АЛГОРИТМ УПРАВЛЕНИЯ ВОДОГАЗОВЫМ ВОЗДЕЙСТВИЕМ С УЧЕТОМ ОБРАЗОВАНИЯ МИКРОПУЗЫРЬКОВ ГАЗА В ПОТОКЕ

Аннотация. Статья посвящена рассмотрению проблемы управления процессом водогазового воздействия в перспективе повышения эффективности разработки и доразработки трудноизвлекаемых запасов нефти. В работе приводится теоретическое описание механизма ВГВ и процесса образования микропузырьков. Приводится алгоритм управления процессом ВГВ, его анализ и анализ возможности усовершенствования для учета образования микропузырьков, умозаключение о возможности совмещения технологии управления с методикой учета образования микропузырьков.

Ключевые слова: водогазовое воздействие, КИН, микропузырьки, коэффициент вытеснения, ВНФ, ГНФ.

Водогазовое воздействие или ВГВ – закачка газа и воды (совместная или попеременная) через одну нагнетательную скважину в пласт. Согласно исследованиям и мировому опыту установлено, что при ВГВ КИН более высок, чем при использовании для закачки только воды или газа. ВГВ, помимо всего прочего, позволяет эффективно утилизировать попутный нефтяной газ (ПНГ), что является немаловажным фактором для многих месторождений России (к примеру, за 2012 г. в России сожгли почти 17 млрд м3 ПНГ). [1].

Одним из главных факторов при газовом воздействии на пласт является обеспечение высокого коэффициента охвата. Из-за малой вязкости газа относительно нефти и воды фронт вытеснения становится нестабилен, и образуются прорывы газа к добывающим скважинам. Из-за меньшей плотности газа у кровли пласта происходит его гравитационная сегрегация а также снижается коэффициент охвата по толщине на приличном удалении от нагнетательной скважины.

Приемлемые с экономической точки зрения соотношения объемов закачки газа и воды и объёмов оторочек при ВГВ, соответственно, будут различаться в пластах с разным расположением прослоев с разной проницаемостью, их различной сообщаемостью и прочими особенностями их геологического строения. В процессе разработки будет меняться распределение фаз по пласту и распределение их фазовых проницаемостей, т. е. будет меняться и характер неоднородности пласта.

Характер вытеснения нефти газом оказывает огромное влияние на эффективность ВГВ. ВГВ может протекать при смешивании нефти и газа, в режиме газовой репрессии или в режиме ограниченной растворимости газа в нефти. В режиме газовой репрессии нефть и газ разделены поверхностью раздела и находятся в равновесии, а нефть вытесняется газом путём механического выталкивания. В режиме ограниченной растворимости нефть и газ также разделены поверхностью раздела, но они не находятся в равновесии, также между ними происходит массообмен. Растворение газа в нефти приводит к её объёмному расширению и снижению её вязкости, что стабилизирует фронт вытеснения, помимо этого происходит снижение поверхностного натяжения между ними и увеличение коэффициента вытеснения. Смешивающееся вытеснение проявляется при высоком пластовом давлении или при использовании для закачки газа с высоким содержанием углеводородных компонентов C2+ (или CO2). [1].

Так как и нефть и газ для гидрофильного коллектора являются несмачивающими фазами, то они будут пытаться занять одни и те же участки порового пространства (наиболее крупные, как правило). Часть газа, оставшегося в поровом объёме после прокачки воды, может вытеснить остаточную нефть в зону, где она станет подвижной. Это объясняет рост коэффициента вытеснения при ВГВ по сравнению с закачкой только воды даже в условиях равновесия между нефтью и газом [2].

Согласно традиционным моделям многофазного течения в нефтяном пласте считается, что газ либо полностью растворен в залегающих жидкостях, либо представляет собой сплошную подвижную фазу, либо находится в виде макропузырьков, блокированных в порах.

На данный момент активно развиваются теории, согласно которым газ может существовать в пористых средах в виде микрозародышей и микропузырьков, чьи размеры меняются от нано- до микрометров. Использование вспенивающей способности природных ПАВ содержащихся в нефтях (в особенности тяжелых) позволяет сформировать устойчивую мелкодисперсную смесь нефти и микропузырьков газа. Такое состояние возможно, когда при разработке нефтяного месторождения пластовое давление падает до и ниже давления насыщения, а также при применении водогазовых методов воздействия на нефтяные пласты. [1,3]

Согласно математическим исследованиям процесса вытеснения нефти водогазовой смесью с учетом образования микропузырьков, газ, когда проникает в поры, находится в виде микропузырьков, пока насыщенность ими не превысит критического значения, после чего микропузырьки объединяются в общую фазу. Предполагается, что микропузырьки, образовавшиеся в зоне контакта нефти и газа, обладают скоростью выше скорости движения нефти, таким образом микропузырьки, возникшие в области контакта, будут продвигаться вглубь нефтяной фазы, увеличивая область вспенивания за счет пенообразующих свойств нефти. При движении микропузырька через пористую среду он может «застрять» или по-другому быть захваченным поровым «горлышком». Скорость захвата напрямую зависит от скорости потока и отношения радиуса пузырька к радиусу поровых «горлышек». [4]

Чтобы обеспечивать равномерное продвижение закачиваемых воды и газа в добывающие скважины, применяется алгоритм, при котором технологические параметры ВГВ корректируются при приближении значений газонефтяного и водонефтяного факторов к критическим в добывающих скважинах. Таким образом, опережающее обводнение добывающих скважин ведет к росту закачек газа, а опережающий рост газонефтяного фактора – к росту закачек воды.

Рассматриваемый алгоритм используется для поочередного ВГВ. Если на полуцикле закачки газа разница между текущим ГНФ и ГНФ на начало текущего полуцикла превышает расчитанную наперёд величину ГНФ, то закачка газа останавливается и начинается закачка воды. Точно также, если на полуцикле закачки воды разница между текущим ВНФ и ВНФ на начало текущего полуцикла превысит расчитанную величину ВНФ, то будет начата закачка газа.

В работе [3] моделируется процесс поочередного ВГВ по приведенному алгоритму (в работе - Алгоритм№3). В результате моделирования выходит, что следование данному алгоритму приводит к получению наибольшего КИНа при самых различных фильтрационно-емкостных свойствах и видах неоднородностей рассматриваемых пластов. Использование при моделировании\расчетах\проектировании методики, приведенной в работе [4], позволит учесть большее количество оказывающих влияние на процесс вытеснения и фильтрации факторов и выявить, что:

1.Увеличение газонасыщенности до того, как начнет образовываться сплошная газовая фаза, ведет к существенному росту коэффициента вытеснения нефти.

2.Если имеет место относительное движение микропузырьков, фронт вытеснения растягивается: микропузырьки, возникающие в зоне контакта, двигаются вглубь нефтяной фазы, вспенивая ее, что приводит к распространению области вспенивания.

3.При закачке газа в пласт важнейшую роль в вытеснениииграют микропузырьки, которые вспенивают нефть на контакте с газом, упрощая продвижение нефти по порам.

Опираясь на представленные данные, можно сделать вывод:

1.Использование методики учета образования микропузырьков вместе с алгоритмом управления поочередной закачки водогазовой смеси позволит добиться большей эффективности процесса ВГВ (как следствие – большего КИНа), а также более полного контроля за процессом разработки (что позволит снизить риски).

2.Исследования по применению ВГВ с учетом образования микропузырьков, показали большую эффективность этой методики, по сравнению с традиционными методами воздействия.

3.Наиболее приемлемые технологические параметры ВГВ (такие как отношение объемов воды и газа и объёмов оторочек) могут разниться в зависимости от характера  неоднородности пласта.

4.Эффективность ВГВ будет выше при корректировании его технологических параметров в ходе разработки, основываясь на реакции добывающих скважин и проектируемых объемах закачки водогазовой смеси.

Список литературы:

1. Степанова Г. С. Газовые и водогазовые методы воздействия на нефтяные пласты. М.: Газоил пресс, 2006. С. 19.
2. Дроздов А. Н., Телков В. П., Егоров Ю. А. и др. Технология и техника водогазового воздействия на нефтяные пласты // Территория НефтеГаз. 2006. № 2. С. 54-59.
3. Казаков К.В., Бравичев К.А. Алгоритмы для управления аодогазовым воздействием на пласт // Нефтепромысловое дело. 2015. №12. С.46-51.
4. Кутрунов В. Н., Падин Е. А. Математическая модель процесса вытеснения нефти водогазовой смесью //  Физико-математическое моделирование. Нефть, газ, энергетика. Том1. №2. 2015. С.163-172.