Экспериментальное определение параметров смесимости нефти и закачиваемого газа Среднеботуобинского НГКМ

Ключевые слова: минимальное давление смесимости, минимальный уровень обогащения, пенные системы.

Повышение эффективности использования попутно-нефтяного газа в условиях ограниченного потребления является актуальной задачей для СБНГКМ. Основной стратегией использования ПНГ является обратная закачка газа в обширную газовую шапку (ГШ). Оценки показывают [1] положительный отклик в добыче в газонефтеводяной зоне (ГНВЗ), в водонефтяной зоне эффект от закачки газа в ГШ в совокупности с организаций барьерного заводнения выражается в стабилизации границы газового контакта.

С целью поддержания пластового давления и повышения эффективности выработки запасов рассмотрены перспективы применения закачки газа в пределах ВНЗ. Как показывает промысловый опыт [3], в зависимости от уровня смесимости прирост от применения газового воздействия составляет в среднем от 6,4 до 9,7 % и более, максимальные показатели характерны для реализации смешивающегося вытеснения.

Многоконтактное смешивающееся вытеснение нефти газом – это процесс, сопровождающийся активным межфазным перераспределением промежуточных компонент, снижением вязкости нефти и межфазного натяжения и остаточной нефтенасыщенности до около нулевых значений. Достижение смешивающегося вытеснения осуществляется в условиях высоких давлений при использовании «сухого газа» (вапоризационный режим) или при использовании «жирного газа» (конденсационный режим).

Ранее выполненные исследования смесимости нефти и газа на ближайших месторождениях в схожих геолого-физических условиях показывают значительный диапазон изменения МДС от 36,5 до 50,0 МПа, минимальный уровень обогащения от 30 до 45 % мольная доля компонент С2+ [5–7].

Растворение газа в нефти приводит к снижению вязкости нефти увеличению объема, что способствует повышению коэффициента извлечения. Как показано в работе [4], в условиях недонасыщенных нефтей растворимость газа в большей степени снижает вязкость, также снижению вязкости способствует большее количество компонент С2-С4 в газе.

С целью обоснования параметров смесимости (минимальное давление смесимости, минимальный уровень обогащения) выполнен специальный комплекс лабораторных исследований [2], включающий вытеснение в тонкой трубке и определение свойств нефти при растворении газа различного состава.

Анализ данных

СБНГКМ расположено в Восточной Сибири, основные запасы приурочены к ботуобинскому горизонту (Бт) вендского возраста. Продуктивный пласт представляет собой часть сложной системы барового песчаного тела, сформированного в прибрежной зоне обширного внутриплитного водоема. Песчаники пласта Бт обладают высокими коллекторскими свойствами вследствие их слабой цементации, что способствовало свободной циркуляции продуктивных флюидов в пределах барового тела и формированию нефтегазовых ловушек [8].

Средняя нефтенасыщенная толщина пласта – 7,2 м, газонасыщенная толщина – 9,3 м, проницаемость коллектора – 232 мД, пористость – 21,5 %. Пластовые температуры низкие – 12 ^оС, нефть легкая, малосернистая, средняя вязкость – 6,49 мП*с [1].

Большая площадь залежи контролируется обширной газовой шапкой. В процессе разработки газ активно внедряется в нефтенасыщенную часть пласта в скважинах ГНВЗ, а по мере снижения пластового давления проявляется и в зоне ВНЗ. Подстилающая вода является слабоактивной, вследствие наличия битуминозного слоя, который препятствует внедрению воды в нефтенасыщенную часть пласта.

При формировании специальной программы лабораторных исследований были изучены особенности свойств пластовых флюидов (таблицы 1, 2).

Газ ГШ с содержанием метана 85,5 моль % также содержит большое количество азота до 7,6 моль %, в растворенном нефтяном газе азот присутствует в значительно меньшем количестве – до 1,8 моль %.

Свойства нефти изучены по данным поинтервального отбора проб, отмечено увеличение вязкости нефти к водонефтяному контакту. В большей части пласта (в районе ВНЗ) нефть имеет вязкость 11,57 мПа*с, к уровню ВНК вязкость увеличивается до 20–25 мПа*с [11].

Компонентный состав модельного газа представлен в таблице 1, композиция 1 близка к составу газа газокомпрессорной станции, композиция 3 и 4 «жирный газ» для реализации смешивающегося вытеснения, газ 2 – растворенный нефтяной газ.

ТАБЛИЦА 1. Компонентный состав газа

Свойства принятой по объекту изучения пробы нефти и рекомбинированной пробы нефти приведены в таблице 2, максимальное отклонение по вязкости 11,06 %, что не выходит за рамки фактического отклонения между различными пробами нефти.

ТАБЛИЦА 2. Сравнение свойств подготовленной модели с параметрами целевых значений пластовой нефти

Постановка экспериментов

Эксперимент одноконтактного смешивания

Методология эксперимента одноконтактного смешивания заключается в определении фазового поведения смеси нефти (жидкая фаза) и газа закачки при различных барических условиях. Изучение фазового поведения смесей при различных соотношениях газовых и жидких фаз позволяет получить экспериментальную информацию в более широком диапазоне изменения различных параметров (давление, составы и др.).

Принципиальная схема проведения эксперимента изучения одноконтактного смешения представлена на рисунке 1. Исследования проводились на установке PVT (система PVT 3000 Chandler Engineering) с измерительной ячейкой максимального объема порядка 400 см³. Первоначально в измерительную ячейку при давлении выше давления насыщения загружался некоторый объем нефти. Фиксирование объема нефти ( ) происходило при пластовых термобарических условиях (12,89 МПа и 12 °С).

РИСУНОК 1. Принципиальная схема изучения «набухаемости» нефти (Swelling test)

Для обеспечения эксперимента в качестве доли загружаемого газа использовались их объемные соотношения (1/20, 3/20, 1/4, 1/2) объема газа к объему нефти при пластовых условиях) с последующим пересчетом в мольную долю. Загрузка газа осуществлялась с помощью поршневого контейнера при поддержании давления, близкого к давлению насыщения нефти. Затем, после загрузки требуемого объема газа, давление в ячейке PVT медленно поднималось до пластового. Незначительную площадь контакта между газовой и жидкой фазами нивелировало растворение газовой фазы при повышении давления от давления насыщения до пластового. После установления равновесия газовой и жидкой фаз производился суммарный замер объема системы. После этого проводился опыт стандартной сепарации. Объем закачанного газа определялся по результатам стандартной сепарации, как разница между газосодержанием начальной пробы и пробы с растворенным в ней газом.

Эксперимент по вытеснению нефти в тонкой трубке

Методология эксперимента «Тонкая трубка» заключается в определении объемов вытеснения нефти газом в тонкой трубке, длина которой во много раз превышает диаметр. По результатам экспериментов строится график зависимости коэффициента вытеснения нефти от давления, точка излома кривой является точкой МДС. Для установления режима вытеснения нефти газом, а также оценки степени их смесимости используется коэффициент вытеснения нефти после закачки 1,2 порового объема газового агента.

Принимается:

• при коэффициенте вытеснения нефти 90 % и выше – смешивающийся режим вытеснения нефти газом;

• при коэффициенте вытеснения нефти 60 % и выше – ограниченно смешивающийся режим вытеснения нефти газом;

• при коэффициенте вытеснения нефти менее 60 % – несмешивающийся режим вытеснения нефти газом.

Вспомогательным параметром является момент прорыва газового агента. Если прорыв газа происходит после закачивания газового агента в количестве менее 50 % от нефтенасыщенного порового объема, то режим вытеснения нефти газом – несмешивающийся. Если прорыв газа происходит после закачивания газового агента в количестве более 50 % от нефтенасыщенного порового объема слим-модели пласта, то режим вытеснения нефти газом – смешивающийся. Момент прорыва газа вытеснения определяется по резкому (100 % и более) увеличению газового фактора нефти на выходе из трубки.

Для проведения эксперимента многоконтактного смешения разработана лабораторная установка «тонкая трубка», принципиальная схема проведения эксперимента (рисунок 2).

РИСУНОК 2. Принципиальная схема изучения многоконтактной смесимости («тонкая трубка»)

В качестве имитации порового пространства коллектора используется металлическая трубка длиной 12 метров (внутренний диаметр 6 мм), которая предварительно заполняется песком с диаметром частиц не более 1 мкм. В процессе эксперимента выполняется вытеснение нефти газом закачки с определенной скоростью, на выходе из трубки фиксируется объемы вытесненной нефти, газовой фактор, производится с определенной периодичностью отбор проб нефти (с определением ее плотности) и газа (с определением его состава и свойств). Эксперимент повторяется при различных давлениях, определяется коэффициент извлечения нефти (КИН) при прокачке газа 1,2 поровых объема, строится зависимость КИН от давления и определяется минимальное давление смесимости.

Эксперимент состоит из нескольких этапов:

1. Очистка и промывка лабораторной установки «тонкая трубка» растворителями;

2. Нагрев, продувка сжатым воздухом и вакуумирование тонкой трубки с целью доочистки от остатков растворителей;

3. Заполнение тонкой трубки керосином и приведение установки к условиям эксперимента (температура и давление);

4. Замещение керосина моделью пластовой нефти;

5. Отбор части пробы пластовой нефти для определения газового фактора, состава газовой и жидкой фазы, плотности при стандартных условиях;

6. Подготовка к вытеснению газовым агентом;

7. Вытеснение пластовой нефти при пластовом давлении и температуре газовым агентом с контролем составов газовой и жидкой фазы, газового фактора и плотности разгазированной жидкости;

8. Очистка тонкой трубки от оставшейся модели пластовой нефти путем прокачки растворителей.

Результаты исследования

Результаты экспериментальной оценки параметров смесимости нефти и газа в свободных объемах

Эксперименты проведены с моделью нефти и двумя составами газа. Растворение дополнительного количества газа от давления насыщения 12,79 МПа до среднепластового давления позволило снизить вязкость нефти в 1,13 и 1,22 раза. Закачка газа с большим содержанием компонентов С2+ в большей степени влияют на свойства нефти при прочих равных условиях (рисунок 5).

ТАБЛИЦА 3. Результаты экспериментов одноконтактного смешивания при различной доле газа закачки

Повышение давления до уровня забойного в нагнетательных скважинах (24 МПа) позволяет дорастворить до 35,6–62,2 м³/м³ газа, что приводит к снижению вязкости в 1,38 и 2,19 раза для газа 1 и 2 соответственно. Также дополнительное растворение газа приводит к увеличению объема нефти в 1,05 и 1,12 раза, что способствует повышению нефтеизвлечения.

РИСУНОК 3. Свойства нефти при растворении газа различного состава

По результатам экспериментов получены зависимости вязкости, объемного коэффициента (рис. 3) плотности и количества растворенного газа, данные зависимости требуют интеграции в PVT модель с последующим учетом при оценке эффективности закачки газа. В целом в сравнении с недонасыщенными нефтями [4] изменения свойств нефти в пределах возможных давлений не столь значительны, и данный аспект повышения КИН ожидаемо будет второстепенный.

Результаты экспериментальной оценки параметров вытеснения в тонкой трубке

С целью определения МДС ПНГ с пластовой нефтью выполнено два эксперимента с моделью газа 1 при давлении 16 МПа и 52,5 МПа. Использование ПНГ показало низкий уровень смесимости, коэффициент вытеснения составил 0,159 и 0,455 (рис. 4). Смешивающегося вытеснения с газом ПНГ достигнуто не было.

Для определения параметров смесимости «жирного газа» для достижения смешивающегося вытеснения протестирован газ 3 и 4 с большей долей фракций С2+. В обоих случая было реализовано смешивающееся вытеснение с достижением коэффициента извлечения более 0,95. Реализация варианта закачки обогащенного газа потенциально может привести к максимизации потенциала ВГВ, но связано с большими затратами на подготовку газа и ограничено в объемах реализации.

РИСУНОК 4. Эффективность вытеснения нефти газом

Результаты экспериментальной оценки блокировки прорывов газа

Оценка минимального давления смесимости и минимального уровня обогащения показала, что наиболее масштабный вариант воздействия, с использованием газа ПНГ, возможен в режиме ограниченной смесимости. Использованием ПНГ при среднем пластовом давлении показало низкий коэффициент вытеснения, высокая подвижность газа также ограничивает коэффициент охвата.

Для снижения подвижности газа используют одновременную или попеременную закачку воды, а в более сложных случаях для изоляции прорывов газа – пенные системы.

С целью оценки потенциала регулирования газового фронта выполнена закачка воды, а также воды с добавлением пенообразователя – ПАВ.

На первом этапе выполнена закачка газа ПНГ до момента прорыва, коэффициент вытеснения составил 0,145, что хорошо согласуется с ранее выполненным экспериментом (0,159, рис. 5). Градиент давления составил 0,1 МПа/м.

На втором этапе выполнена закачка воды, коэффициент вытеснения составил 0,692 (прирост 0,547), при этом градиент вытеснения составил 1,4 МПа/м.

На третьем этапе выполнена повторная закачка газа, коэффициент вытеснения составил 0,693 (значимый прирост отсутствует), градиент вытеснения составил 0,4 МПа/м, т.е. рост градиента давления составил 4, что положительно должно сказаться на коэффициенте охвата.

РИСУНОК 5. Зависимость коэффициента вытеснения от объема прокаченного флюида («сухой газ», вода, пена (вода + пав)

На четвертом этапе выполнена закачка пенообразователя водный раствор ПАВ. Состав ПАВ был подобран и протестирован в свободных объемах, характеризуется незначительным межфазным натяжением на границе с нефтью и интенсивной пенообразующей способностью с закачиваемой водой. По результатам закачки отмечен рост градиента давления до 2,6 МПа с блокированием канала фильтрации. Значительный рост давления подтверждает возможность блокирования прорывов газа и воды и требует более детальной проработки последовательности закачки: объемов, концентрации пенообразователя.

Выводы

Специальный комплекс лабораторных исследований (эксперимент одноконтактного смешивания, вытеснение в тонкой трубке) по обоснованию параметров смесимости нефти и закачиваемого газа для условий СБНГКМ показал:

• Минимальное давление смесимости ПНГ более 52 МПа;

• Минимальный уровень обогащения закачиваемого газа для достижения смешивающегося вытеснения при первоначальном пластовом давлении (16 МПа) составляет С2+ более 45 %;

• Снижение вязкости нефти в 1,3–2,2 раза при растворении закачиваемого газа в зоне ППД;

• Применение водогазового воздействия показывает увеличение коэффициента вытеснения и снижение подвижности газа до 4 раз (при фильтрации в тонкой трубке);

• Попеременная закачка воды с добавлением пенообразователя ПАВ и газа показала высокую эффективность блокирования фильтрации, рост градиента фильтрации в 2 и более раза;

Заключение

Применение ПНГ для СБНГКМ при закачке в пласт Бт ожидается в режиме ограниченной смесимости, повышение эффективности возможно при его обогащении и/или использования в режиме водогазового воздействия, в том числе с применением пенных систем для ограничения прорывов газа и повышения коэффициента охвата. Для уточнения параметров фильтрации планируется проведение фильтрационных исследований на керновых моделях.

Литература

1. Эволюция подходов к разработке нефтяных оторочек терригенных коллекторов Восточной Сибири / А. Леванов, А. Кобяшев, А. Чупров, С. Ященко, Р. Мусин, А. Чиргун, А. Священко, В. Грищенко, А. Овчиников, Д. Бурдаков // SPE-187772-RU – 2017 г.

2. Лабораторные исследования как ключевая составляющая реализации проектов газовых методов увеличения нефтеотдачи / Морозюк О.А., Афонин Д.Г., Кобяшев А.В., Долгов И.А. // Нефтяное хозяйство – 2023. – № 10. – С.76–81.

3. Christensen, J.R., Stenby, E.H., and Skauge, A.: «Review of WAG Field Experience», SPEREE (April 2001) 97.

4. Лабораторное обоснование параметров вытеснения нефти при водогазовом воздействии на карбонатные коллекторы / Ю.В. Лукьянов, А.В. Шувалов, А.А. Сулейманов, Г.Н. Пияков // Нефтяное хозяйство. – 2008. – № 12. – С. 63–67.

5. Прогноз минимального давления смесимости на основе уравнений корреляций и определение оптимального компонентного состава для достижения смешивающегося вытеснения в геологических условиях месторождений Западной и Восточной Сибири / В.А. Захаренко, А.В. Кобяшев, К.М. Федоров [и др.] // Нефтепромысловое дело. – 2019. – № 11 (611). – С. 62–68. – DOI 10.30713/0207-2351-2019-11(611)-62-68.

6. Оценка минимального давления смесимости и минимального уровня обогащения при вытеснении нефти попутным нефтяным газом для условий месторождения Восточной Сибири / А.В. Кобяшев, А.А. Пятков, В.А. Захаренко [и др.] // Экспозиция Нефть Газ. – 2021. – № 4 (83). – С. 35–38. – DOI 10.24412/2076-6785-2021-4-35-38.

7. Физическое моделирование режимов газового воздействия на нефтегазоконденсатных месторождениях Восточной Сибири / И.В. Сабанчин, Р.В. Титов, А.М. Петраков [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 6. – С. 92–96. – DOI 10.24887/0028-2448-2017-6-92-97.

8. Акулов, Н.И. Особенности геологического строения Среднеботуобинского нефтегазоконденсатного месторождения / Н.И. Акулов, Р.Р. Валеев // Известия Иркутского государственного университета. Серия: Науки о Земле. – 2016. – Т. 18. – С. 3–13.

9. Осипова, М.В. Наклонный водонефтяной контакт в ботуобинском горизонте Среднеботуобинского нефтегазоконденсатного месторождения как признак особенностей нефтегазообразования и нефтегазонакопления в пределах Непско-Ботуобинской антеклизы / М.В. Осипова, А.И. Сивцев // Нефтяная провинция. – 2019. – № 2 (18). – С. 1–24. – DOI 10.25689/NP.2019.2.1-24.

10. Осипова, М.В. История тектонического развития и особенности водонефтяного контакта Среднеботуобинского месторождения (Сибирская платформа) / М.В. Осипова // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 9. – С. 30–33.

11. Лукьянцева Е.А., Опарин И.А., Кобяшев А.В. Определение методов выявления слоя высоковязких нефтей на примере Среднеботуобинского нефтегазоконденсатного месторождения / сб. матер. конф. – Геобайкал-2018, Иркутск: EAGE, 2018.