3.1.Традиционная технология разработки нефтяных месторождений залежей Баженовской свиты
Известны нефтяные залежи в отложениях Баженовской свиты в виде отдельных замкнутых линз с аномально высоким пластовым давлением. Аномально высокое пластовое давление является верным признаком того, что нефтяная залежь замкнута и не имеет связи с законтурной водоносной областью, с её большим упругим запасом жидкости.
Возможный порядок разбуривания и разработки нефтяной залежи (предложен В.Д. Лысенко):
1 . Сначала бурят вертикальную скважину предположительно в центре залежи.
2. По этой вертикальной скважине отбирают нефть, определяют коэффициент продуктивности по нефти, фиксируют накопленный отбор нефти и снижение пластового давления. По суммарному отбору жидкости и снижению пластового давления определяют упругий запас жидкости, определяют геологические запасы нефти и возможную площадь нефтяной залежи. По нефтяной площади определяют её вероятный средний радиус.
3 . После этого из вертикальной скважины бурят второй горизонтальный ствол. Проектная длина горизонтального ствола должна быть больше вероятного среднего радиуса залежи. Горизонтальный ствол бурят с постоянным контролем выбуриваемой породы. Такой контроль в пределах продуктивного пласта был при бурении вертикальной скважины. Горизонтальный ствол бурят до пересечения с границей нефтяной залежи. Если граница нефтяной залежи оказалась слишком близко, то придется бурить второй горизонтальный ствол в противоположную сторону и снова пересекать границу нефтяной залежи. Горизонтальный ствол надо будет обсаживать эксплуатационной колонной с цементированием заколонного пространства, а перфорировать надо начинать с дальнего конца ствола.
4. Вертикальную скважину, как добывающую, надо будет эксплуатировать при забойном давлении на уровне давления насыщения нефти газом. При этом надо будет определять минимальное забойное давление фонтанирования чистой нефтью, и если оно ниже давления насыщения, то искусственно с помощью штуцера повышать устьевое давление так, чтобы забойное давление было на уровне давления насыщения.
Две скважины - вертикальная и горизонтальная или два горизонтальных ствола у одной вертикальной скважины необходимы, чтобы осуществлять поддержание пластового давления путем заводнения; две скважины или два ствола у одной скважины должны быть максимально возможно удалены друг от друга (один из стволов будет нагнетательным, а другой добывающим), чтобы максимально уменьшить геометрическую неравномерность вытеснения нефти водой и тем самым увеличить коэффициент нефтеотдачи.
Переход с фонтанной эксплуатации на глубинно-насосную эксплуатацию надо будет осуществлять тогда, когда из-за возросшей обводненности отбираемой нефти забойное давление фонтанирования станет выше давления насыщения, и для его увеличения уже не надо будет применять штуцер. Ради увеличения добычи нефти пластовое давление можно сделать значительно выше гидростатического давления, например, на 50-100 ат.
Существенно усложняется конструкция вертикальной скважины с одним или двумя горизонтальными стволами или двух горизонтальных скважин, направленных в целях разведки границ нефтяной залежи в противоположные стороны. Если только будут позволять размеры нефтяной залежи и вблизи от нее будут газовые залежи с природным высоким давлением газа, то можно будет осуществлять газовое заводнение, что в 1,5-2 раза увеличит извлекаемые запасы нефти. Для осуществления газового заводнения необходим газ газовой залежи и одноступенчатые компрессоры повышенной прочности, способные увеличить давление газа в 3-5 раз.
Таким образом, для разработки замкнутых линзовидных нефтяных залежей в отложениях Баженовской свиты предложен новый вариант адаптивной системы разработки, обязательно совмещающий промышленную добычу нефти с разведкой и доразведкой геологического строения, продуктивности и геологических запасов нефти.
В процессе эксплуатации первой вертикальной скважины по накопленному отбору нефти и снижению пластового давления определяется упругий запас нефти, по упругому запасу нефти определяются геологические запасы нефти, а по геологическим запасам определяется нефтяная площадь. Геологические запасы нефти и нефтяная площадь могут оказаться маленькими, а могут оказаться относительно большими. Если маленькие, то на 2-3 скважины, а если большие, то на 10-20 и более скважин. Если маленькие, то нужны горизонтальные скважины для разведки границ и удаления места закачки от места отбора; если большие и многослойные (расчлененные), то возрастает ценность вертикальных скважин.
Для того чтобы увеличить нефтеотдачу, надо учитывать и использовать аномальность пластового давления, учитывать давление насыщения нефти газом и минимальное забойное давление фонтанирования чистой нефтью.
Вот некоторые параметры одной нефтяной залежи в отложениях Баженовской свиты: продуктивный пласт похож на трещиноватый сланец с пористостью 8 %, общая толщина 30-40 м, эффективная толщина 7-10 м, начальное пластовое давление 395 ат, гидростатическое давление при глубине залегания 2750 м равно 275 ат, аномальность 120 ат, давление насыщения нефти газом 150 ат, минимальное забойное давление фонтанирования скважины чистой нефтыо 70 ат, следовательно, возможно самопроизвольное снижение забойного давления скважин ниже давления насыщения и значительное снижение их коэффициента продуктивности по нефти, чего нельзя допускать; вязкость нефти в пластовых условиях 0,7 мПа*с, газосодержание нефти 170 м 3 /м 3 .
У другой нефтяной залежи в отложениях БС начальное пластовое давление 331 атм, а начальная нефтенасыщенность равна 0,9 вместо обычной 0,5 в других нефтяных пластах. При этом ни в коем случае нельзя допустить катастрофического снижения пластового давления, т.е. необходимо осуществить поддержание пластового давления; ни в коем случае нельзя допустить самопроизвольного снижения забойного давления добывающих скважин и катастрофического снижения их продуктивности по нефти.
3.2. Применение термогазового воздействия на нефтяные пласты для интенсификации добычи на месторождениях Западной Сибири
В последние годы в связи с истощением во многих регионах мира активных запасов нефти резко возрос интерес к нетрадиционным видам углеводородного сырья, в частности к горючим (нефтеносным) сланцам. Из-за возросших требований к защите окружающей среды от техногенных загрязнений получение жидких углеводородов из добываемых шахтным или открытым способом сланцев на современном этапе нерентабельно. Однако при реализации скважинного способа разработки залежей сланцев может оказаться рентабельной, так как отходы производства в виде шлака и токсичных «выхлопов» будут захоронены на достаточно больших глубинах, что снизит до минимума затраты на мероприятия по охране окружающей среды.
В России в рамках Федеральной целевой программы « Исследования и разработки по приоритетным направлениям развития научно-технологического комплекса России на 2007-2012 годы» под руководством ОАО «РИТЭК» реализуется проект « Создание и внедрение инновационного технологического комплекса для добычи трудноизвлекаемого и нетрадиционного углеводородного сырья (кероген, битуминозные пески, высоковязкие нефти)». Составная часть этого проекта – разработка технологии добычи углеводородного сырья из отложений Баженовской свиты в Западной Сибири. Слагающие ее породы являются ближайшим аналогом нефтяных сланцев. Помимо газов и жидкой нефти, в отложених Баженовской свиты объемное содержание углеводородов в виде керогена составляет 40%. Освоение углеводородных ресурсов этой свиты – одно из актуальных направлений обеспечения энергетической безопасности страны.
Использование традиционных методов добычи позволяет извлечь лишь несколько процентов от запасов нефти, содержащихся в поровом пространстве, доля которого в отложениях Баженовской свиты в несколько раз меньше пористости нефтенасыщенных коллекторов, разрабатываемых в настоящее время. Основные причины такого положения заключаются в следующем. Баженовская свита представляет собой очень сложный геологический объект, стратиграфически классифицируемый как Ю0, основой которого является органо-минеральный каркас из глинистых, кремнистых и карбонатных пород с высоким содержанием органического вещества - керогена. Углеводороды содержатся в трех агрегатных состояниях: газообразном; жидком (нефть); твердом (нерастворимое в органических растворителях органическое вещество - кероген, который невозможно извлечь за счет процессов дренирования).
До последнего времени усилия специалистов по разработке нефтяных месторождений были сосредоточены на создании технологии наиболее полного извлечения жидкой нефти. Однако даже такой широко распространенный метод интенсификации добычи нефти из низкопроницаемых коллекторов, как гидроразрыв пласта, оказался недостаточно эффективным при разработке залежей нефти Баженовской свиты, в частности, из-за высокого содержания в породе пластичных материалов (глин). Более перспективным для разработки низкопроницаемых коллекторов является использование термических методов. Термические напряжения достаточны для создания трещин, а образующиеся при термодеструкции газы обеспечивают необходимое для предотвращения смыкания трещин давление. Кроме того, в узкой зоне на фронте горения температура может повышаться до 1000 °С и более, что достаточно для обжига глинистых минералов, усадки их примерно на 10 % и потери ими при этом пластических свойств.
Открытая пористость увеличивается кратно и значительная часть нефти, содержащейся в закрытых порах, становится подвижной. Кроме того, происходят процессы превращения керогена, содержание которого в породе иногда достигает 40 %. Кероген является главной частью органического материала в отложениях Баженовской свиты и рассматривается как вещество, генерирующее на стадии катагенеза основное количество нефти и газа.
Отличительная особенность пластов Баженовской свиты - повышенная температура, достигающая 140 °С. Температура вышележащих пластов ачимовской пачки составляет 85-90 °С, нижележащего пласта Ю1 - редко превышает 100 °С. По мнению большинства исследователей, отложения БС - нефтематеринские породы. В результате взаимного влияния органической и минеральной составляющих породы при повышенных температурах, а также условий залегания происходит преобразование керогена в жидкую нефть и газ. Однако такие условия (тонкое смешение пород и наличие значительного количества глинистых веществ) затрудняют эффективную фильтрацию нефти и газа в песчаные коллекторы с развитой открытой пористостью.
Баженовская свита сверху повсеместно экранирована мощной пачкой подачимовских глин, снизу - преимущественно глинистыми породами георгиевской и абалакской свит. В результате возникают зоны аномально высокого пластового давления (АВПД), превышающего гидростатическое в 1,5-2 раза. На всей площади развития отложений Баженовской свиты при ее вскрытии бурением не обнаружено подвижной пластовой воды. Нефти, полученные при испытании скважин отложений Баженовской свиты, легкие, малосернистые и низкопарафинистые. На отдельных участках, где отложения свиты залегают непосредственно на проницаемых породах пласта Ю1 васюганской свиты или отделяются от него слоем часто трещиноватых карбонатно - глинистых пород толщиной несколько метров, образуются литологические окна, служащие путями миграции нефти из Баженовских отложений в нижележащие проницаемые породы.
Поскольку количество керогена, катагенетически готового для преобразования в нефть, чрезвычайно велико, первоочередной технологической задачей является обеспечение условий для ускоренного его преобразования в жидкие и газообразные продукты и создания каналов фильтрации для продвижения как нативной (содержащейся в исходном поровом пространстве) нефти, так и полученной в результате ускоренного преобразования керогена «синтетической» нефти к забоям добывающих скважин.
По данным многочисленных литературных источников искусственное преобразование керогена в «синтетическую» нефть в лабораторных условиях заметно отличается от процессов, проходящих в земной коре. Деструкция керогеновой матрицы и образование углеводородов в условиях лаборатории требуют значительно более высоких температур, поэтому при искусственном пиролизе керогена приходится его нагревать до температуры 400 °С и выше, в то время как процессы нефтеобразования в земной коре происходят при температуре 130-150 °С, но длятся, вероятно, многие миллионы лет.
Это обусловливает некоторое отличие состава продуктов пиролиза керогена от состава углеводородов нефти. В продуктах пиролиза присутствуют олефины, которые практически никогда не наблюдаются в нефтях. В пластовых условиях при сравнительно невысоких температурах (менее 130 °С) преобразование керогена протекает постепенно, при этом успевают происходить процессы перераспределения водорода, характерные для превращений органических соединений, адсорбированных на алюмосиликатах (глинах). В результате образуются насыщенные и ароматические углеводороды, т.е. углеводородные смеси, по составу более близкие к нефтяным.
Отсутствие притоков и нефтепроявлений из БС на значительной площади ее развития, а также низкая нефтеотдача пласта на высокопродуктивных участках обусловлены слабым развитием или практически полным отсутствием трещиноватых интервалов в теле Баженовской свиты на значительных зонах ее развития. Образование широкой сети трещин при воздействии на гидрофобизированные породы свиты не смачивающим породу флюидом под высоким давлением или под влиянием теплового поля либо совместно того и другого позволяет с высокой вероятностью предполагать, что большая часть нефти может быть извлечена из Баженовской свиты при таких воздействиях.
Согласно литературным данным нефтевмещающие породы БС сложены четырьмя основными компонентами: глинистыми минералами (массовое содержание 22-30 %); минералами кремнезема (35-40 %); органическим веществом (10-12 %) и карбонатными минералами (8-52 %), которые образуют большое число литотипов. При этом глинистые минералы могут служить катализаторами газообразующих процессов, в частности, получения синтез газа: С+Н 2 О→СО+Н 2 , - являющегося ценным сырьем для органического синтеза.
В пустотном пространстве высококарбонизированных прослоев органическое вещество находится главным образом в виде жидкой нефти, а содержание керогена не превышает единиц процентов. Из-за сравнительно высокой проницаемости этих пород по ним и происходит фильтрация нефти.
Малопроницаемая матрица, хотя и содержит основные запасы органического вещества, вследствие очень высокого фильтрационного сопротивления в процессе разработки практически не участвует. Промысловые данные, полученные при разработке месторождений БС, показали, что такие важные для разработки параметры как пустотность, начальный дебит и накопленная добыча хорошо коррелируются с пластовой температурой. Чем выше последняя, тем больше пустотность, выше начальный дебит и, как следствие, накопленная добыча. Исходя из результатов этих исследований, была разработана концепция, обосновывающая использование технологии теплового воздействия, в частности термогазового метода, как наиболее перспективного направления повышения эффективности разработки Баженовской свиты. Из изложенного следует, что основой создания эффективной технологии разработки БС должен стать метод, включающий:
а) преобразование керогена в жидкие или газообразные углеводороды;
б) создание в матрице системы фильтрационных каналов, обеспечивающих поступление из нее флюида в прослои-коллекторы.
Проведенные лабораторные исследования показали, что методы влажного внутрипластового горения: совместной или раздельной закачки в пласты Баженовской свиты воды и воздуха (термогазовый метод) - наиболее технологически и экономически эффективны. При их лабораторном моделировании установлено, что коэффициент извлечения нефти (КИН) может достигать 85-95 %. При этом в результате термической деструкции сапропелевого органического вещества дополнительно образуются жидкие углеводороды и большой объем углеводородного газа.
Целесообразность опробования методов воздействия на отложения БС предопределяется ее широким распространением на территории Западной Сибири, высокой нефтенасыщенностью порового пространства пород, большими геологическими запасами нефти и приуроченностью отложений к обустроенным территориям. Выбор параметров реализуемой технологии предопределен конкретными геолого-физическими и коллекторскими характеристиками. В связи с этим актуально создание методики изучения значимых для реализации технологии свойств образцов породы БС и ее нефтегенерационного потенциал.
3.3.Механизм процесса термогазового воздействия
3.3.1. Схема термогазового метода разработки
В настоящее время в мировой практике применяются два способа теплового воздействия на продуктивные породы:
Метод закачки в пласт теплоносителя;
Метод внутрипластового горения.
При выборе метода теплового воздействия на породы Баженовской свиты надо учитывать следующие обстоятельства:
Месторождения БС залегают на большой глубине – 2500-3000 м;
С точки зрения экономической целесообразности расстояние между скважинами не может быть меньше 500-700 м;
Ввод в эффективную разработку микротрещиноватых пород и извлечение из них легкой нефти требует повышения пластовой температуры до 250ºС-300 ºС;
Извлечение углеводородов из керогена диктует необходимость повышения температуры в зонах их сосредоточения до 400ºС-450ºС.
Приведенные выше критерии делают проблематичным использование закачки теплоносителя для воздействия на породы БС – закачка теплоносителя на глубину 2500-3000 м с упомянутыми выше уровнями температуры с поверхности практически нереальна. Тем не менее, имеется принципиальная возможность закачки в пласт теплоносителя с помощью забойного парогенератора, работа над созданием которого ведется в настоящее время. Однако даже в случае успешного завершения работ, забойный парогенератор не сможет обеспечить прогрев залежи теплоносителем на большие расстояния, сопоставимые с расстоянием между скважинами. Тем более, если необходимо обеспечить высокий уровень температуры прогрева.
На основе мирового и отечественного опыта, в качестве базового теплового воздействия на пласт выбран метод выработки тепловой энергии непосредственно в пласте за счет внутрипластовых окислительных процессов. Наиболее широкодоступным окислителем является воздух, закачка которого в пласты с повышенными пластовыми температурами, характерными для всех месторождений Баженовской свиты, обеспечивает формирование самопроизвольных внутрипластовых окислительных процессов. Эти внутрипластовые окислительные процессы могут обеспечить не только выделение необходимой тепловой энергии, но и необходимый уровень температуры нагрева пород Баженовской свиты.
Важно подчеркнуть существенную отличительную особенность внутрипластовых окислительных процессов в породах Баженовской свиты. В качестве топлива при реализации этих процессов будет преимущественно использоваться кероген, который содержится во всех литотипах пород Баженовской свиты. Преимущественное использование керогена в качестве топлива во внутрипластовых окислительных процессах объясняется его меньшей подвижностью по сравнению с легкой нефтью. Поэтому содержание керогена в прогретой зоне будет, как правило, больше, чем содержание легкой нефти, так как она из этой зоны эффективно вытесняется смешивающимися агентами, формируемыми в результате внутрипластовых окислительных процессов. А эти процессы в основном и будут происходить в прогретых зонах. Очевидно, что использование в качестве топлива керогена существенно сократит затраты легких нефтей на процессы окисления и горения.
Традиционный метод закачки воздуха в пласт и создания в нем движущегося фронта внутрипластового горения известен с начала XX столетия. Долгое время этот метод рассматривался как один из разновидностей термических методов добычи высоковязких нефтей.
Принципиально отличающийся подход к технологии закачки воздуха путем использования энергетического потенциала пласта для внутрипластовой трансформации закачиваемого воздуха в эффективный вытесняющий агент впервые был предложен в 1971 г. в нашей стране.
Метод термогазового воздействия на месторождениях легкой нефти создан на стыке тепловых и газовых методов увеличения нефтеотдачи и интенсификации нефтедобычи. Этот метод, несмотря на то, что он базируется на физико-химических процессах, сходных с теми, что лежат в основе термических и газовых методов, в том числе и метода внутрипластового горения, создан на принципиально новых физических основах, отличающихся от реализуемых в известных методах.
Новый метод основан на закачке в пласт широко доступных, а, следовательно, и дешевых рабочих агентов – воздуха и воды, и впервые в мировой практике использует важную энергетическую особенность значительной части месторождений (особенно Западной Сибири), которые характеризуются не только высоким пластовым давлением, но и повышенными пластовыми температурами свыше 65ºС. Такие температуры при закачке воздуха в результате высокой скорости процесса расходования кислорода воздуха на окисление нефти гарантируют безопасное ведение процесса и обеспечивают внутрипластовую генерацию высокоэффективного вытесняющего газового агента, содержащего в основном азот, диоксид углерода, легкие фракции нефти. Такой состав вытесняющего агента обеспечивает смешивающееся вытеснение легкой нефти, а значит и потенциал кардинального прироста нефтеотдачи, особенно при разработке месторождений с трудноизвлекаемыми запасами.
Таким образом, термогазовый метод основан на использовании особенностей внутрипластового горения.
Методы внутрипластового горения характеризуются следующими модификациями:
Сухое горение;
Влажное горение;
Сверхвлажное горение.
В результате взаимодействия кислорода с нефтью выделяется тепло, количество которого пропорционально количеству поглощенного кислорода, что приводит к повышению пластовой температуры вплоть до инициирования фронта горения. Генерируемое тепло конвективно переносится в область впереди фронта горения газами и водой, образовавшейся в результате окислительных реакций и первоначально содержащейся в пласте. В результате снижается вязкость вытесняемой нефти и интенсифицируется ее продвижение к добывающим скважинам. Конденсирующаяся влага образует зону повышенной водонасыщенности (вал горячей воды). Образующийся диоксид углерода растворяется в воде и нефти, изменяя их подвижность. Тяжелые фракции нефти подвергаются пиролизу и крекингу, что увеличивает выход углеводородов из пласта.
Механизм вытеснения нефти при внутрипластовом горении можно описать следующим образом. По мере перемещения фронта горения в пласте формируется несколько характерных отчетливо выделяющихся температурных зон (рис. 3.1.).
Зона 1 . В этой области пласта уже произошло горение, и она совершенно освобождена от нефти. Нагнетаемый воздух нагревается при контакте с коллектором, что позволяет утилизировать часть тепловой энергии, выделяемой при горении. Следовательно, зона представляет собой некий теплообменник, причем температура в ней снижается в направлении от фронта горения к нагнетательной скважине.
Зона 2. Зона горения. Кислород потребляется при сжигании углеводородов и кокса, осажденного на поверхности коллектора. Температура в этой зоне определяется в основном свойствами и количеством твердых и газообразных веществ, присутствующих в единице объема зоны, и находится в пределах от 400 о С до 600 о С.
Зона 3. Зона коксования. Тяжелые фракции, которые не были смещены и переведены в газообразное состояние, подвергаются пиролизу. Если на фронте горения кислород использовался не полностью, протекает окислительный пиролиз.
Рис. 3.1. Профили температуры (а) и насыщенности (б) при перемещении фронта горения в пористой среде
Зона 4. Зона конденсации. При достаточном падении температуры заканчиваются химические превращения. Через эту зону фильтруются газообразная и жидкая фазы. Здесь наблюдаются следующие процессы:
В области, примыкающей к зоне реакций, протекают последовательно испарение и повторная конденсация легких фракций нефти и воды, изначально присутствовавшей в пласте; происходит также конденсация воды, являющейся продуктом химических реакций. В пределах этой области наблюдается понижение температуры до 93 о С-204 о С. Явления испарения-конденсации способствуют ускорению процесса переноса теплоты к дальней границе зоны 4.
В области, где температурный уровень ниже температуры конденсации воды, возникает зона, характеризуемая значением водонасыщенности, превышающим начальное значение водонасыщенности пласта (водяной вал); оторочка горячей воды проталкивает перед собой вал нефти (зону, характеризуемую повышенной, относительно начального уровня, нефтенасыщенностью). Далее впереди зоны горячей воды и легких углеводородов температура в пласте характеризуется ее начальным уровнем. Эта часть пласта не охвачена тепловым воздействием. В каждой из рассмотренных зон именно уровень температуры определяет механизм вытеснения нефти.
В зоне пара преобладает механизм вытеснения паром.
В зоне горячей воды и легких углеводородов происходит вытеснение нефти в основном горячей водой и в некоторой степени легкими углеводородными компонентами.
В зоне, не охваченной тепловым воздействием, происходит вытеснение нефти водой и газами (в основном азотом и двуокисью углерода) при пластовой температуре.
Таким образом, при перемещении в пласте фронта горения одновременно участвуют и сосуществуют почти все известные в настоящее время механизмы извлечения нефти, а именно механизм вытеснения нефти паром, водой при различных температурах, смешивающееся (частичное или полное) вытеснение нефти газом.
В качестве основного способа реализации термогазового воздействия на БС предлагается последовательная закачка в пласт воздуха и воды. При правильной организации этой модификации термогазового воздействия можно, во-первых, полностью исключить появление кислорода в добывающих скважинах, во-вторых, гарантировать наиболее эффективное использование тепловой энергии окисления кислорода воздуха в пласте.
Нагнетание водовоздушной смеси позволяет реализовать не только внутрипластовые окислительные процессы и обеспечить на этой основе смешивающееся вытеснение легкой нефти и тепловое воздействие, но одновременно и гидровоздействие. Как было отмечено выше, такое воздействие позволяет увеличить зону дренирования за счет создания дополнительных новых трещин и частичного раскрытия существующих микротрещин. Очевидно, что одновременное тепловое и гидровоздействие должно привести к синергетическому результату по расширению зоны дренирования и существенному увеличению ее фильтрационных характеристик.
3.3.2. Параметры технологии термогазового воздействия
Выбор участка основан на том, что в зоне скв. 219 сформирован элемент эксплуатационной сетки скважин экспериментального участка Средне-Назымского месторождения, позволяющий осуществить реализацию термогазового метода и контроль за его результатами. Схема участка представлена на рис. 3.2. .
Расстояния на этой схеме от скв. 219 следующие: до скв. № 3000 – 800 м, до скв. № 3001 - 775 м, до скв. № 3002 - 850 м, до скв. № 401 - 725 м. Скв. № 401 имеет горизонтальный участок в продуктивном пласте 500 м.
Рис. 3.2. Расположение скважин экспериментального участка Средне-Назымского месторождения
Для опытного участка Средне-Назымского месторождения, район скв. № 219, рекомендуются следующие технологические параметры закачиваемой водовоздушной смеси:
Водовоздушное отношение – от 0,0001 до 0,01.
Объем закачки газа в скв. № 219 – 24000 нм 3 /сут.
Объем закачки воды в скв. № 219 – 24-240 м 3 /сут.
Суммарный отбор жидкости из 4-х добывающих скважин (№№ 401, 3000, 3001, 3002) – 150-400 м 3 /сут.
Давление закачки газа на устье скв. № 219 – 10-35 МПа.
Давление закачки воды на устье скв. № 219 – 15-40 МПа.
Термогазовое воздействие на опытном участке целесообразно реализовать путем чередующейся закачкой воды и воздуха. При этом среднее водовоздушное отношение может находиться в пределах от 0,001 нм3/м3 до 0,01 нм3/м3. В целях интеграции термического и гидродинамического воздействия и придания ему циклического характера целесообразно водовоздушному отношению придать циклический характер. В этом случае будет реализовываться циклическое гидротермовоздействие с очевидным усилением синергетического эффекта.
Для обеспечения безопасности перед закачкой воздуха или водовоздушной смеси предусматривается закачка воды в объеме от 500 м3 до 2500 м3 при давлении на устье 15-40 МПа.
Что касается средней величины водовоздушного отношения, вокруг которой должна циклически изменяться величина водовоздушного отношения, то она определяется из условия перевода всей поступающей в зону генерации тепла воды в теплоноситель с температурой этой зоны.
3.3.3. Конструкция скважины для проведения термогазового метода
Скважинное оборудование выбирается исходя из требований технического задания по закачке атмосферного воздуха с расходом 24 000 нм3/сутки при давлении 35 МПа и воды в соотношении от 0,001 до 0,01, что будет составлять 24-240 м3/час. Температурный режим работы скважинного оборудования не превышает 180-2000С.
Исходя из этих условий, по насосно-компрессорным трубам будет подаваться газо-жидкостная смесь. Температура подаваемой смеси на устье скважины находиться в диапазоне 30-60 оС. Такие условия не требуют разработки специального наземного оборудования. Требованиям по работе с газовыми средами при давлении 35 МПа отвечают НКТ-89Е с толщиной стенки 6,5 мм и газовой резьбой НКМ согласно ГОСТ–633-80. Группа прочности «Е» определяется из длины подвески, которая составляет 2660 м. Для предотвращения воздействия избыточного давления на обсадную колонну низ НКТ необходимо оборудовать пакером типа ПРО-ЯДЖ-О-142Т. Данный пакер обеспечивает возможность работы в газо-жидкостных средах при температуре до 2000С и выдерживает перепады давления в 35 МПа. Принципиальная схема скважины представлена на рис. 3.3.
3.4.Оценка влияния водовоздушного отношения на эффективность разработки Баженовской свиты термогазовым методом
Эффективный способ разработки месторождений Баженовской свиты к настоящему времени еще не создан. Предшествующие 30 лет нефтяные компании осуществляли практически опытную эксплуатацию отдельных скважин и участков с использованием естественного режима разработки. При этом достигнутая средняя нефтеотдача составляет 3 %, что при всех огромных запасах Баженовской свиты является экономически нерентабельным.
Нетривиальный характер фильтрационно-емкостных свойств пород Баженовской свиты и содержание в них керогенонефтяных углеводородных ресурсов обусловливают неэффективность применения традиционных способов для ее разработки.
Рис. 3.3. Принципиальная схема скважины для термогазового воздействия
В настоящее время по результатам промысловых работ и экспериментальных исследований кернов, отобранных из пород Баженовской свиты, установлены возрастающая с повышением температуры пласта степень улучшения фильтрационно-емкостных свойств пород Баженовской свиты, рост размеров области дренирования, степень использования запасов легкой нефти как в макротрещиноватых, так и в микротрещиноватых породах, а также степень извлечения углеводородов из керогена.
Учитывая эти особенности пород Баженовской свиты и принимая во внимание то, что глубины залегания пластов превышают 2000 м, а пластовые температуры выше 65 °С, в качестве базового теплового воздействия на пласт выбран метод выработки тепловой энергии непосрсдсгвенно в пласте за счет внутрипластовых окислительных процессов - термогазовый метод. Основанный на закачке в пласт водовоздушной смеси этот метод обеспечивает не только образование в дренируемых частях пласта оторочки высокоэффективного вытесняющего агента (смесь азота, углерода и широкой фракции легких углеводородов), но и необходимый уровень температуры нагрева пород баженовской свиты.
При правильной организации термогазового метода можно, во-первых, полностью исключить появление кислорода воздуха в добывающих скважинах и, во-вторых, гарантировать наиболее эффективное использование тепловой энергии окисления кислорода воздуха в пласте.
Основные преимущества закачки водовоздушной смеси для условий Баженовской свиты определяются следующими особенностями влажного и сверхвлажного внутрипластового горения:
Закачка водовоздушной смеси позволяет реализовать интеграцию теплового и гидровоздействия, что обеспечивает максимально возможную степень повышения фильтрационной характеристики пород;
Закачка водовоздушной смеси позволяет существенно снизить давление закачиваемого воздуха, а следовательно, снизить затраты на его компримирование;
Закачка водовоздушной смеси обеспечивает создание оторочки пара, скорость перемещения которой может регулироваться величиной водовоздушного отношения;
Уровень температуры тепловой оторочки вполне достаточен для эффективного воздействия на матрицу Баженовской свиты и извлечения содержащейся в ней легкой нефти;
Регулирование водовоздушного отношения позволяет обеспечить управление локальной температурой, необходимой для эффективного извлечения углеводородов из коллектора.
Для определения оптимальных параметров реализации термогазового воздействия на пласт, необходимо оценить величину водовоздушного отношения. Следует отметить, что определение водовоздушного отношения также представляет особое значение для выбора оборудования (компрессоры, бустерные установки), которое планируется использовать для закачки водовоздушной смеси в пласт.
Научно-технический центр «Газпром нефти» в составе консорциума ведущих российских институтов (Инжиниринговый центр Московского физико-технического института (МФТИ), Геологический факультет МГУ, РГУ нефти и газа им. Губкина, Сколковский институт науки и технологий (Сколтех) завершил адаптацию уникальной технологии анализа керна (образца породы) к пластам баженовской свиты, сообщает пресс-службе «Газпром нефти».
Это позволило выявить новые свойства материнских пород нетрадиционных запасов и повысить точность прогнозирования нефтеносности. Исследования проведены в рамках федеральной программы комплексного исследования баженовской свиты.
Новая технология измерения тепловых свойств породы существенно расширила комплекс исследований физических и фильтрационных свойств керна. Ее применение показало, что теплофизические свойства бажена коррелируют с содержанием органического вещества, а следовательно, имея данные тепловых измерений, можно точнее прогнозировать распределение углеводородов в пласте баженовской свиты.
Во время исследований изучались образцы породы, которые были собраны на месторождениях «Газпром нефти», где изучались залежи баженовской свиты. Благодаря проведенным испытаниям новой технологии в «Газпром нефти» создана уникальная по объему и точности библиотека теплофизических свойств баженовской свиты, не имеющая аналогов в мире. Сейчас специалисты Научно-технического центра компании в сотрудничестве с коллегами по консорциуму проводят анализ собранных данных для более эффективного прогнозирования запасов бажена.
В составе консорциума Научно-технический центр «Газпром нефти» участвует в федеральной программе по исследованию баженовской свиты. Помимо работы с керном, партнеры проводят испытания новых технологий ГРП, исследуют альтернативные методы повышения нефтеотдачи, создают геологические, гидродинамические и геомеханические компьютерные трехмерные модели залежей, а также готовят методические рекомендации по технологиям оценки запасов и их разработки.
« » реализует два пилотных проекта по изучению баженовской свиты в ХМАО: на Пальяновской площади Красноленинского месторождения и Южно-Приобском месторождении. На участках пробурено 11 наклонно-направленных и пологих скважин для оценки потенциала нетрадиционных запасов, проведены гидроразрывы пласта, получены притоки нефти. Выполненные работы позволили подтвердить перспективы промышленного освоения баженовской свиты, оценить потенциал единичной трещины ГРП и перейти к оценке эффективности базовой технологии разработки - бурению горизонтальных скважин с многостадийным ГРП. На Пальяновском проекте успешно пробурены 2 скважины с длиной горизонтального ствола 1000 м, отработаны технологии бурения и заканчивания. В целях совершенствования технологии применено заканчивание с цементированием хвостовика, испытываются различные дизайны проведения ГРП.
В конце 2015 года « » начала первый проект по изучению баженовской свиты в ЯНАО. На Вынгаяхинском месторождении проведены операции гидроразрыва пласта (ГРП) в баженовских отложениях на новой оценочной и двух наклонно-направленных скважинах, во всех скважинах получены притоки нефти из баженовской свиты. Оценочная скважина пробурена с отбором и исследованием керна, записью расширенного комплекса геофизической информации для детального изучения разреза и подготовки геологической модели. Полученные результаты являются основой для дальнейших работ по оценке эффективности и дальнейшему совершенствованию базовой технологии разработки - бурению горизонтальных скважин с многостадийным ГРП.
В мезозойском разрезе Западной Сибири резервуары нефти и газа приурочены к терригенным, алевролито-песчаным образованиям.
В фациальном отношении это либо базальные слои трансгрессий различного масштаба (главным образом мезоциклов продолжительностью 8-10 млн. лет), либо финально-регрессивные отложения. Самыми емкими коллекторами являются образования второго типа.
С ними связаны наиболее крупные залежи (Говоря о резервуарах и залежах, мы имели в виду уточненные понятия .) неокомских толщ, находящиеся в промышленной разработке.
Верхнеюрские битуминозные аргиллиты баженовской свиты составляют исключение. Впервые в мировой практике нефтегазопоисковых работ коллекторами оказались глины и аргиллиты, давно признанные одним из основных региональных экранов (и водоупоров) Западной Сибири.
Мощность баженовских аргиллитов сравнительно невелика и изменяется от 5-10 до 20-40 м.
Из этих пород на многих площадях, общее число которых приближается к 30, получены притоки, в том числе промышленные (с максимальными дебитами более 370 м 3 /сут), легкой высококачественной нефти. Немаловажно, что ряд этих площадей расположен вблизи трасс действующих нефтепроводов, а некоторые - рядом с нефтяными промыслами. Все это вместе взятое (близость к нефтепроводам, значительные дебиты, высокое качество нефти) в последние годы вызвало повышенный интерес геологов к баженовскому резервуару-феномену, появился ряд публикаций (В.В. Вебер, Е.А. Гайдебурова, Ф.Г. Гурари, В.М. Добрынин, О.Г. Зарипов, Ю.Н. Карогодин, Л.П. Климушина, Л.А. Коцеруба, А.Г. Малых, В.Г. Мартынов, В.С. Мелик-Пашаев, И.И. Нестеров, Р.Г. Новиков, Г.Э. Прозорович, Ф.К. Салманов, А.П. Соколовский, Г.М. Таруц, А.В. Тян, Т.Т. Клубова, П.Н.Ушатинский, Э.М. Халимов и многие другие), так или иначе касающихся проблемы нефтегазоносности баженовской свиты. В мировой практике нет опыта поиска залежей подобного типа и, тем более, метода подсчета запасов нефти, не известны признаки, позволяющие оконтурить залежи. Это в значительной мере связано с неясностью природы и механизма образования коллекторов и резервуара баженовской свиты .
Все исследователи, изучающие породы баженовской свиты, считают, что коллекторские свойства данного резервуара обусловлены их трещиноватостью.
Макроскопические исследования керна скважин основных районов распространения битуминозных пород (Березовский, Шаимский, Красноленинский, Сургутский, Нижневартовский, Варьеганский, Александровский, Васюганский, Мыльджинский и др.) и анализ опубликованных результатов изучения различных свойств пород баженовской свиты позволяют авторам настоящей статьи высказать существенно иную точку зрения на природу (тип) данных коллекторов и возможный механизм их образования.
Не отрицая определенной роли трещин в формировании коллекторов баженовского резервуара, главное значение в образовании первичного порового пространства, по нашему мнению, принадлежит не им. Они создали вторичное, дополнительное (хотя и важное в ряде случаев) поровое пространство. Во многих образцах, исследованных макро- и микроскопически, вертикальных трещин вообще не наблюдалось. Так, Э.М. Халимов и В.С. Мелик-Пашаев не без некоторого удивления отмечают, что "в более чем 1/3 изученных образцов трещиноватость вообще отсутствует" . Из большого числа изученных шлифов отложений баженовской свиты в Салымском районе 45 % не имеют трещин, а в шлифах с трещинами вертикальные трещины не превышают 11 % (там же).
Мы вертикальные трещины в данных образованиях при макроскопических исследованиях наблюдали крайне редко.
Одной из характерных особенностей аргиллитов баженовской свиты во многих районах, как известно, является тонкая (и микро-) плитчатость, слойчатость и листоватость. Нефтенасыщенные образцы таких пород, не содержащих трещин, при вертикальном сдавливании из межплитчатого и особенно тонкослойчатого, листоватого пространства, как правило, выделяют нефть. Все это и ряд других факторов позволяют сделать вывод, что первичным и, видимо, главным является межплитчатое и межслойчато-листоватое пространство аргиллитов баженовского резервуара. Это совершенно новый тип коллектора.
Данное представление о типе коллектора требует и иного подхода к исследованию баженовских аргиллитов. Прежде всего, необходимо ответить на следующие вопросы.
Какова природа, механизм образования межслоевого пространства коллектора?
Почему в одних случаях коллектор образуется, а в других нет?
Только поняв природу коллектора, можно отыскать признаки его картирования, а следовательно, и прогнозирования залежей нефти и газа. Именно это открывает реальный путь к разработке методов оконтуривания залежей и подсчета прогнозных и промышленных запасов УВ в рассматриваемом уникальном резервуаре. Ответы на поставленные вопросы должны дать и объяснения необычным свойствам пород и залежей баженовской свиты. В настоящее время выявлены следующие особенности пород баженовской свиты:
аномальная обогащенность ОВ (до 10 % и более);
сравнительно небольшая мощность при площади распространения, превышающей 1 млн. км2;
тонкоплитчатая, слойчатая и листоватая структура;
аномально высокие значения кажущегося сопротивления, превышающего 500 Ом-м (нередко достигающие 1000 Ом-м);
высокие и аномально высокие значения естественной гамма-активности;
аномально пониженная плотность пород;
пониженная скорость прохождения упругих сейсмических волн через толщу баженовских аргиллитов;
аномально высокие пластовые давления в залежах;
приуроченность скважин с наиболее значительными дебитами нефти к зонам повышенных температур, достигающих 135°С;
низкие пористость и проницаемость коллекторов баженовской свиты;
наличие вертикальных и горизонтальных трещин.
Последнее свойство пород баженовской свиты, несмотря на кажущуюся очевидность, нуждается в серьезном подтверждении и детальном изучении. Особенно в отношении наличия вертикальных трещин. Представление о их широком развитии, обусловленном вертикальными блоковыми движениями вдоль разломов или палеосейсмичностью , находится, на наш взгляд, в противоречии с целым рядом других свойств этих пород.
Правильное представление на природу, тип коллектора, механизм его образования и скоплений в нем УВ должно, с одной стороны, опираться на эти особенности, учитывать последние, а с другой - объяснять их. Существующие точки зрения не дают таких объяснений, хотя и содержат немало рационального, поэтому необходимо продолжить поиск. В этой связи хотелось высказать точку зрения на механизм образования коллектора в баженовском резервуаре, которая не нашла сколько-нибудь существенного отражения и обоснования в довольно многочисленных уже публикациях. Некоторое исключение составляет лишь одна работа , на содержании которой остановимся ниже. Зоны коллекторов баженовской свиты - это участки существенного вторичного разуплотнения породно-слоевых ассоциаций, за счет которого создавалось межслоевое, точнее, межплитчатое, межслойчатое и межлистоватое пространство, заполнявшееся при благоприятных условиях УВ, генерировавшимися, вероятнее всего, этими же породными образованиями. К данному выводу нас приводят наблюдения над керном по многочисленным скважинам большинства нефтегазоносных районов. Так, даже только что поднятый керн пород баженовской свиты из скважин Салымской, Каменной, Комсомольской и других площадей явно был сильно разуплотнен из-за снятия пластового давления. Керн скважин Каменной, Лян-Торской и других площадей Красноленинского свода, полежав некоторое время в кернохранилище, значительно увеличился в объеме, превращаясь в "гармошку", он не умещался в керновых ящиках, изгибался дугами, синусоидами.
На каротажных диаграммах интервалы разреза баженовской свиты нередко характеризуются заметной отрицательной аномалией на кривой спонтанной поляризации (ПС), они принимались за песчано-алевролитовые прослои, и поэтому испытывались (скважины на Каменной, Танапчинской и других площадях). С представлением о том, что резервуары баженовской свиты - это зоны аномального разуплотнения, согласуются данные о пониженной плотности породных образований (пункт 6) и пониженные скорости упругих сейсмических волн (пункт 7).
С чем же, в свою очередь, может быть связано это разуплотнение на глубинах, нередко приближающихся к 3000 м? Разуплотнение явилось следствием неравномерности горизонтальных перемещений блоков фундамента, вызвавших неравномерность латеральных напряжений в породно-слоевых ассоциациях (ПА) осадочного чехла. Не исключены и некоторые горизонтальные перемещения в последних, приводившие в одних случаях к смятию ПА в складки, в других - к горизонтальным межслоевым и слойчатым перемещениям, скольжениям и к образованию горизонтальных трещин. Этим можно объяснить, почему "горизонтальные микротрещины развиты в породах изучаемого региона почти повсеместно" . В некоторых случаях могли образоваться одновременно и складки, и межслоевые перемещения.
Вне всякого сомнения, горизонтальные перемещения и вызванные ими мозаичные поля неравномерного напряжения наблюдались в истории развития Западно-Сибирского седиментационного бассейна. Уренгойский грабенообразный прогиб-желоб и "оперяющие" его прогибы явно имеют рифтовую (или, точнее, квазирифтовую) природу. В результате растяжения в этой зоне и горизонтальных перемещений в направлении западного и восточного жестских обрамлений образовались по обе стороны желоба цепочки крупных высокоамплитудных поднятий, к которым приурочены уникальные газовые залежи севера Западной Сибири (Уренгойское, Губкинское, Ямбургское, Тазовское, Заполярное и др.). Следует отметить, что роли горизонтальных перемещений в платформенных условиях и создаваемых ими тангенциальных напряжений, их влиянию на нефтегазоносность практически не уделяется никакого внимания.
В пользу высказанного представления о роли горизонтальных напряжений свидетельствуют данные эксперимента. С увеличением приращения горизонтального давления над вертикальным отмечено явное закономерное возрастание проницаемости . Авторы правильно, на наш взгляд, делают вывод из этого и других фактов о важной роли тангенциальных сил. Однако вряд ли можно согласиться с ними, что зоны коллекторов - это зоны "тектонических напряжений под действием тангенциальных сил" . Скорее, это зоны повышенных напряжений в прошлом, а в настоящем относительно ослабленные ("пузыри") в мозаично-неравномерном поле тангенциальных напряжений (зоны разгрузки).
Наиболее вероятно, что важнейшим фактором-предпосылкой образования таких разуплотненных, расслоенных зон был литолого-фациальный, как правильно обращают на это внимание многие ученые (Ф.Г. Гурари, И.И. Нестеров, О.Г. Зарипов, Г.М. Таруц, Е.А. Гайдебурова и др.). Но это лишь важная предпосылка, а не главная причина, которая в одних случаях и условиях могла, а в других - не могла быть реализована.
Справедливо отмечается рядом исследователей положительная роль повышенных температур в образовании плитчато-слойчатой, листоватой структуры, а также генерационного потенциала баженовских аргиллитов.
Если возникновение зон расслоения толщ баженовской свиты связано с зонами неравномерных тангенциальных напряжений, то геолого-геофизические исследования должны быть направлены на разработку признаков диагностики их выявления и оконтуривания. В пределах этих зон, видимо, были участки с более или менее благоприятными литолого-фациальными условиями. Горизонтальные напряжения на одних участках приводили к расслоению пород, на других - нет. Следовательно, необходимы детальные (тонкие) комплексные литолого-фациальные исследования, в результате которых должна быть составлена схема районирования по данному признаку.
Особенность толщи баженовских аргиллитов в том, что она сформирована (в основном) в финально-трансгрессивную фазу трансгрессивно-регрессивного мезоцикла , венчающую и финально-трансгрессивную фазу седиментационного цикла рангом выше - юрско-неокомского макроцикла. Это как бы "резонансная" толща, т. е. сформировавшаяся в фазу наложения двух трансгрессий разных рангов. Это был период максимальной пенепленизации обрамления Западно-Сибирского бассейна за всю его юрско-неокомскую историю. На этот этап приходится и минимум активности структуроформирующих движений внутри бассейна . Максимум пенепленизации обрамления и минимум тектонической активности (покоя) внутри бассейна, наряду с огромной его площадью, обусловили некомпенсированные условия осадконакопления на значительной территории внутренних, центральных областей, куда почти не доносился терригенный материал. Для сравнения можно отметить, что в соседнем Енисей-Хатангском бассейне мощность волжско-берриасовых образований составляет несколько сот метров, а юрских превышает 2000 м (Балахнинская площадь).
В условиях, видимо, относительно неглубоководного бассейна, в тех зонах, куда не доносился терригенный материал, формировались тонкодисперсные органогенные образования, способные после стадии уплотнения и литификации, при определенных тектонических напряжениях, к расслоению и превращению в ряде зон и районов из экрана в коллектор.
Очевидно, в комплекс изучения баженовской свиты должны быть включены исследования экспериментальной тектоники и моделирования процессов расслоения и трещинообразования в породах данного конкретного типа.
Высказанная выше точка зрения на природу и тип коллектора, механизм его формирования позволяет, как нам кажется, дать более полное объяснение перечисленным выше особенностям пород баженовской свиты и их нефтеносности, детальному анализу которых будут посвящены специальные работы авторов.
Осознавая важность поиска залежей нефти в баженовском резервуаре, многие ученые и целые коллективы (ЗапСибНИГНИ, СНИИГГиМС, ИГиРГИ, ИГиГ СО АН СССР и др.) занимаются исследованием аргиллитов баженовской свиты. С целью ускорения решения важной в научном и практическом отношении проблемы оценки перспектив нефтегазоносности пород баженовской свиты необходимо скоординировать все исследования в рамках программы "Сибирь" (подпрограмма "Нефть и газ Западной Сибири") и на данном этапе "поиска" не отбрасывать никакие из идей и представлений о природе и механизме образования коллекторов и резервуаров баженовской свиты, какими бы "сумасшедшими" они не казались на первый взгляд.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
Гурари Ф.Г. Об условиях накопления и нефтеносности баженовской свиты Западной Сибири. - Труды СНИИГГиМС, 1979, вып. 271, с. 153-160.
Добрынин В.М., Мартынов В.Г. Коллекторы нефти в нефтематеринских глинистых толщах. - Геология нефти и газа, 1979, № 7 , с. 36-43.
Зарипов О.Г., Нестеров И.И. Закономерности размещения коллекторов в глинистых отложениях баженовской свиты и ее возрастных аналогов в Западной Сибири. - Сов. геология, 1977, № 3, с. 19-25.
Карогодин Ю.Н. Ритмичность осадконакопления и нефтегазоносность. М., Недра, 1974.
Клубова Т.Т., Климушина Л.П. Коллекторы баженовской свиты Западной Сибири. Условия образования и нефтегазоносность.- В кн.: Геология, стратиграфия и полезные ископаемые Сибири. Томск, 1979, с. 164-187.
Микуленко К.И. Перспективы нефтегазоносности отложений баженовской свиты центральных и южных районов Западно-Сибирской плиты.- Труды СНИИГГиМС, вып. 194. М., 1974, с. 37-41.
Новиков Р.Г., Салманов Ф.К., Тян А.В. Перспективы открытия крупных залежей нефти в трещиноватых аргиллитах баженовской свиты. - Нефть и газ Тюмени, 1970, вып. 7, с. 1-3.
Прозорович Г.Э., Соколовский А.П., Малых А.Г. Новые данные о трещиноватых коллекторах баженовской свиты. - Нефть и газ Тюмени, 1973, вып. 18, с. 7-9.
Салымский нефтеносный район. - Труды ЗапСибНИГНИ, вып. 41. Тюмень, 1970, с. 1-314.
Таруц Г.М., Гайдебурова Е.А. Строение нефтегазоносных отложений баженовской свиты Западно-Сибирской плиты в связи с особенностями тектоники верхнеюрского бассейна осадконакопления (на примере Салымского района). - В кн.: Цикличность осадконакопления нефтегазоносных бассейнов и закономерности размещения залежей. Новосибирск, 1978, с 80- 97.
Трофимук А.А., Карогодин Ю.Н., Мовшович Э.Б. Проблемы совершенствования понятийной базы геологии нефти и газа. Уточнение понятия "залежь". - Геол. и геофиз., 1980, № 5, с. 3-9.
Халимов Э.М., Мелик-Пашаев В.С. О поисках промышленных скоплений нефти в баженовской свите. - Геология нефти и газа, 1980, № 6 , с. 1-9.
Баженовская свита является одним из самых крупных нетрадиционных резервуаров нефти в России, обладающим огромными ресурсами. Отложения баженовской свиты характеризуются высокой степенью неоднородности литологического состава, что обуславливает сложную структуру порового пространства. Точная оценка нетрадиционных ресурсов требует достоверного определения пористости пород, которое невозможно осуществить, используя стандартные методы анализа керна. Поэтому разработка методики определения открытой пористости ультранизкопроницаемых пород баженовской свиты является актуальной научной и практической задачей. В работе представлены результаты определения открытой пористости ультранизкопроницаемых пород баженовской свиты двумя методами, адаптированными для дезинтегрированного керна: газоволюметрическим методом и модифицированным методом жидкостенасыщения. Показана правомерность использования предложенных методов для определения открытой пористости на песчаниках путем сравнения результатов на цилиндрических образцах и дезинтегрированном керне. Найдена достоверная корреляционная связь между значениями объемных и минералогических плотностей, определенных двумя предложенными методами. Выявлено влияние размера частиц, массы навески и типа насыщающего флюида на значения открытой пористости. По результатам исследования разработана методика определения открытой пористости ультранизкопроницаемых пород баженовской свиты на дезинтегрированном керне и дана оценка метрологической характеристики методики. Разработанная методика может быть использована для исследования ультранизкопроницаемых пород, приуроченных к другим нетрадиционным резервуарам нефти типа доманиковых отложений и т.д.
открытая пористость
дезинтегрированный керн
ультранизкопроницаемая порода
размер фракции
масса навески
погрешность
1. Баженовская свита. Общий обзор, нерешенные проблемы / И.С. Афанасьев [и др.] // Научно-технический вестник ОАО «НК Роснефть». – 2010. – № 4. – С. 20–25.
2. Баженовская свита – дополнительный источник углеводородного сырья в Западной Сибири / А.В. Лобусев [и др.] // Территория Нефтегаз. – 2011. – № 3. – С. 28–31.
3. Интерпретация материалов геофизических исследований скважин нефтеносного разреза баженовской свиты: литотипы и их физические параметры / М.А. Павлова [и др.] // Интерэкспо Гео-Сибирь. – 2012. – Т. 1, № 2. – С. 127–131.
4. ГОСТ 26450.1–85. Породы горные. Метод определения коэффициента открытой пористости жидкостенасыщением. – Введ. c 01.07.86 по 01.07.91. – М.: Изд-во стандартов, 1986. – 8 с.
5. Yao Y., Liu D., Che Y., Tang D., Tang S., Huang W. Petrophysical characterization of coals by low-field nuclear magnetic resonance (NMR). Fuel. – 2010. – vol. 89, № 7. – Р. 1371–1380.
6. Sigal R.F. Mercury capillary pressure measurements on Barnett core. SPE Reservoir Evaluation & Engineering. – 2013. – vol. 16, № 4. – Р. 432–442.
7. Kuila U., McCarty D.K., Derkowski A., Fischer T.B., Prasad M. Total porosity measurement in gas shales by the water immersion porosimetry (WIP) method. Fuel. – 2014. – vol. 117. – Р. 1115–1129.
8. Luffel D.L., Guidry F.K. New core analysis methods for measuring reservoir rock properties of Devonian shale // SPE J. Petrol Technol. – 1992. – vol. 44, № 11. – Р. 1184–1190.
9. Luffel D.L., Guidry F.K. Development of laboratory and petrophysical techniques for evaluating shale reservoirs: Final report: GRI-95/0496. Gas Research Institute. – 1995. – 49 p.
10. Sun J., Dong X., Wang J., Schmitt D., Xu C., Mohammed T., Chen D. Measurement of total porosity for gas shales by gas injection porosimetry (GIP) method. Fuel. – 2016. – vol. 186. – Р. 694–707.
11. Glorioso J.C., Rattia A.J. Unconventional reservoirs: basic petrophysical concepts for shale gas // SPE/EAGE European Unconventional Resources Conference and Exhibition (Austria, Vienna, 20–22 March 2012), 2012. – Р. 1–38.
В настоящее время традиционные запасы углеводородов истощаются во всем мире, в связи с чем все больший интерес представляют нетрадиционные ресурсы. В России самым крупным нетрадиционным резервуаром нефти является баженовская свита, расположенная в Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. Залежи нефти в отложениях этой свиты рассматриваются как один из самых важных объектов для восполнения ресурсной базы углеводородов в России .
Главной особенностью баженовской свиты является сложное геологическое строение, связанное с высокой степенью неоднородности как вещественного состава самой толщи, так и коллекторов в ней . Многообразие литотипов пород приводит к формированию сложной структуры порового пространства (пористость редко превышает 5 %), определение объема которого является актуальной научной и экономической задачей для оценки ресурсов нефти баженовской свиты.
Применение стандартных общепринятых методик определения пористости пород баженовской свиты согласно ГОСТ 26450.1-85 некорректно из-за мелкозернистой текстуры, ультранизкой проницаемости и высокого содержания органического вещества. Для оценки пористости сланцевых коллекторов (аналогов баженовской свиты) в мире широко применяются методы: ядерно-магнитного резонанса , ртутной капиллярной порометрии , насыщения деионизированной водой и метод Gas Research Institute (GRI) . Несмотря на то, что метод GRI на текущий момент является общепринятым методом для оценки петрофизических свойств сланцевых формаций, наиболее обсуждаемыми и спорными вопросами остаются размер частиц и степень дробления керна .
Целью данной работы являлась разработка методики определения открытой пористости ультранизкопроницаемых пород баженовской свиты на дезинтегрированном керне.
Материалы и методы исследования
Характеристика образцов
Лабораторные эксперименты проводились на образцах керна баженовской свиты одного из месторождений Томской области. Исследуемые образцы были представлены кремнисто-глинистыми, глинисто-кремнистыми и карбонатными породами, характеризующимися разными значениями проницаемости. Для определения открытой пористости были отобраны навески дробленого керна массой от 10 до 60 г разной фракции 0,5 - 1 мм (оптимальная согласно методу GRI ), 1-2 мм, 2-5 мм и 5-10 мм.
Все дезинтегрированные образцы керна баженовской свиты подвергались экстракции спирто-бензольной смесью в аппарате Сокслета в течение 3-5 дней. Экстракцию прекращали после того, как растворитель становился прозрачным, а общее содержание органического вещества, измеренное с помощью пиролизатора Rock-Eval в контрольных образцах, уменьшалось до установленного порогового значения. Затем образцы сушились в вакуумном термошкафу при температуре 70 °С до постоянного веса.
Метод исследования и оборудование
Открытая пористость, объемная и минералогическая плотность определялась газоволюметрическим методом на дезинтегрированных образцах керна в рабочей камере пермеаметра SMP-200 (рис. 1), разработанного компанией Core Lab Reservoir Optimization.
В основе работы прибора лежит закон Бойля, по которому происходит калибровка референтного и «мертвого» объема с помощью калибровочных дисков (рис. 1). Объемная (ρ об) и минералогическая (ρ мин) плотность рассчитывается по падению давления, обусловленному проникновением газа в межзерновое пространство и микропоры отдельных частиц соответственно.
Рис. 1. Техническая схема пермеаметра SMP-200
Второй метод позволяет определять открытую пористость дезинтегрированных образцов керна модифицированным методом жидкостенасыщения. Основное отличие предложенной методики от стандарта заключается в расчете объема пустотного пространства раздробленного керна, используя разность масс сухого образца, погруженного в насыщающую жидкость и насыщенного образца, погруженного в насыщающую жидкость. Модификация метода обусловлена некорректным определением веса насыщенного дезинтегрированного керна в воздухе, так как остается жидкость насыщения между отдельными частицами.
Вычисление объемной и минеральной плотности ультранизконизкопроницаемых пород модифицированным методом жидкостенасыщения осуществляется согласно (1):
где Р1 - вес сухого образца в воздухе («сухой вес»), г; Р2 - вес сухого образца, погруженного в рабочую жидкость, г; Р3 - вес насыщенного образца, погруженного в рабочую жидкость, г; ρ ж - плотность рабочей жидкости, г/см3. В качестве рабочей жидкости применялся керосин и слабоминерализованная вода (минерализация 10 г/л NaCl в дистиллированной воде).
Экспериментально установлено, что время необходимое для измерения веса P2 составляет около 10-15 с. Минимизация времени взвешивания позволяет избежать насыщения навески рабочей жидкостью при погружении. Также требуется тщательное перемешивание частиц образца в рабочей жидкости для удаления воздуха из межгранулярного пространства.
Результаты исследования и их обсуждение
Апробация предложенных методов определения открытой пористости на песчаниках
Чтобы убедиться, что метод измельчения образцов горных пород обеспечивает достоверное определение открытой пористости, а предложенные методики дают корректные результаты, были проведены эксперименты на традиционных песчаных коллекторах. Для этого 2 образца цилиндра с одинаковыми значениями петрофизических свойств, определенных стандартными методами, были измельчены и просеяны на ситах для исследования влияния размера фракции и массы навески на значения объемной и минералогической плотности. В работе для каждой фракции было проведено по два эксперимента и рассчитано среднее значение. В табл. 1 представлены результаты определения петрофизических свойств на дезинтегрированном керне модифицированным методом жидкостенасыщения, на рис. 2 - газоволюметрическим методом.
Рис. 2. Влияние массы навески и размера фракции дезинтегрированного песчаника на значения минералогической плотности. Сплошная линия - среднее значение плотности, полученное для 3 фракций; пунктирные линии - границы изменения значений плотности, определяемые среднеквадратичным отклонением внутрилабораторной прецизионности
Определение объемной плотности высокопроницаемых песчаников модифицированным методом жидкостенасыщения на раздробленном керне некорректно из-за быстрого проникновения минерализованной воды в крупные поры песчаника, поэтому предложенный метод может применяться только для определения объемной плотности низко и ультранизкопроницаемых пород.
Определение минералогической плотности газоволюметрическим методом для всех фракций песчаников показывает хорошую воспроизводимость результатов ρ мин = 2,663 ± 0,005 г/см3 (рис. 2). Среднеквадратичное отклонение (СКО) повторяемости определения минералогической плотности составляет ± 0,001 г/см3 (размер фракции частиц 2-5 мм, масса 30 грамм). Оптимальные массы навесок керна для определения минералогической плотности составляют 25-50 грамм. Также стоит отметить, что среднее значение минералогической плотности, полученное газоволюметрическим методом, практически полностью совпадает с модифицированным методом жидкостенасыщения (разница 0,001 г/см3) и сходится со значением, полученным на цилиндрических образцах (разница 0,005 г/см3).
Определение открытой пористости на дезинтегрированных образцах баженовской свиты
Статистические данные минералогической плотности, полученные газоволюметрическим методом для разных фракций при изменении массы навесок образца представлены на рис. 3. Результаты определения объемной плотности имеют схожую картину. В работе для каждой массы навески определенной фракции было проведено по два эксперимента и рассчитано среднее значение искомых параметров. Стоит отметить, что время между двумя последовательными экспериментами с одной и той же фракцией должно быть не меньше продолжительности эксперимента, так как необходимо определенное время для дегазации образца.
Таблица 1
Определение объемной, минералогической плотности и открытой пористости песчаников на цилиндрических образцах и дезинтегрированном керне
Примечание. * Определение средних значений петрофизических свойств песчаников на дезинтегрированном керне (фракции 2-5 и 5-10 мм).
Рис. 3. Статистические данные минералогической плотности образцов керна разного литологического состава при изменении массы навески: а) кремнисто-глинистая порода (образец 15891); б) глинисто-кремнистая порода (образец 15837); в) карбонатная порода (образец 26GRI)
Рис. 4. Значения объемной и минералогической плотности образцов керна разного литологического состава в зависимости от размера фракции и типа насыщающего флюида: а) образец 15837; б) образец 15891
Рис. 3 демонстрирует стабильные значения минералогической плотности ультранизкопроницаемых образцов при изменении массы навески от 25 до 45 г и высокую воспроизводимость результатов определения газоволюметрическим методом для разных фракций (СКО внутрилабораторной прецизионности не превышает 0,005 г/см3).
Сравнение результатов определения объемной и минералогической плотности, полученных газоволюметрическим методом и модифицированным методом жидкостенасыщения на исследуемых ультранизкопроницаемых образцах керна баженовской свиты представлено на рис. 4. На графике указаны средние значения объемной и минералогической плотности, полученные для разных фракций.
Из рис. 4 видно, что объемная плотность образцов, определенная газоволюметрическим методом, уменьшается при увеличении размера фракции. Этот эффект объясняется увеличением удельной поверхности образца при уменьшении размера частиц, в результате чего газ быстрее попадает во все открытые поры на поверхности. Объемная плотность, определенная модифицированным методом жидкостенасыщения водой на 0,02 г/см3 меньше, чем по керосину, для всех исследуемых фракций в связи с гидрофобностью большинства горных пород баженовской свиты. Стабильные значения объемной плотности модифицированным методом насыщения водой получены для фракций 2-5 мм и 5-10 мм (разница менее 0,006 г/см3).
Минералогическая плотность образцов, определенная газоволюметрическим методом и модифицированным методом жидкостенасыщения керосином, имеет близкие значения для всех фракций частиц (разница не более 0,009 г/см3) кроме фракции 5-10 мм (рис. 4, а и б). Минералогическая плотность, полученная насыщением водой, меньше чем керосином, что также объясняется гидрофобностью образцов баженовской свиты.
Результаты определения объемной, минералогической плотности и открытой пористости исследуемых образцов баженовской свиты на дезинтегрированном керне предложенными методами представлены в табл. 2.
Таблица 2
Определение объемной, минералогической плотности и открытой пористости исследуемых образцов баженовской свиты на дезинтегрированном керне
Для достоверного определения открытой пористости ультранизкопроницаемых пород баженовской свиты на дезинтегрированном керне необходимо:
Объемную плотность образцов определять модифицированным методом насыщения слабоминерализованной водой. Масса навески 20-25 грамм, размер фракции 2-5 мм или 5-10 мм.
Минералогическую плотность определять газоволюметрическим методом. Масса навески 25-50 грамм, размер фракции 0,5-1 мм, 1-2 мм и 2-5 мм. Необходимо учитывать, что увеличение размера фракции приводит к увеличению продолжительности эксперимента в несколько раз.
Библиографическая ссылка
Горшков А.М. МЕТОДИКА ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПОРИСТОСТИ УЛЬТРАНИЗКОПРОНИЦАЕМЫХ ПОРОД БАЖЕНОВСКОЙ СВИТЫ НА ДЕЗИНТЕГРИРОВАННОМ КЕРНЕ // Успехи современного естествознания. – 2017. – № 12. – С. 129-133;URL: http://natural-sciences.ru/ru/article/view?id=36618 (дата обращения: 06.04.2019). Предлагаем вашему вниманию журналы, издающиеся в издательстве «Академия Естествознания»
