ФИЗИЧЕСКОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ ВОДОГАЗОВЫХ МЕТОДОВ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ДЛЯ НИЗКОПРОНИЦАЕМЫХ ТРЕЩНИНОВАТЫХ КАРБОНАТНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ

ФИЗИЧЕСКОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ ВОДОГАЗОВЫХ МЕТОДОВ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ДЛЯ НИЗКОПРОНИЦАЕМЫХ ТРЕЩНИНОВАТЫХ КАРБОНАТНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ

Нуриев Данияр Ринатович

студент, магистрант, Казанский государственный университет,

РФ, г. Казань

Сорокин Алексей Сергеевич

ассистент, Казанский государственный университет,

РФ, г. Казань

PHYSICAL MODELLING OF WATER-GAS EOR METHODS FOR LOW PERMEABILITY FRACTURED CARBONATE RESERVOIRS

Daniyar Nuriev

Student, master's degree, Kazan (Volga region) Federal University,

Russia, Kazan

Aleksey Sorokin

Assistant, Kazan (Volga region) Federal University,

Russia, Kazan

АННОТАЦИЯ

Значительные запасы нефти находятся в низкопроницаемых трещиноватых карбонатных коллекторах. Для достижения удовлетворительного коэффициента извлечения нефти необходим экономически эффективный метод повышения нефтеотдачи. Данная работа посвящена сравнению различных методов водогазового воздействия при физическом моделировании на керновой модели и флюидах месторождения N. В рамках данной работы рассматривались следующие технологии закачки с использованием физической модели: непрерывное заводнение (WI), попеременная закачка воды и газа оторочками (WAG), одновременная закачка воды и газа (SWAG), и попеременная закачка пенообразующего ПАВ на водной основе и газа оторочками (FAWAG). С целью оценки влияния трещиноватости на вытеснение нефти и возможности блокады этой зоны пенообразующем ПАВ, моделировалась трещина в исходных керновых моделях. В результате технология попеременной закачки воды и газа оторочками (WAG) оказалась наиболее эффективной для исходной модели, также применение пенообразующего ПАВ позволило достичь дополнительный прирост коэффициента вытеснения нефти в размере 18% от WAG.

ABSTRACT

Significant oil reserves are found in low-permeability fractured carbonate reservoirs. To achieve a high oil recovery factor, a cost-effective method EOR is needed. This paper compares various water-gas stimulation techniques in physical simulations using an Indiana carbonate core model and fluids sampled in the N oilfield. In this work, the following injection techniques were considered using the physical model: continuous water injection (WI), water alternating gas injection (WAG), simultaneous water alternating gas injection (SWAG), and foam assisted water- alternating gas injection (FAWAG). To assess the impact of fracturing on oil displacement and the possibility of blocking this zone with a foaming surfactant, fractures were simulated in the original core models. As a result, the technology of water alternating gas injection by the slugs (WAG) has proved to be the most effective for the initial model. Application of the foaming surfactant has also allowed for achieving an additional increase of the oil displacement coefficient by 18% of the WAG.

Ключевые слова: методы увеличения нефтеотдачи пластов, эффективность различных методов ВГВ, разработка трещиноватых карбонатных коллекторов.

Keywords: enhanced oil recovery methods, efficiency of WAG injection, development of fractured carbonate reservoirs.

Введение

Технология закачки воды (Water injection) при разработке сложнопостроенных карбонатных коллекторов не позволяют охватить большие объемы пласта, ввиду быстрого прорыва воды по системе трещин к добывающим скважинам. Вода вытесняет нефть из трещин с высокой эффективностью, однако объем нефти в трещинах занимает порядка 1-3% от объема нефти в матрице породы.

Закачка оторочками воды и газа (WAG) — это метод повышения нефтеотдачи пластов, определяемый как непрерывная циклическая закачка газа с последующей закачкой воды в пласт. Впервые он был применен в 1957 году компанией Mobil на месторождении North Pembina в Альберте и первоначально был предложен в качестве метода повышения эффективности закачки газа, главным образом, путем закачки воды для контроля подвижности газа и стабилизации фронта вытеснения[1].  Поскольку микроскопическое вытеснение нефти газом обычно лучше, чем водой, закачка WAG сочетает повышенную эффективность вытеснения газом с улучшенным макроскопическим вытеснением за счет закачки воды[2].

Впервые технология одновременной закачки воды и газа (SWAG) была опробована в 1962 году на месторождении Seeligton, штат Техас[1]. При одновременной закачке водогазовой смеси в пласт можно значительно повысить нефтеотдачу. Технологии водогазового воздействия на пласт (WAG, SWAG) позволяют повысить охват продуктивного горизонта, за счет этого увеличить коэффициент извлечения нефти[4].

Для оценки влияния трещиноватости на динамику фильтрации в лабораторных условиях в исходных кернах была искусственно создана трещина. Осуществлялся подбор пенообразующего ПАВ с целью блокады проницаемого участка и создания микротрещиноватости (FAWAG).

Целью исследований различных технологий закачки на карбонатных коллекторах заключалась в определении:

• эффективного режима закачки водогазовой смеси в однородный керн;
• влияния трещиноватости на коэффициент вытеснения нефти;
• эффективности применения пенообразующего ПАВ в трещиноватых кернах с целью блокады проницаемых зон и повышения коэффициента вытеснения нефти.

Материалы и методы

Для оценки эффективности применения водогазового воздействия были проведены фильтрационные исследований на модели карбонатного керна Indiana limestone. Для оценки влияния трещиноватости на вытеснения нефти была смоделирована трещина путем высверливания сквозного отверстия диаметром 6 мм по центру образца (рис. 1), в дальнейшем образованное пустотное пространство было очищено и заполнено средне-крупнозернистым кварцевым песком, с величиной размера частиц от 0,4 до 0,8 мм. Петрофизические свойства, такие как проницаемость и пористость кернов, были измерены путем закачки азота и насыщения пластовой водой. В табл. 1 представлены основные свойства отдельных кернов. Сводные данные о поровом объеме и начальной водонасыщенности кернового материала представлены в табл. 2.

Рисунок 1. Образец керна со смоделированной трещиной

Таблица 1.

Свойства кернового материала

*1,2 -однородный керн, 1с-керн искусственно созданной трещинной

Таблица 2.

Поровый объем и начальная водонасыщенность кернового материала

В качестве используемых флюидов в экспериментах использовались: пластовая вода с минерализацией 270 г/л, рекомбинированная проба пластовой нефти, углеводородный газ и керосин.

Исследования по определению коэффициента вытеснения нефти при использовании различных технологий закачки проводились при термобарических условиях соответствующих условиям на месторождении N на фильтрационной установке, принципиальная схема которой представлена на рис. 2

Рисунок 2. Принципиальная схема фильтрационной установки 

1. Плунжерный насос высокого давления, 2. Поршневые контейнеры с флюидом (вода, газ, керосин, рекомбинированная проба, ПАВ), 3. Датчики давления (0…60 МПа с допускаемой приведенной основной погрешностью ±0,1%), 4. Кернодержатель типа Hassler, 5. Регулятор обратного давления (BPR), 6. Пробирка со шлифом 25 мл, 7. Сушильный шкаф для поддержания необходимой температуры на протяжении эксперимента.

Результаты и обсуждение

Интерпретируя данные полученные в фильтрационных экспериментах на однородных кернах по непрерывной закачке воды (Water injection), одновременной закачкой воды и газа (SWAG), попеременной закачкой (оторочками) воды и газа (WAG), стоит отметить, что наилучшую эффективность показал метод WAG (рис. 2).

Рисунок 2. Коэффициент вытеснения по трём экспериментам на однородных карбонатных кернах

В методах WAG и SWAG закачка агента начиналась с газовой оторочки, с соотношением оторочек воды и газа 1:1, по графикам депрессий от порового объема видно, что давление в модели увеличивалось во время закачки оторочки воды и уменьшалось во время закачки газовой оторочки. Увеличение на 0,23 коэффициента вытеснения при использовании метода WAG, по сравнению с методом SWAG обуславливается формированием устойчивого фронта вытеснения, в связи с этим в методе WAG наблюдается более поздний прорыв воды и самый высокий коэффициент вытеснения — 0,76. Метод непрерывного заводнения пластовой водой (WI) показал наихудший коэффициент вытеснения — 0,33 при этом в данном методе наблюдается самый ранний прорыв воды, достигнутый при прокачке 0,3 поровых объема.

Рисунок 3. Коэффициент вытеснения по двум экспериментам на кернах со смоделированной трещиной

Интерпретируя полученные данные (рис. 3), стоит отметить, что в случае WAG на трещиноватых кернах мы наблюдаем прорыв воды раньше, чем на однородных кернах, ввиду неоднородности по проницаемости, вызванной наличием трещины, не формируется достаточно стабильный водогазовый фронт вытеснения, что, в свою очередь, негативно влияет на коэффициент вытеснения. С целью блокады высокопроницаемой зоны и повышения коэффициента вытеснения, после эксперимента WAG, на той же модели был проведен эксперимент по водогазовому заводнению с пенообразующим ПАВ (FAWAG). ПАВ, в свою очередь выступил как блокатор высокопроницаемой зоны, повысив коэффициент охвата и коэффициент вытеснения. Блокада высокопроницаемого участка пенообразующим ПАВ подтверждается ростом депрессии при прокачке 2.4 п.о. модели (рис. 4)

Рисунок 4. Депрессия в двух экспериментах на керне со смоделированной трещиной

Применение водогазового воздействия с пенообразующим ПАВ на трещиноватом керне дало дополнительный прирост коэффициента вытеснения в размере 18% от WAG.

Выводы

Проведено сравнение технологий водогазового воздействия на однородных карбонатных кернах месторождения N, в результате получены следующие результаты:

• Технология закачки пластовой воды (WI), ожидаемо дала ранний прорыв воды при прокачке 0,3 п.о. модели, коэффициент вытеснения составил 0,33 д.е.;
• При одновременной закачке пластовой воды и попутного газа (SWAG) прорыв воды наблюдался при прокачке 0,5 п.о. модели, коэффициент вытеснения составил 0,53 д.е.;
• Технология попеременной закачки пластовой воды и попутного газа (WAG) показала лучшие результаты из рассматриваемых методов, прорыв воды наблюдался при прокачке 0,6 п.о. модели, коэффициент вытеснения составил 0,76 д.е.

На искусственно трещиноватых кернах коэффициент вытеснения технологией WAG составил 0,4 д.е., последующая закачка пенообразующего ПАВ на водной основе и попутного газа оторочками (FAWAG) повысила достигнутый коэффициент вытеснения на 0,07 д.е. за счет частичной блокады высокопроницаемой зоны.

Рассмотренные водогазовые МУН показывают эффективность (перспективу применения) в разработке карбонатных коллекторов сложного строения для освоения трудноизвлекаемых запасов нефти, увеличения нефтеотдачи пластов.

Список литературы:

1. Christensen, J. R., Stenby, E. H., and A. Skauge. "Review of WAG Field Experience." SPE Res Eval & Eng 4 (2001): 97–106. doi: https://doi.org/10.2118/71203-PA
2. M. Wojnicki, J. Lubás, M. Warnecki, J. Kúsnierczyk, and S. Szuflita, “Experimental studies of immiscible high-nitrogen natural gas WAG injection efficiency in mixed-wet carbonate reservoir,” Energies, vol. 13, no. 9, pp. 1–14, 2020, doi: 10.3390/en13092346. 2133
3. Christensen, J. R., Stenby, E. H., and A. Skauge. "Review of WAG Field Experience." SPE Res Eval & Eng 4 (2001): 97–106. doi: https://doi.org/10.2118/71203-PA
4. M. J. Darvishnezhad, B. Moradi, G. Zargar, A. Jannatrostami, and G. H. Montazeri, “Study of various water alternating gas injection methods in 4- and 5-spot injection patterns in an iranian fractured reservoir,” Soc. Pet. Eng. - Trinidad Tobago Energy Resour. Conf. 2010, SPE TT 2010, vol. 2, no. December, pp. 588–595, 2010, doi: 10.2118/132847-ms