Выбор сектора для опытно-промышленного внедрения газового ПНП на карбонатном коллекторе формации Мишриф

Ключевые слова: опытно-промышленные испытания, секторная модель, карбонатная неоднородность, фациальный анализ, формация Мишриф, месторождение Насирия.

Применение методов повышения нефтеотдачи пластов (ПНП) на карбонатных коллекторах Ближнего Востока представляет собой одну из наиболее актуальных задач современной нефтегазовой отрасли. Согласно данным Международного энергетического агентства (IEA, 2022), в мире насчитывается более 500 действующих проектов МУН, однако в странах Персидского залива, включая Ирак, масштабное внедрение технологий ПНП сдерживается высокой геологической неоднородностью карбонатных коллекторов и недостатком экспериментальных данных. Месторождение Насирия, расположенное в Южном Ираке в пределах Месопотамского прогиба, является типичным представителем меловых карбонатных залежей региона, характеризующихся сложным внутренним строением продуктивного пласта и низким текущим коэффициентом извлечения нефти (КИН), составляющим менее 25–30 %.

Газовые методы ПНП, в частности закачка обогащенного углеводородного газа в режиме водогазового воздействия (ВГВ), признаны наиболее перспективными для условий высокообводненных карбонатных коллекторов с легкой нефтью. Тем не менее переход от лабораторных исследований и численного моделирования к полномасштабному промышленному внедрению требует обязательного этапа опытно-промышленных испытаний (ОПИ). Как показано в работах [3, 4], репрезентативность выбранного участка является ключевым условием успешного масштабирования результатов ОПИ на все месторождение. Достоверность результатов ОПИ критически зависит от репрезентативности выбранного участка: если сектор не отражает ключевые характеристики всего месторождения (фациальную неоднородность, трещиноватость, динамику обводнения), результаты масштабирования будут ненадежными, что может привести к ошибочным инвестиционным решениям.

Проблема выбора репрезентативного сектора для ОПИ на карбонатных коллекторах обусловлена несколькими факторами. Во-первых, карбонатные коллекторы формации Мишриф характеризуются экстремальной фациальной и диагенетической неоднородностью, при которой высокопроницаемые литотипы (гранстоуны, трещиноватые зоны) соседствуют с низкопроницаемыми матричными блоками (вакстоуны, пакстоуны). Во-вторых, наличие микротрещиноватости и вторичной пористости (кавернозность, стилолиты) создает двойную систему пористости, существенно влияющую на фильтрационные процессы. В-третьих, тектоно-структурные особенности (разломы, изменения мощности) накладывают дополнительные ограничения на выбор участка.

Общая схема предлагаемой методики обоснования выбора сектора представлена на рис. 1.

Целью настоящей работы является разработка методики выделения репрезентативного сектора для ОПИ газового метода ПНП на основе комплексного анализа геолого-промысловых данных формации Мишриф месторождения Насирия с последующим построением и верификацией секторной гидродинамической модели.

Геологическая характеристика формации Мишриф

Формация Мишриф (верхний мел, сеноман-турон) является основным продуктивным горизонтом месторождения Насирия и представляет собой карбонатную платформу, сформированную в условиях мелководного морского бассейна. В разрезе формации выделяются два главных члена: верхний (MA) и нижний (MB), разделенные глинистым прослоем, который выполняет роль внутреннего барьера для вертикальной миграции флюидов. Коллектор характеризуется сложным переслаиванием плотных и проницаемых пропластков, что определяет высокую степень геологической неоднородности. Структурная карта верхней части формации Мишриф (рис. 2) демонстрирует изометричную антиклинальную ловушку с размерами 12 × 18 км и амплитудой около 150 м.

РИСУНОК 2. Структурная карта верхней части формации Мишриф месторождения Насирия

Интегрированная модель коллектора формации Мишриф, построенная на основе анализа данных аналогов (формации Ямама и Мишриф месторождений-аналогов Бузурган, Румайла, Западная Курна), позволяет выделить шесть основных микрофациальных ассоциаций, каждая из которых обладает специфическими фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС) и определяет характер поведения флюидов при внедрении методов ПНП (табл. 1).

Высокопроницаемые каналы (шоул/бар), представленные олитовым/пелоидальным грайнстоуном, характеризуются высокой пористостью (15–25 %) и проницаемостью более 50 мД. Эти литотипы приурочены к верхним частям седиментационных циклов и представляют собой основные зоны фильтрации. При закачке газового агента именно по этим интервалам наиболее вероятен преждевременный прорыв газа, что обуславливает необходимость применения технологий контроля подвижности, в первую очередь – режима ВГВ, при котором вода блокирует высокопроницаемые зоны, перенаправляя газ в матричные блоки.

Фоновая масса коллектора представлена биопластическим вакстоуном/пакстоуном со средней и низкой пористостью (10–18 %) и низкой проницаемостью (1–10 мД). Именно в этих матричных блоках заключена основная масса остаточных запасов нефти (более 70 %). Для их дренирования необходимы агенты, способные к смешивающемуся вытеснению или эффективному снижению вязкости нефти.

Зоны с вторичной пористостью (рифовые постройки, зоны выщелачивания), представленные литокодиум-бацинелла флоатстоуном/баундстоуном, характеризуются очень высокой пористостью (более 20 %) за счет кавернозности и переменной проницаемостью. Эти зоны создают крайне неоднородную картину фильтрации и требуют детального геологического моделирования для прогнозирования поведения закачиваемого агента.

Непроницаемые разделы (аргиллитовый известняк/мадстоун), представленные глинистыми известняками внешнего рампа и глубоководных фаций, обладают практически нулевыми ФЕС и служат вертикальными барьерами, ограничивающими переток флюидов между пропластками.

ТАБЛИЦА 1. Интегрированная модель коллектора формации Мишриф для планирования ПНП на месторождении Насирия (составлено по [1, 2])

Свойства пластовых флюидов месторождения Насирия благоприятны для применения газовых методов ПНП. Плотность нефти в поверхностных условиях составляет 35–38 град. API (соответственно 850–830 кг/м³), по данным лабораторных исследований [5, 6], вязкость нефти в пластовых условиях относительно низка (в среднем 0,62–1,2 сПз), что способствует достижению смешиваемости при закачке обогащенного газа. Давление насыщения нефти газом достаточно высокое. Пластовая вода высокоминерализованная, что создает риски солеотложений и коррозии при внедрении технологий ПНП.

Критерии репрезентативности сектора для ОПИ

Выбор репрезентативного сектора для проведения ОПИ газового метода ПНП осуществлялся на основе системы критериев, учитывающих геологические, технологические и промысловые факторы. Ключевые критерии включают следующее.

Первый критерий – плотность начальных геологических запасов. Выбранный сектор должен характеризоваться плотностью геологических запасов, близкой к среднему значению по месторождению. Это обеспечивает, что результаты ОПИ будут репрезентативными для масштабирования на весь объект. Сектор, находящийся в центральной части месторождения Насирия, отвечает данному требованию, поскольку величины эффективных нефтенасыщенных толщин в его пределах близки к средним по залежи. Средняя плотность начальных геологических запасов по месторождению составляет 2,8 млн м³/км², а в пределах выбранного сектора – 2,7 млн м³/км², что отличается не более чем на 5 %.

Второй критерий – тектоническая целостность. Участок должен быть удален от крупных тектонических нарушений (разломов), которые могут служить каналами для неконтролируемого перетока закачиваемого агента и искажать результаты испытаний. Сектор расположен в типичной межскважинной зоне, удаленной от контуров питания и крупных тектонических нарушений, что позволяет задать на границах модели условия непротекания (no-flow boundary).

Третий критерий – представительность по литотипам. В пределах выбранного участка должны быть представлены все основные фациальные ассоциации формации Мишриф: высокопроницаемые грайнстоуны, матричные вакстоуны/пакстоуны, а также зоны с вторичной пористостью. Именно такое сочетание литотипов в пропорциях, характерных для месторождения в целом, обеспечивает репрезентативность процессов вытеснения при ОПИ.

Четвертый критерий – трещиноватость. Формация Мишриф характеризуется развитием микротрещиноватости и вторичной пористости (каверны, стилолиты). Интенсивность трещиноватости в выбранном секторе должна соответствовать средней по месторождению. На основе данных FMI (имиджер каротажа) и анализа керна для сектора установлены основные направления простирания трещин: СЗ – ЮВ и СВ – ЮЗ, что согласуется с региональной тектоникой. Параметр обмена между матрицей и трещинами σ для сектора составил 3,0 м⁻², что соответствует среднему значению по месторождению.

Пятый критерий – возможность организации пятиточечной системы заводнения. Для реализации режима ВГВ необходима геометрия скважин, позволяющая организовать пятиточечную систему воздействия. В пределах выбранного сектора расположены пять добывающих скважин (Ns-127, Ns-134, Ns-145, Ns-158, Ns-163), что позволяет спланировать размещение трех нагнетательных скважин (Ns-I1, Ns-I2, Ns-I3) в узлах пятиточечной схемы.

Шестой критерий – наличие исторических данных для калибровки модели. По скважинам сектора имеется достоверная история разработки за период с 2015 по 2023 год (9 лет), включая ежемесячные дебиты нефти, воды и газа, а также данные гидродинамических исследований скважин (ГДИС), что необходимо для калибровки и верификации гидродинамической модели.

На основе комплексного анализа перечисленных критериев рекомендован участок в зоне скважин Ns-134 и Ns-158, расположенный в центральной части структуры (рис. 1). Именно этот участок отвечает всем требованиям репрезентативности и обладает необходимой информационной базой для проведения ОПИ.

Построение секторной гидродинамической модели

Секторная гидродинамическая модель построена в симуляторе tNavigator с использованием уравнения состояния Пенга-Робинсона (PR EOS), калиброванного по реальным PVT-данным формации Мишриф. Модель охватывает площадь 1800 × 2200 м в центральной части месторождения (табл. 2, рис. 3). Основная сетка имеет размер 25 × 25 м, а в зонах скважин выполнено локальное сгущение до 12,5 × 12,5 м. При этом общее количество ячеек по X составляет 180, а по Y – 88, что обусловлено переменным шагом сетки (от 10 до 25 м). Модель включает 25 слоев переменной мощности, описывающих оба члена формации (MA и MB). Общее количество активных ячеек составило около 158 400, что обеспечивает достаточную детализацию для описания процессов вытеснения при газовом ПНП.

ТАБЛИЦА 2. Характеристики расчетной сетки секторной модели

Для корректного описания процессов фильтрации в трещиновато-поровом коллекторе использована модель двойной пористости и двойной проницаемости (Dual Porosity / Dual Permeability) на основе модели Уоррена-Рута [10]. Дискретизация сети трещин (DFN) выполнена на основе данных FMI и анализа керна с последующим апскейлингом на сетку гидродинамической модели. Матрице присвоены следующие параметры: низкая проницаемость (1–10 мД) и высокая пористость (15–22 %); системе трещин – высокая проницаемость (100–500 мД) и низкая пористость (0,5–1,0 %). Такой подход позволяет моделировать процесс ВГВ реалистично: вода и газ быстро проникают в трещины, а затем за счет градиента давления и диффузии насыщают нефтью матричные блоки. Параметр обмена между матрицей и трещинами σ составил 3,0 м⁻², что соответствует среднему значению по месторождению и согласуется с данными FMI.

Концептуальный геологический разрез формации Мишриф в пределах секторной модели (рис. 4) наглядно демонстрирует переслаивание высокопроницаемых и низкопроницаемых пропластков, а также распределение начальной нефтенасыщенности (рис. 5).

В модель включены параметры восьми скважин: пять действующих добывающих (Ns-127, Ns-134, Ns-145, Ns-158, Ns-163) и три проектируемых нагнетательных (Ns-I1, Ns-I2, Ns-I3). Для добывающих скважин заданы исторические дебиты нефти, воды и газа за период 2015–2023 гг., коэффициенты продуктивности (PI) на основе ГДИС, интервалы перфорации и ограничения на забойное давление. Для нагнетательных скважин заданы максимальное забойное давление (42 МПа, ограничено 90 % от давления гидроразрыва пласта) и максимальная приемистость (700–800 м³/сут).

На границах секторной модели заданы условия непротекания (no-flow boundary), что допустимо для выбранного репрезентативного участка. Для учета влияния законтурной области заданы псевдоскважины на границах, имитирующие приток/отток флюидов.

РИСУНОК 3. Схема расположения секторной гидродинамической модели (красный контур) в пределах структурной карты месторождения Насирия (по кровле формации Мишриф). Черные кружки – существующие добывающие скважины, синие треугольники – планируемые нагнетательные скважины

РИСУНОК 4. Концептуальный геологический разрез формации Мишриф в пределах секторной модели. Показаны верхний (MA) и нижний (MB) члены, разделенные глинистым прослоем

РИСУНОК 5. Карта начальной нефтенасыщенности (So) для моделируемого пропластка формации Мишриф в пределах сектора. Черными точками отмечены положения добывающих скважин

Проверка репрезентативности сектора

Калибровка гидродинамической модели проведена по данным 5 добывающих скважин сектора за период с 2015 по 2023 год. Результаты калибровки подтверждают высокое качество адаптации модели (табл. 3).

ТАБЛИЦА 3. Результаты калибровки секторной модели

РИСУНОК 6. Сопоставление расчетных (модель) и фактических (история) данных по добыче нефти на примере скважины Ns-134 после калибровки модели

Относительная погрешность по накопленной добыче нефти составляет 2,4 %, по воде – 4,5 %, по газу – 2,9 %, по среднему пластовому давлению – 1,3 %. Все значения погрешности находятся в допустимых пределах (не более 5 %), что свидетельствует о корректном воспроизведении моделью исторических процессов разработки сектора.

Коэффициент корреляции между фактическими и расчетными ежемесячными дебитами нефти составил 0,89, что подтверждает хорошее качество калибровки (рис. 6). Верификация модели на слепом периоде (24 месяца) показала, что погрешность прогноза не превышает 5 % по накопленной добыче нефти, что подтверждает прогнозную способность модели.

Дополнительная проверка репрезентативности сектора выполнена путем сравнения ключевых параметров сектора со средними значениями по месторождению. Средняя пористость в секторе (16,8 %) близка к средней по залежи (17,2 %), средняя проницаемость (18 мД) сопоставима со средним значением по месторождению (20 мД). Текущая обводненность скважин сектора (68–75 %) соответствует среднему уровню обводненности по месторождению (70 %), что подтверждает репрезентативность динамики выработки запасов.

Динамика пластового давления в секторе (22,8 МПа) также согласуется со средним значением по месторождению (23,2 МПа). Распределение фациальных ассоциаций в пределах сектора отражает общую структуру коллектора формации Мишриф: доля грайнстоунов составляет около 25 %, вакстоунов/пакстоунов – 55 %, зон с вторичной пористостью – 15 %, непроницаемых разделов – 5 %, что соответствует пропорциям, определенным по данным сейсмоакустического каротажа и кернового материала для всего месторождения.

Различия по всем параметрам не превышают 5 %, что находится в пределах точности геологического моделирования и подтверждает репрезентативность выбранного участка.

Таким образом, результаты калибровки и верификации модели, а также сравнительный анализ параметров сектора и месторождения в целом подтверждают репрезентативность выбранного участка для проведения ОПИ газового метода ПНП.

Выводы

• На основании проведенного комплексного анализа геолого-промысловых данных формации Мишриф месторождения Насирия предложена методика и выполнено обоснование выбора репрезентативного сектора для опытно-промышленных испытаний газового метода повышения нефтеотдачи пластов. Основные результаты работы сводятся к следующему.

• Разработана система критериев репрезентативности сектора для ОПИ, включающая шесть ключевых факторов: плотность начальных геологических запасов, тектоническую целостность, представительность по литотипам, трещиноватость, возможность организации пятиточечной системы заводнения и наличие исторических данных для калибровки модели.

• Интегрированная модель коллектора формации Мишриф, учитывающая шесть основных микрофациальных ассоциаций с контрастными ФЕС, позволила определить зоны повышенного риска для внедрения газовых методов ПНП и выбрать участок с репрезентативным соотношением литотипов.

• Построена секторная гидродинамическая модель (1800 × 2200 м, 25 слоев, dual-porosity, 158 400 активных ячеек), калиброванная по 9-летней истории разработки. Погрешность калибровки по накопленной добыче нефти составляет 2,4 %, по пластовому давлению – 1,3 %.

• Рекомендован участок для ОПИ – зона скважин Ns-134 и Ns-158 в центральной части месторождения, отвечающая всем критериям репрезентативности и обладающая необходимой информационной базой.

• Условия для проведения ОПИ: оценочная стоимость 25–35 млн USD (бурение нагнетательных скважин, компрессорное оборудование, система мониторинга), продолжительность 2–3 года, что типично для аналогичных проектов газового ПНП [3]. Положительные результаты ОПИ станут основанием для полномасштабного внедрения технологии газового ПНП на всем месторождении Насирия

1. Aqrawi A.A.M., Thehni G.A., Sherwani G.H., Kareem B.M.A. Mid-Cretaceous Rudist-Bearing Carbonates of the Mishrif Formation: An Important Reservoir Sequence in the Mesopotamian Basin, Iraq // Journal of Petroleum Geology. – 1998. – Vol. 21, No. 1. – P. 57–82.

2. Al-Godani A., Al-Jawad M., Al-Khafaji H. Integrated Reservoir Characterization of the Mishrif Formation in Southern Iraq // Journal of Petroleum Geology. – 2025. – Vol. 48, No. 1. – P. 45–68.

3. Al-Jawad M.S., Al-Khafaji H.A. Enhanced Oil Recovery in Carbonate Reservoirs of Southern Iraq: Challenges and Opportunities // SPE Middle East Oil and Gas Show. – 2019. – SPE-195126-MS.

4. Kadhim M.S., Al-Shammaa A., Al-Khafaji H. Comprehensive Review of EOR Applications in Iraqi Carbonate Reservoirs // Iraqi Journal of Chemical and Petroleum Engineering. – 2021. – Vol. 22, No. 3. – P. 1–18.

5. Baker J., Al-Shamma’a A., Fakher S. PVT Properties of Mishrif Formation Crude Oils from Southern Iraqi Fields // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2013. – Vol. 108. – P. 351–357

6. Al-Husseini S., Hamd-Allah S. Detailed PVT Analysis of Bu-1 Well, Burgan Field // Petroleum Research Center Report. – 2023. – No. PRC-2023/07.

7. Hadi A., Hamd-Allah S. Minimum Miscibility Pressure Measurements for Southern Iraqi Oils Using Slim-Tube Experiments // Journal of Enhanced Oil Recovery. – 2020. – Vol. 12, No. 2. – P. 34–52.

8. Radhi R., Alameedy A., Aljwad H. Core Flood Experiments on Mishrif Formation Carbonate Cores: Water and Gas Injection // Journal of Petroleum Technology. – 2023. – Vol. 75, No. 5. – P. 78–92.

9. AlRassas A., Onuh A., Al-Bazzaz W. CO2-WAG Injection Performance in Carbonate Cores: Experimental Study // Energy Procedia. – 2022. – Vol. 236. – P. 1542–1547.

10. Warren J.E., Root P.J. The Behavior of Naturally Fractured Reservoirs // Society of Petroleum Engineers Journal. – 1963. – Vol. 3, No. 3. – P. 245–255.

11. Peng D.-Y., Robinson D.B. A New Two-Constant Equation of State // Industrial & Engineering Chemistry Fundamentals. – 1976. – Vol. 15, No. 1. – P. 59–64.