Состояние изученности и перспективы применения современных технологий повышения нефтеотдачи пласта при разработке залежей высоковязких нефтей и битумов в Тимано-Печорской провинции

Размещено на http://www.allbest.ru

Размещено на http://www.allbest.ru

На территории Тимано-Печорской провинции (ТПП) высоковязкие нефти (ВВН) и природные битумы (ПБ) пользуются широким распространением. Крупные залежи ВВН и ПБ известны на Южном Тимане, в Печоро-Колвинском авлакогене, в Варандей-Адзьвинской структурной зоне и на поднятии Чернова. Более мелкие залежи выявлены в большинстве других районов. По величине запасов преобладают ВВН. Полужидкие и твердые скопления углеводородов, составляющие меньшую часть разведанных запасов, представлены различными классами битумов от мальт до антраксалитов. Преобладающий тип таких скоплений - твердые битумы (асфальты и асфальтиты).

Разведанные ВВН и ПБ образуют в ТПП разнообразные типы залежей и скоплений в отложениях широкого стратиграфического диапазона (от триаса до силура). Все выявленные скопления ВВН и ПБ характеризуются резким изменением таких важнейших параметров залежей, как нефтенасыщенность и битумосодержание, эффективная толщина коллекторов, пористость и проницаемость нефтенасыщенных пород, морфология и глубина залегания продуктивных горизонтов.

Согласно проведенным нами исследованиям 2 разведанные геологические запасы ВВН и ПБ в ТПП составляют миллиарды тонн в коллекторах различных типов, однако колоссальный потенциал этих природных ресурсов в настоящее время практически не используется. Это связано с аномальными свойствами этих углеводородов, которые создают значительные проблемы при разработке, транспортировке и переработке. Наиболее эффективными для извлечения ВВН и ПБ являются технологии на основе теплового воздействия на пласт. Для добычи ВВН и ПБ как в России, так и за рубежом широко применяются пароциклические обработки скважин (ПЦО), площадная закачка пара и внутрипластовое горение. В последнее время широкое распространение (особенно в Канаде) получило также термогравитационное дренирование пласта (SAGD) и холодная, нетермическая добыча нефти с использованием специальных растворителей. Однако все современные тепловые технологии требуют адаптации к каждому месторождению и могут эффективно применяться только при паронефтяном факторе не более 3, поэтому повышение эффективности тепловых методов увеличения нефтеотдачи и разработка новых технологий добычи ВВН и ПБ являются весьма актуальной задачей для нефтегазовой отрасли России.

Методы исследования. В России тепловые методы в промышленных масштабах применяются, в основном, на двух самых крупных месторождениях ВВН - Ярегском и Усинском, расположенных в ТПП. Анализ разработки этих месторождений позволяет получить истинную картину эффективности закачки пара, так как здесь за счет тепловых методов ежегодно добывается более 1 млн. т ВВН, а всего на этих месторождениях добыто более 30 млн.т термической нефти. На этих уникальных объектах в разное время испытывались различные технологии добычи ВВН, многие из которых применяются в промышленном масштабе и сегодня.

Опыт разработки Ярегского и Усинского месторождений ВВН показал, что практически все варианты теплового воздействия на пласт имеют определенные ограничения 4. Например, в сложных карбонатных коллекторах (порово-каверново-трещинного типа), с которыми связана пермо-карбоновая залежь Усинского месторождения, при площадной закачке пара не удается получить приемлемые технико-экономические показатели разработки из-за преждевременных прорывов теплоносителя по высокопроницаемым каналам: трещинам, кавернам и карстовым полостям на большие расстояния (до 2,5 км). На длительно разрабатываемых шахтным способом участках Ярегского месторождения, ранее отработанных на естественном режиме, также неэффективно применение технологий, основанных на закачке в пласт теплоносителя высоких параметров, из-за неконтролируемых прорывов пара в старые скважины и горные выработки.

Одним из главных направлений освоения залежей ВВН и ПБ в настоящее время является разработка и внедрение комбинированных технологий воздействия на продуктивные пласты, включающих тепловые и другие физико-химические методы. Однако эффективное применение таких комбинированных технологий не возможно без комплексного системного изучения всех геолого-промысловых параметров разрабатываемых объектов. В результате комплексного воздействия на залежи ВВН и ПБ и системного подхода к процессу разработки можно получить синергетический эффект лишь в том случае, если сложная иерархическая система продуктивного пласта будет грамотно сопряжена с системой комбинированного воздействия. В качестве комплексных технологий воздействия на продуктивные пласты при разработке залежей ВВН и ПБ в настоящее время рассматриваются следующие: комбинирование теплового воздействия и закачки химических реагентов (полимеров, ПАВ, щелочей, термогелей и пр.) с поверхности; комбинирование теплового воздействия с внутрипластовой генерацией различных реагентов, увеличивающих вытеснение и охват; сочетание теплового воздействия и закачки в пласт растворителей; комбинирование теплового и вибро-волнового воздействия 2; совместная закачка в пласт теплоносителей и различных газов; термогазовое воздействие, основанное на внутрипластовой генерации газа за счет низкотемпературного окисления нефти и др.

Для увеличения охвата пласта при паротепловом воздействии в Институте химии нефти СО РАН в последние годы были созданы и предложены к практическому применению физико-химические методы на основе термотропных неорганических и полимерных гелеобразующих составов. Эти составы применяются в широком интервале температур, они приемлемы для низкопроницаемых коллекторов, могут закачиваться без предварительного растворения путем дозирования непосредственно в водовод, вполне применимы в зимних условиях. В настоящее время такие композиции применяются в промышленном масштабе на пермо-карбоновой залежи ВВН Усинского месторождения. Здесь на участках теплового воздействия в нагнетательные скважины для увеличения нефтеотдачи пласта осуществляется периодическая закачка гелеобразующего состава ГАЛКА и нефтевытесняющей композиции НИНКА, разработанных в ИХН СО РАН. Эти составы применяют для повышения эффективности ПЦО и снижения обводненности скважин на Усинском месторождении 2,4. Следует отметить, что в настоящее время большая часть пермо-карбоновой залежи ВВН Усинского месторождения разрабатывается на естественном режиме. При этом необходимо подчеркнуть, что на некоторых участках залежи эксплуатация скважин на естественном режиме происходит достаточно эффективно, так как уникальные коллекторские свойства трещинно-карстового резервуара способствуют этому. Например, на участке Е1 в центральной части залежи, который находится на пересечении трещинных зон разной ориентировки 5 текущая нефтеотдача составляет более 34%, а средний накопленный отбор нефти на одну скважину превышает 160 тыс. тонн. Такой покзатель даже для легких нефтей является очень высоким. При этом текущая нефтеотдача на участке Е1 не уступает текущей нефтеотдаче на участке ПТВ-1, где в течении 16 лет проводилась площадная закачка теплоносителя, а по средней накопленной добычи нефти скважины участка Е1 значительно превышают скважины участка ПТВ-1 на 40 тыс. тонн. Высокая нефтеотдача, дебиты скважин и накопленные отборы высоковязкой нефти объясняются уникальными ФЕС карбонатных коллекторов пермо-карбоновой залежи, которые характеризуюся не только высокой пористостью (до 38,9%) и проницаемостью (до 24,6 Дарси) по керну, но и интенсивным развитием карста на отдельных участках. Распределение скважин пермо-карбоновой залежи по накопленной добыче показано на рис. 1. На графиках можно видеть четкую степенную функцию распределения с высоким коэффициентом детерминации R2=0,8482. Как было показано ранее, такие степенные функции распределения дебитов и накопленной добычи нефти характерны для сложных порово-трещенных коллекторов и были обнаружены нами на всех без исключения исследованных месторождений нефти в различных нефтегазоносных провинциях. При этом следует отметить, что если график распределения скважин из обычного масштаба (а, б) перевести в логарифмический (в), то точки значений вытянутся в прямую линию, что свидетельствует о масштабной инвариантности (скейлинге) распределения трещин в карбонатном коллекторе 3.

высоковязкий битум нефтеотдача

в)

Рис. 1. Частотное (а) и ранговое (б) распределение скважин пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения по накопленной добыче нефти в нормальном (а, б) и логарифмическом (в) масштабах

Что касается участка Е1, то на этом самом продуктивном «лакомом куске» месторождения картина распределения скважин совсем иная (Рис.2). В отличие от степенного распределения скважин в пределах всей залежи, здесь скважины по величине накопленной добычи нефти распределяются по линейной зависимости с коэффициентом детерминации R2=0,9365. Такое распределение скважин можно объяснить развитием в пределах участка Е1 крупных карстовых полостей, которые обеспечивают исключительно высокие ФЕС коллекторов. Мы видим, что накопленные отборы нефти по некоторым скважинам превышают 250 тыс. тонн, а подавляющая часть скважин на участке (79%) имеет накопленную добычу нефти более 100 тыс. тонн.

Рис. 2. Ранговое распределение скважин участка Е1 пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения по накопленной добыче нефти в тыс. тонн

Промысловый опыт Усинского месторождения показывает, что такие участки как Е1 можно достаточно долго (более 30 лет) разрабатывать на режиме истощения и только после того как все энергетические ресурсы естественного режима будут реализованы, следует переходить на достаточно дорогие тепловые методы повышения нефтеотдачи пласта. Наиболее эффективно, как показывает практика, здесь можно применять не плащадную закачку пара, а пароциклические обработки скважин в сочетании с физико-химическими методами в виде вышеназванных композиций НИНКА, ГАЛКА, а также SPMI-1 1 и др. Довольно эффективным по нашему мнению для выработки остаточных запасов ВВН в пределах высокопроницаемых трещинно-карстовых зон может оказаться бурение горизонтальных скважин с открытым стволом на депрессии по технологии UBD 5. При этом горизонтальные скважины должны пересекать трещинные зоны в поперечном направлении. Такие горизонтальные скважины следует бурить между рядами вертикальных добывающих скважин, имеющих в настоящее время высокую обводненность продукции.

Для повышения эффективности теплового воздействия в условиях больших глубин залегания ВВН Усинского месторождения и на новых залежах ВВН в южной части Ярегского месторождения (Лыаельская и Вежавожская площади) рекомендуется также применять парогенераторы компании eSteam и инновационную технологию «Future Energy», в сочетании с физико-химическими методами. Скважинный парогенератор «Future Energy» в значительной степени снижает тепловые потери в стволе скважины и достигает самого высокого качества производимого пара, давления и температуры в продуктивном пласте. Уникальная методика «Future Energy» повышает эффективность теплового воздействия при меньших затратах энергии, что позволяет извлекать более вязкие нефти с более высокими темпами отбора при более низкой цене пара.

Преимущества eSteam по сравнению с обычной закачкой пара с поверхности:

* Отсутствие потерь тепла пара в стволе скважины.

* Значительно меньше отношения пара к нефти (паронефтяной фактор).

* Лучшее распределение пара в интервале пласта, что повышает эффективность воздействия.

* Пар конденсируется на расстоянии от инжектора и уменьшает объем закачки пара.

* Работает при более высоких давлениях в продуктивном пласте, что ускоряет добычу высоковязкой нефти.

* Обеспечивает 100% перегретого пара для сухопутных и морских месторождений ВВН с глубиной более 2500 футов.

* На 50% меньше расход объема воды и более низкие затраты для очистки воды.

* На 60% снижение стоимости капиталовложений для наземного оборудования.

* На 50% меньше затраты на топливо в результате 25% снижение эксплуатационных расходов.

* На 50% меньше выбросов; нулевые выбросы с новым ядерным реактором на расплавленной соли.

* Средние затраты на добычу нефти - в Калифорнии и Канаде - от $ 18 до $ 24 за баррель; Техас - $ 12 за баррель.

* Существенно увеличивает доказанные запасы тяжелых нефтей.

* Устанавливается в существующие SAGD горизонтальные стволы (Рис.3) и вертикальные скважины.

* Нет подвижного оборудования в стволе скважины.

Рис. 3. Технология SAGD c использованием двух горизонтальных скважин

Выявленные особенности геологического строения залежей и использование технологии «Future Energy» в сочетании с физико-химическими методами повышения нефтеотдачи при разработке ВВН Тимано-Печорской провинции позволят значительно повысить эффективность теплового воздействия за счет сокращения тепловых потерь и более высоких параметров закачиваемого пара при более низком паронефтяном факторе.

Литература

1. Никитин М.Н., Петухов А.В. Гелеобразующий состав на основе силиката натрия для ограничения водопритока в сложнопостроенных трещинных коллекторах/ - Нефтегазовое дело. - 2011. -№5 - С. 143-154.

2. Петухов А.В., Петухов А.А., Никитин М.Н., Куклин А.И. Перспективы освоения залежей высоковязких нефтей и битумов Тимано-Печорской провинции с применением современных комплексных технологий: материалы межрегиональной научно-технической конференции (12-13 ноября 2009 г.)/ под ред. Н.Д. Цхадая. - Ухта: УГТУ, 2010. - С.133-138.

3. Петухов А.В., Шелепов И.В., Петухов А.А., Куклин А.И. Степенной закон и принцип самоподобия при изучении трещиноватых нефтегазоносных коллекторов и гидродинамическом моделировании процесса разработки./- Нефтегазовая геология. Теория и практика. - 2012. - Т.7. - №2.

4. Рузин Л.М. Комбинированные технологии разработки залежей высоковязких нефтей/ Проблемы разработки и эксплуатации месторождений природных нефтей и битумов: материалы межрегиональной научно-технической конференции (12-13 ноября 2009 г.)/ под ред. Н.Д. Цхадая. - Ухта: УГТУ, 2010. - С.7-18.

5. Petukhov, A.V., Kuklin, A.I., Petukhov, A.A.,Vasquez Cardenas, L.C., Roschin, P.V. Origins and Integrated Exploration of Sweet Spots in Carbonate and Shale Oil-Gas Bearing Reservoirs of the Timan-Pechora Basin. SPE-167712-MS/ Доклад на конференции и выставке SPE/EAGE «Европейские нетрадиционные ресурсы», Вена, Австрия, 25-27 февраля, 2014.

Размещено на Allbest.ru