О прогнозировании газового фактора на нефтяных месторождениях Западной Сибири

На ряде нефтяных месторождений, находящихся на завершающей стадии разработки, наблюдается увеличение добычи нефтяного газа сверх проектных величин. Причиной этого является высокая обводненность продуктивных пластов и выделение свободного газа из нефти в призабойной зоне при снижении забойного давления ниже давления насыщения. Превышение плановой добычи нефтяного газа приводит к сбою работы перерабатывающих заводов, осложнениям при обработке продукции скважин и необходимости сжигания излишков газа на факелах. Выполнен краткий обзор исследований генезиса газов, растворенных в пластовой воде, рассмотрены современные методики прогноза содержания газа в минерализованной воде. Существующие программные комплексы при высоких обводненности и газовом факторе (ГФ) дают низкую сходимость расчетных значений с лабораторными и промысловыми данными. С целью повышения точности проведена модификация уравнения состояния типа Cubic Plus Association (CPA): разработаны эмпирические корреляции, оценивающие количество воды в скважинной продукции и промысловой системе сбора, а также формирование водородных связей. Модифицированное уравнение СРА апробировано на месторождениях ПАО «НК «Роснефть». Сравнение измеренных значений ГФ с проектными и рассчитанными по уравнению CPA показало, что при обводненности более 92 % и забойном давлении ниже давления насыщения наименьшая погрешность (5,47–10,8 %) получена между фактическим ГФ и рассчитанным по уравнению CPA, в остальных случаях – между измеренным и проектным ГФ.

Список литературы

1. Халфин Р.С., Зейгман Ю.В. Прогнозирование добычи нефтяного газа с учетом его растворения в пластовой воде на основе адаптации кубического уравнения состояния // Нефтяное хозяйство. – 2021. – № 9. – С. 65–69. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2021-9-65-69. – EDN: EUQLJU

2. Михайлов В.Г., Пономарев А.И., Топольников А.С. Прогнозирование газового фактора с учетом растворенного в воде газа на поздних стадиях разработки нефтяных месторождений // SOCAR Proceedings. – 2017. – № 3. – C. 41–48. – https://doi.org/10.5510/OGP20170300322. – EDN: ZXHHTN

3. Кордик К.Е., Бортников А.Е. , Леонтьев С.А. О результатах лабораторного моделирования процессов взаимодействия пластового флюида с закачиваемой водой в условиях, имитирующих интенсивный отбор жидкости из пласта // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2015. – № 2. – С. 66–69. – EDN: TIOMSD

4. Баталин О.Ю., Вафина Н.Г. Трансформация глубинных флюидов при формировании месторождений нефти и газа севера Западной Сибири // Георесурсы. – 2019. – № 21 (3). – С. 25–30. – https://doi.org/10.18599/grs.2019.3.25-30. – EDN: LQHEBM

5. Акулинчев Б.П., Рахбари Н.Ю. Механизм взаимодействия водорастворенных и свободных газов в процессе формирования залежей углеводородов // Георесурсы. Геоэнергетика. Геополитика. – 2011. – № 2 (4). – EDN: SJUSVXURL

6. Новиков Д.А., Борисов Е.В. Геохимия водорастворенных газов нефтегазоносных отложений зоны сочленения Енисей-Хатангского и Западно‑Сибирского бассейнов (арктические районы Сибири) // Георесурсы. – 2021. – Т. 23. – № 4. – С. 2–11. – https://doi.org/10.18599/grs.2021.4.1. – EDN: GIJRYU

7. Влияние траппового магматизма на геохимию рассолов нефтегазоносных отложений западных районов Курейской синеклизы (Сибирская платформа) / Д.А. Новиков, А.О. Гордеева, А.В. Черных [и др.] // Геология и геофизика. – 2021. – Т. 62. – № 6. – С. 861–881. – https://doi.org/10.15372/GiG2020160. –

EDN: GYBOAS

8. Кутырев Е.Ф., Шкандратов В.В., Белоусов Ю.В. Некоторые результаты физического моделирования процессов газообмена в пластовой системе нефть–нагнетаемая вода // Георесурсы. – 2008. – № 5. – С. 33–36. – EDN: JWTWNJ

9. Канзафаров Ф.Я. Изменение свойств нефтяного газа в процессе эксплуатации Самотлорского месторождения // Нефтяное хозяйство. – 2009. – № 1. – С. 47–49. – EDN: JWLLXD

10. Об изменении газового фактора нефти при разработке заводняемых залежей / А.Е. Бортников, Е.Ф. Кутырев, Ю.В. Белоусов [и др.] // Территория Нефтегаз. – 2010. – № 2. – С. 62–65. – EDN: LALYZX

11. Сорокин А.В., Сорокин В.Д., Сорокина М.Р. Образование зон нефти с различными физико-химическими свойствами в процессе разработки залежи //

Известия вузов. Нефть и газ. – 2011. – № 3(87). – С. 41–47.

12. The solubility of methane in sodium chloride brines / K.A. McGee, N.J. Susak, A.J. Sutton, J.L. Haas // U.S. Geological Survey Open-File Report 81-1294, 1981. –

42 p. – https://doi.org/10.3133/ofr811294

13. The solution and exsolution characteristics of natural gas components in water at high temperature and pressure and their geological meaning / G. Gao, Z. Huang,

B. Huang [et al.] // Petroleum Science. – 2012. – V. 9. – P. 25–30. – https://doi.org/10.1007/s12182-012-0178-9

14. Sun L., Liang J. Solubility calculations of methane and ethane in aqueous electrolyte solutions // Journal of Solution Chemistry. – 2021. – No. 50 (6). – P. 920–940.

15. Sørensen H., Pedersen K.S., Christensen P.L. Modeling of gas solubility in brine // Organic Geochemistry. – 2002. – No. 33. – P. 635–642.

16. Modeling of gas solubility in aqueous electrolyte solutions with the eSAFT-VR Mie equation of state / N. Novak, G.M. Kontogeorgis, M. Castier, I.G. Economou // Industrial and Engineering Chemistry Research. – 2021. – No. 60(42). – P. 15327–15342.

17. Prediction method of solubility of carbon dioxide and methane during gas invasion in deep-water drilling / B. Sun, H. He, X. Sun [et al.] // Journal of Contaminant Hydrology. – 2022. – V. 251. –https://doi.org/10.1016/j.jconhyd.2022.104081

18. Predicting methane solubility in water and seawater by machine learning algorithms: Application to methane transport modeling / R. Taherdangkoo, Q. Liu, Y. Xing

[et al.] // Journal of Contaminant Hydrology. – 2021. – V. 242. – https://doi.org/10.1016/j.jconhyd.2021.103844

19. Solubility of gaseous hydrocarbons in ionic liquids using equations of state and machine learning approaches / R. Nakhaei-Kohani, S. Atashrouz, F. Hadavimoghad dam [et al.] // Scientific Reports. – 2022. – No. 12 (1). – https://doi.org/10.1038/s41598-022-17983-6

20. An equation of state for associating fluids / G.M. Kontogeorgis, E.C. Voutsas, I.V. Yakoumis, D.P. Tassios // Industrial and Engineering Chemistry Research. –

1996. – No. 35. – P. 4310–4318. – https://www.sci-hub.ru/10.1021/ie9600203

21. Debye P., Huckel E. On the theory of electrolytes // Physikalische Zeitschrift. – 1923. – No. 24. – P. 185–206.

22. Ten years with the CPA (Cubic-Plus-Association) equation of state. Part 1. Pure compounds and self-association systems / G.M. Kontogeorgis, M.L. Michelsen, G.K. Folas [et al.] // Industrial and Engineering Chemistry Research. – 2006. – No. 45. – P. 4855–4868.

23. Aasberg-Petersen K., Stenby E., Fredenslund A. Prediction of high-pressure gas solubilities in aqueous mixtures of electrolytes // Industrial and Engineering Chemistry Research. – 1991. – No. 30. – P. 2180–2185. – https://doi.org/10.1021/ie00057a019

24. Lewis G.N., Randall M.J. The activity coefficient of strong electrolytes // Journal of the American Chemical Society. – 1921. – No. 43. – P. 1112–1153.