Мессояханефтегаз получил результаты испытаний технологии повышения нефтеотдачи с помощью полимерного заводнения
Вязкость мессояхской нефти в 111 раз выше вязкости воды, а тридцатикратная разница в подвижности воды и нефти не позволяет максимально эффективно применять традиционные методы разработки жидких углеводородов на всех типах коллекторов.
Тазовский, ЯНАО, 23 июн - ИА Neftegaz.RU. На Восточно-Мессояхском нефтегазоконденсатном месторождении (НГКМ) завершен опытно-промышленный этап проекта по полимерному заводнению. В ходе проведенных работ геологи Мессояханефтегаза, СП Газпром нефти и Роснефти, получили важную информацию, необходимую для принятия решения о тиражировании технологии, повышающей нефтеотдачу.Об этом сообщил Мессояханефтегаз.
Эффективность разработки сложных запасов самого северного материкового нефтяного месторождения России напрямую зависит от правильно подобранных геолого-технических мероприятий (ГТМ) и методов увеличения нефтеотдачи (МУН) пласта.
Вязкость мессояхской нефти в 111 раз выше вязкости воды, а тридцатикратная разница в подвижности воды и нефти не позволяет максимально эффективно применять традиционные методы разработки жидких углеводородов на всех типах коллекторов.
Геологическая неоднородность и высокая контрастность проницаемости пласта в сочетании с характеристиками нефти создают риски прорывов закачиваемой воды в добывающие скважины.
Для повышения эффективности и рентабельности разработки Мессояхе нужен другой, более вязкий, вытесняющий агент.
Если вода один раз прорвалась в скважину и нашла для себя путь наименьшего сопротивления, ее практически невозможно заставить идти по необходимому маршруту и эффективно вытеснять запасы.
Задача инженеров-разработчиков - минимизировать риски прорыва и при этом равномерно воздействовать на вязкие запасы нефти, эффективно вытесняя их к добывающим скважинам аналогично гигантскому поршню.
Помочь в решении этой задачи призвана технология полимерного заводнения, широко применяющаяся в мире.
Она сводит к минимуму разницу скоростей воды и нефтяной эмульсии за счет повышения вязкости закачиваемого агента.
Результаты большой работы по изучению эффективности полимерного заводнения в лабораторных и промысловых условиях, проведенной на Мессояхе при поддержке Научно-Технического Центра Газпром нефти, доказывают перспективность данной технологии для ключевых объектов разработки, а также потенциал для последующей оптимизации затрат и повышения геологической эффективности.
Промысловые испытания технологии полимерного заводнения шли 3 года на 2х пилотных участках Восточно-Мессояхского месторождения.
Для эффективного вытеснения вязкой нефти к скважине использовался полимерный раствор, параметры которого подбирались в лабораторных условиях и корректировались в процессе применения с учетом геологических особенностей мессояхских запасов, свойств флюидов, температуры пласта.
В результате были определены основные закономерности в геологическом зонировании, реакции на добывающих скважинах и режимах закачки, которые позволили вытесняющему агенту эффективно справляться с задачей.
Кроме этого, был проведен комплекс промысловых исследований, изучены технологические аспекты, связанные с процессом приготовления и закачки полимерного раствора
Важнейшим результатом опытно-промышленных работ (ОПР) стали ценные промысловые данные, которые позволяют определить диапазон дополнительной добычи, полученной в результате закачки полимерного агента, снять ключевые неопределенности в работе с трудноизвлекаемыми запасами (ТРиЗ) п-ва Гыдан.
Сейчас команде проекта предстоит подготовить рентабельный сценарий тиражирования технологии, обозначить приоритетные участки для полимерного заводнения.
Интеллектуальный и технологический ресурс Мессояхи не исчерпывается несколькими инструментами - компания системно ведет поиск решений, повышающих эффективность разработки арктических запасов.
На основании результатов трехлетней программы ОПР Мессояханефтегаз сформирует варианты дальнейшего тиражирования метода полимерного заводнения для различных геологических участков Восточно-Мессояхском НГКМ.
По итогам этой работы в 2021 г. будет принято окончательное решение о внедрении технологии на Восточной Мессояхе.
Восточно-Мессояхское НГКМ расположено в Тазовском районе Ямало-Ненецкого автономного округа, в 340 км к северу от г. Новый Уренгой.
Месторождение, открытое в 1990 г., вместе с Западно-Мессояхским относится к Мессояхской группе месторождений.
Запасы нефти и газового конденсата группы месторождений превышают 470 млн т нефти и 188 млрд м3 газа.
Освоение месторождения вступило в активную фазу после строительства магистрального нефтепровода (МНП) Заполярье - Пурпе.
Восточно-Мессояхское месторождение введено в эксплуатацию в 2016 г.
Месторождение характеризуется сложным геологическим строением.
В разрезе месторождения фиксируется несколько десятков продуктивных пластов и свыше 100 залежей разного фазового состояния, которые характеризуются значительной прерывистостью по площади, блоковым строением и наличием газовых шапок.
Основной пласт ПК1-3, содержащий высоковязкую нефть, залегает на небольшой глубине (около 800 м), но характеризуется низкой пластовой температурой (16оС) и сложной тектоникой - наличием разломов и трещин, чередованием нефтяных пластов с водоносными и газовыми пластами.
Глубокие ачимовские пласты БУ21,22 содержат более легкую нефть, чем пласт ПК1-3, но также характеризуются неоднородностью, аномально высоким пластовым давлениям и др. сложностями.
Сложные условия Восточно-Мессояхского НГКМ требуют требует применения оборудования для высокотехнологичного бурения и новых подходов к разработке месторождения.
Так, в 2019 г. эксплуатационный фонд Мессояханефтегаза увеличился на 115 скважин, причем большая часть из них построена по технологии Fishbone.
В 2019 г. объем добычи превысил 5,6 млн т н.э., накопленная добыча с начала разработки месторождения достигла 15 млн т н.э.