проницаемостью, в которых заводнение по технико-экономическим показателям неэффективно [7]. Отрицательное влияние на эффективность процесса оказывает неоднородность пласта и особенно послойная неоднородность. Закачиваемый газ прорывает образовавшуюся оторочку смешивающегося вытеснения и в силу более высокой фазовой проницаемости по пропласткам высокой проницаемости доходит до добывающих скважин, снижая общую эффективность вытеснения. Коэффициент вытеснения нефти растворителями в зоне смешивающегося вытеснения.
Расчет воздействия углеводородными растворителями на продуктивный пласт
Далее автор приводит методику расчета воздействия углеводородными растворителями на продуктивный пласт бобриковской залежи Авиловского месторождения. Для расчета исследуемую скважину мы обозначим буквой S. По результатам проведения расчетов будет оценена величина дебита и коэффициента продуктивности, а также спрогнозированы параметры добычи углеводородов. Данные для расчета приведены в таблице 3.
ТАБЛИЦА 3. Данные для расчета процесса воздействия углеводородными растворителями
Движение жидкости описывается основным законом фильтрации – законом Дарси
(1)
где: ψ = Р – ρgD – потенциал, D – истинная вертикальная глубина м, ρ – плотность жидкости кг/м3. Потенциал ψ позволяет учесть гравитационные эффекты; q – дебит в пластовых условиях, м3/сут; А – площадь поперечного сечения; u – приведенная скорость течения, м/с2; μ – вязкость жидкости, МПа * с; Рпл – пластовое давление, МПа; х – пространственная координата, k – проницаемость, мкм2.
Коэффициент извлечения нефти мы можем определить применением формулы:
(2)
где: Квыт – коэффициент вытеснения, это – отношение количества нефти, вытесненной при длительной интенсивной (до полного так называемого обводнения получаемой жидкости), полной промывке объема пустотного пространства коллектора, в которое проникла вода, к начальному количеству балансовых запасов нефти в этом объеме.
Кохв – коэффициент охвата, это – отношение объема пустотного пространства, занятого вытесняющим агентом (охваченного процессом вытеснения), к общему объему пространства породы коллектора изучаемого объекта, который содержит нефть. Этот же коэффициент характеризует долю пород коллектора, охватываемых процессом фильтрации при данном выбранном типе разработки месторождения. Это можно рассчитать по картам распространения породы коллектора по площади пласта или залежи.
Кзав – коэффициент заводнения, характеризует потери нефти в объеме, охваченном процессом вытеснения из-за прекращения ее добычи по экономическим показателям или соображениям при обводненности продукции скважин менее равной 100 %. Он зависит от степени неоднородности пласта, по величине проницаемости соотношений вязкости нефти и наличии вытесняющего агента, принятой предельной обводненности добываемой продукции. Надежных методов определения и расчета КИН пока нет.
Скорость фильтрации флюидов мы можем рассчитать с применением следующего выражения [9]:
(3)
где: q – дебит скважины до проведения ГТМ, м3/сут; b – ширина пласта, м; h0 – текущая толщина пласта, м; определяется по выражению h0 = h * Kохв, h – эффективная нефтегазонасыщенная толщина, м; Кохв – коэффициент охвата, д.ед.
Текущая толщина пласта рассчитывается следующим образом: h0 = 5,2 *0,23 =1,196.
Определяем скорость фильтрации:
(4)
где: v – скорость фильтрации, м/с2; m – пористость д. ед.
(5)
где: D0 – коэффициент молекулярной диффузии, м2/с; Kw – экспериментальный коэффициент, учитывающий конвективную диффузию однородной жидкости; w – скорость движения в области смешения, м/с2.
Время, в течение которого сечение с удельной концентрацией растворителя дойдет до конца исследуемого пласта, рассчитывается с применением следующего выражения:
(6)
где: l – расстояние между добывающей и нагнетательной скважиной, м.
Величина вспомогательного параметра определяется с применением следующего выражения:
(7)
где: 
– коэффициент экспериментальный, учитывающий разновязкостную диффузию;
– изменение величины вязкости, МПа * с.
Время, в течение которого из пласта будет добываться нефть вместе с растворителем, определяется применением выражения:
(8)
где:
– длина области смешения,
= 32 * DЕ * t*.
Длина области смешения:
= 32 * 26,11 * 1,80 = 1503,9 м
Объем растворителя в смеси с нефтью определяется применением выражения:
(9)
где: b – объемный коэффициент нефти, д. ед.; 
– длина области смешения; m – пористость, д. ед.; 
– смачиваемость коллектора, д. ед.
Объем растворителя, оставшегося в обводненной части пласта, определяется по следующей формуле:
(10)
где: fʹ
– производная функции Леверетта на фронте вытеснения смеси водой.
Суммарный объем применяемого растворителя, который требуется закачать в исследуемый пласт для создания оторочки, определяется применением выражения:
(11)
Объем оторочки растворителя, оставляемого в пласте к началу его извлечения вместе с водой, рассчитывается применением выражения [11]:
(12)
где: Vn = b * 
* m * l.
Vn = 100 * 1,196 * 0,139 * 300 = 49,87
Доля растворителя, оставляемого в пласте к началу его извлечения вместе с водой, рассчитывается применением следующего выражения:
(13)
Дебит после применения воздействия определяется по следующему выражению:
(14)
где: Rк – радиус зоны дренирования, м; Рк – давление пластовое, МПа; Рс – давление забойное, МПа; rc – радиус скважины, м: h – эффективная нефтегазонасыщенная толщина, м; b – объемный коэффициент нефти, д. ед.
Коэффициент продуктивности после применения воздействия определяется применением выражения [12]:
(15)
где: Q – дебит скважины, м3/сут: ΔР – депрессия на пласт, МПа: k – проницаемость, мкм2: S – скин-фактор: 
– вязкость флюида, МПа * с.
Обводненность продукции после применения воздействия определяется применением следующего выражения:
(16)
где: qв – дебит воды, м3/сут.
Накопленная добыча нефти рассчитывается применением выражения:
(17)
где: t – время разработки месторождения, год: τ – текущее время.
Величина конечной нефтеотдачи определяется применением выражения:
(18)
где: N – извлекаемые запасы месторождения, тыс. тонн: G – геологические запасы, тыс. тонн.
Текущая нефтеотдача определяется применением выражения:
(19)
Темп разработки определяется по выражению:
(20)
Темп отбора остаточных извлекаемых запасов определяется применением следующего выражения:
(21)
Коэффициент использования извлекаемых запасов определяется применением выражения:
(22)
Коэффициент отбора балансовых запасов определяется по формуле:
(23)
Данные по полученным величинам добычи нефти и газа приведены в таблице 4.
ТАБЛИЦА 4. Данные по рассчитанным показателям добычи нефти и газа Авиловского месторождения
Полученные результаты показали высокую эффективность методики вытеснения углеводородными растворителями. Она позволяет вести оперативный контроль разработки месторождения, повышать показатели разработки месторождения для выполнения поставленных планов по добыче нефти и газа.
Заключение
В представленной работе на примере Авиловского месторождения автором было показано применение методики вытеснения нефти углеводородными растворителями как способа увеличения нефтеотдачи терригенного коллектора Бобриковской залежи. Способ позволяет вести оперативный контроль величины дебита и продуктивности скважин и прогнозировать добычу при длительной эксплуатации месторождения. Данный способ может применяться для любого типа продуктивного резервуара и не зависит от стадии разработки и степени обводненности добываемой продукции.
Литература
1. Кашников О.Ю. Кибаленко И.А. Якупова И.Р. Карпов В.Б. О первых результатах опытно-промышленных работ на месторождении им В.Н. Виноградова // Геология геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2019. – № 3. – С. 21–27.
2. Шевченко О.Н. Кибаленко И.А. Кашников О.Ю. Об определении дебита горизонтальной скважины для условий нелинейного течения // Геология геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2019. – № 3. – С. 52–55.
3. Литвинцев П.Н., Сизов В.Ф. Теория разработки нефтяных месторождений: учебное пособие (курс лекций). – Ставрополь: СеКавГТУ, 2011. – 128 с.
4. Ибатуллин Р.Р. Теоретические основы процессов разработки нефтяных месторождений: курс лекций. Часть 1. Процессы воздействия на пласты (Технология и методы расчета). – Альметьевск: АГНИ, 2007. – 103 с.
5. Ибатуллин Р.Р. Теоретические основы процессов разработки нефтяных месторождений: курс лекций. Часть 1. Системы и режимы разработки. – Альметьевск: АГНИ, 2007. – 89 с.
6. Ладенко А.А. Теоретические основы разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений: учебное пособие/ А.А. Ладенко, О.В. Савенок. – Москва; Вологда: Инфра-Инженерия, 2020. – 244 с.: ил., табл.
7. Акульшин А.И. Прогнозирование разработки нефтяных месторождений. – М.: Недра, 1988. – 240 c.
8. Харин О.Н. Основные задачи теории нестационарной фильтрации: Монография. – М. Нефть и газ. 2000. – С. 140.
9. Технология и техника методов повышения нефтеотдачи пластов. Часть I: Методические указания к практическим занятиям / Санкт-Петербургский горный университет; Сост.: Л.А. Сайченко. Спб., 2022. 50 с.
10. Филин В.В. Разработка нефтяных и газовых месторождений: учебное пособие / В.В. Филин. – Тюмень: ТюмГНГУ. 2012. – С. 206.
11. Справочник инженера-нефтяника. Том V(A). Инжинирирг резервуаров. – М. – Ижевск: Институт компьютерных исследований. 2017. – XXVIII. С. 1232.
12. Юрчук А.М. Расчеты в добыче нефти: Учебник для нефт. техникумов, 3-е изд., перераб. и доп. М.: Недра, 1979. 271 с.
13. Сургучев М.О. Вторичные и третичные методы добычи нефти. – М.: Недра, 1985. – 308 с.
14. Мусин М.М. Разработка нефтяных месторождений: учебное пособие / М.М. Мусин, А.А. Липаев, Р.С. Хисамов; под ред. проф. А.А. Липаева. – 3-е изд., перераб. и доп. – Москва; Вологда: Инфра-Инженерия, 2024. – 328 c.: ил., табл.
