Геологическое обоснование повышения эффективности освоения месторождений сверхвязких нефтей и природных битумов Татарстана

В условиях значительной выработанности запасов и истощенности разрабатываемых залежей нефти и газа в Республике Татарстан (РТ), обоснование объемов добычи и прироста запасов углеводородного сырья представляется весьма актуальным, и все большее внимание уделяется cвepxвязкимi нефтям (СВН) и природным битумам (ПБ), как альтернативным источникам топливно-энергетического юырья- [32].

В> настоящее время ведутся" интенсивные работы по геологическому моделированию, и на этой основе1 совершенствуются технологические процессы и создаются новые технические средства добычи сверхвязких нефтей и" природных битумов не только в России, но и в Канаде, Венесуэле, США [62].

В отложениях пермской системы Республики. Татарстан установлены значительные ресурсы тяжелого * углеводородного сырья, более 1,4 млрд. т [11]. Это более 55% ресурсов пермских углеводородов^ всей Волго-Уральской нефтегазоносной провинции (по данным ТГРУ — 2006 г.). В связи с этим проблема совершенствования1 геологических подходов к освоению «залежей сверхвязких нефтей и природных битумов приобретает особую? актуальность. Эти< залежи находятся на небольшой глубине, но относятся к трудноизвлекаемым из-за сложного геологического строения и высокой аномальной вязкости нефти (до 25 690 мПа-с), и как следствие этого, малой подвижности в пластовых условиях.

В зоне деятельности ОАО «Татнефть» выявлено 149 месторождений и залежей сверхвязких тяжелых нефтей. Основным препятствием при добыче таких нефтей является их аномально высокая вязкость (до 25 690 мПа с), и как следствие этого, малая подвижность в пластовых условиях [37]. Объем добычи сверхвязких нефтей и битумов пока остается низким. Оснований для этого несколько: высокие затраты на добычу и транспортировку, несовершенство технических средств и технологические трудности разработки таких залежей, отсутствие высококачественных технологий.

В данной работе рассматривается Ашальчинская залежь сверхвязкой нефти. В тектоническом отношении она расположена на западном склоне Южного купола Татарского свода в пределах Черемшано—Ямашинской^ структурной зоны II порядка. Эта залежь в отложениях песчаной пачки шешминского горизонта уфимского яруса верхнего отдела пермской-системы приурочена к локальнойструктуре III1 порядка, представляющая, собой брахиантиклиналь северо-западного простирания, смещенную в западном направлении относительно центральной части Черемшанской террасовидной структурной зоны [68,101].

Структурная поверхность по отложениям пермской системы представляет собой пологую моноклиналь, ступенчато' погружающуюся к осевой' части Мелекесской впадины. Ашальчинское поднятие по кристаллическому фундаменту и по кровле уфимскогояруса пермской системы смещены относительно друг друга в западном направлении. Объектом разработки являются отложенияпесчаной пачки шешминского горизонта уфимского яруса пермской системы [84,85,88].

Нефть Ашальчинской залежи преобразовалась в тяжелые сверхвязкие под влиянием близкого залегания к дневной поверхности и проявления гипергенных факторов по сравнению с нижезалегающими каменноугольными и девонскими горизонтами. Поэтому физические свойства Ашальчинской нефти изменяются в широких диапазонах не только по площади, но и по разрезу. Это явление обусловленоусловиями формирования залежей. К основным факторам, влияющим' на значительное изменение физических свойств нефти можно отнести химическое взаимодействие породы пласта и насыщающих ее жидкостей между собой, биохимические процессы с участием микроорганизмов, окислительные и другие процессы при участии пластовых вод. Миграция углеводородов, в данном случае, происходила перпендикулярно напластованию отложений по 5 разрывным нарушениям из Ашальчинского месторождения нефти каменноугольной системы, которое территориально расположено под Ашальчинской залежью СВН.

С 2006 г. на залежи начаты опытно-промышленные работы (ОПР) по испытанию технологии парогравитационногоГ дренирования с использованием двух горизонтальных скважин имеющих два устья, т. е. с выходом на поверхность. В соответствиис технологической, схемойОПР ' 29 декабря 2005 г. начато? и насегодняшнейдень, пробурено, шесть паргоризонтальныхскважин. (три из нихс выходомна поверхность)}. В продуктивном пласте горизонтальные: стволы расположены на расстоянии 5 м друг от друга: по вертикали и оснащены фильтрами:. [33, 35, 46- 57, 68]. При освоении Ашальчинского месторождения паротепловым методом в продукции скважин появился сероводород, хотя изначально в: нативной нефти он не был обнаруженПроцессы образования-: сероводорода: из-за воздействия: на: сверхвязкую нефть, высокотемпературным паром являются очень актуальными для: ОАО «Татнефть», так, как: очистканефти? и воды от сероводорода: дорогостоящее мероприятие.

Месторождения СВН и 1Ш в Россиии на территории: Республики Татарстан могут стать дополнительной? базой укрепления нефтяной отрасли. Однако для реализации проектов их разработки необходимо развитие и применение новейших, технологий. Но" для рациональной разработки такого рода месторождений— необходим грамотный подход, которыйучитывает все геолого-физические особенности продуктивного пласта, так как от этого зависит эффективность проекта в целом:

Цель работы?

Реологическое обоснование эффективного освоения месторождений и залежей сверхвязких нефтей и природных битумов? Татарстана с учетом особенностей' их геологического строения и свойств насыщающих ихфлюидов.

Основные задачи:

— исследование ресурсного потенциала сверхвязких нефтей Татарстана и перспектив его освоения;

— изучение геологических особенностей и закономерностей залегания залежей сверхвязких нефтей и природных битумов Татарстана, которые влияют на выбор методов их разведки и разработки;

— изучение влияния паротеплового воздействия на изменение реологических свойств сверхвязкой нефти Ашальчинской залежи;

— изучение термостабильности нефтей и сравнение термолиза нефтей в среде водяного пара-и их безводного термолиза- '.

— геологическое обоснование выбора способов извлечения сверхвязких нефтей и природных битумов.

Методы решения поставленных задач.

Решение поставленных задач основывалось на анализе геолого-геофизических данных, обобщении опыта разработки месторождений сверхвязких нефтей и" изучения геолого-промыслового материала' с проведением лабораторных и промысловых исследований. Для гидродинамического моделирования процессов паротеплового воздействия (ПТВ) использовался программный комплекс СМЮ. Исследования термостабильности и оптической активности нефтей осуществлялись в лабораториях института «ТатНИПИнефть».

Научная^ новизна.

— Впервые на основе исследований оптических свойств каменноугольных и пермских нефтей научно доказано их генетическое единство.

— Автором установлено влияние геолого-физических характеристик и условий залегания пласта на показатели разработки залежей сверхвязкой нефти при использовании паротеплового воздействия.

— В результате проведенных лабораторных исследований СВН Ашальчинской залежи впервые определен порог термостабильности сераорганических соединений равный 200 °C.

— Установлено, что вода при паротепловом воздействии на продуктивный пласт оказывает влияние на состав образующихся продуктов т приводит к снижению порога термостабильности сверхвязкой Ашальчинской" нефти с 200да 154 °C.

— Разработанный критерий-'порога допустимого нагрева-нагнетаемого'в продуктивный пласт парапозволяет минимизировать сероводородное загрязнение.

Практическая значимость работы.

Комплекс геологических факторов позволил объяснить повышенную концентрацию сверхвязких нефтей и битумов* на восточном борте Мелекесской впадины изападном склоне Южно-Татарского свода, которая связана с наличием источников нефти, высокой плотностью* размещения пермских поднятий, благоприятным литофациальным составом1 пород, устойчивой! палеотектонической позицией региона. Это способствует накоплению значительной массы углеводородов в каменноугольных отложениях, тектонической активностьюв кайнозое (повлиявшей*, на' вертикальное перераспределение нефти, в каменноугольном разрезе), а также ограниченное битумонакопление на юго-восточном склоне ЮжноТатарского свода и в. его сводовой части, из-за неблагоприятных литофациальных условий. Показано отсутствие значимых нефтегазоматеринских отложенийкакреальных источников нефти для пермских битумов в северо-западных и западных районах Татарстана. Эти результаты" могут быть использованы при планировании геологоразведочных работ на залежи СВН и ПБ.

Проведенное исследование позволило установить, что паротепловое воздействие на пласт приводит к акватермолизу нефтей с образованием газов и обогащенных кислородсодержащими структурными фрагментами веществ, 8 чтоможет способствовать более эффективному извлечению нефти из пласта. В то же время, к числу отрицательных эффектов акватермолиза нефтей относится образование агрессивных газов, способных вызвать коррозию оборудования, а также нерастворимых продуктов карбонизации.

Полученные результаты могут быть использованы для прогноза изменения качества, нефтей, добываемых методом паротеплового воздействияишроведения необходимых геоэкологических мероприятий.

Основные защищаемые положения.

Г. Залежи СВН и ЛБ Татарстана образованы^ за счет вертикальной миграции углеводородов из нижележащих пород каменноугольного возраста с последующей их деградацией.

2. Теологическое обоснование оптимизации, освоения* залежей сверхвязких нефтей и природных, битумов* Татарстана, с учетом петрофизических свойствпродуктивной части пластат физико-химических свойств®насыщающих, флюидов, которое позволяет увеличивать конечное нефте-и битумоизвлечение.

3. Установлено, что критерием примененияметодов воздействия на залежи СВН и И Б является порог термостабильности, который составляет в безводной среде: 200 °C, а в присутствии, высокотемпературного? пара разложение сераорганических соединений протекает при более низкой, температуре 154 °C.

Апробация работы.

Результаты работы докладывались и обсуждались на:

— 60-й Юбилейной студенческой научной конференции «Нефть и газ -2007». Москва: РГУ нефти и газа им. И. М: Губкина, 2007;

— Молодежной научно-практической конференцииОАО «Татнефть». Альметьевск: АГНИ, 2007;

— Всероссийской конференции среди студентов выпускного курса. Санкт-Петербург: СГГИ им. Г. В. Плеханова, 2007;

— Семинаре ОАО «Татнефть» по секции «Геология, разработка нефтяных и газовых месторождений». Казань: ТГРУ, 2008;

— Всероссийской научно-технической конференции «Актуальные проблемы развития нефтегазового комплекса России». Москва: РГУ им. И. М. Губкина, 2010;

— Семинаре ОАО «Татнефть» по секции «Подготовка и переработка нефти и газа, нефтехимия». Альметьевск: НГДУ «Ямашнефть», 2010.

Публикации.

Основные положения диссертационной работы отражены в 5 публикациях, в 2 статьях из списка научных журналов, рекомендованных ВАК РФ.

Объем и структура диссертационной работы.

Диссертационная работа содержит 153 страницы машинописного текста, состоит из 4 глав, введения и заключения. Работа иллюстрирована 45 рисунками и содержит 13 таблиц. Список использованной литературы насчитывает 109 наименований. г.

Выводы.

1) Рекомендуется использовать в качестве теплоносителя для добычи тяжелых сверхвязких нефтей — пар, так как при минимальной сухости пара 0,1 доли ед. и при максимальной температуре горячей воды, накопленная добыча битума при закачки пара больше.

2) При изучении значений пористости, проницаемости и нефтенасыщенности Ашальчинской залежи произведено выделение коллекторов в группы с наиболее близкими между собой петрофизическими параметрами. Для каждой группы коллекторов выявлены зависимости проницаемости от пористости, которые могут быть использованы при гидродинамическом моделировании в программном комплексе «СМО».

3) При разной толщине пласта выгодней располагать пару горизонтальных скважин ближе к подошве продуктивного пласта, но* не ближе 3−5 метров, так как при более близком расстояние ствола добывающей скважины к водонефтяному контакту добыча нефти уменьшается из-за влияния подошвенных вод.

4) На охват пласта тепловым воздействием существенно влияют различные видынеоднородности. Так глинистые прослои или. участки с низкой проницаемостью в пласте замедляют рост паровой камеры, увеличивается количество закачиваемого пара и время прогрева пласта, что может привести к неэффективности применяемого паротеплового метода.

5) Разработку месторождений сверхвязкой нефти необходимо начинать в зоне с наибольшей водонасыщенностью, так как при закачке теплоносителя в пласт с большей водонасыщенностью скорость распространения фронта прогрева выше относительно случая закачки теплоносителя в пласт с меньшей водонасыщенностью.

6) На основе исследования геолого-физических особенностей месторождений сверхвязких нефтей и природных битумов Татарстана и по результатам анализа многовариантных расчетов для практической реализации предлагается два способа добычи.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

.

В настоящее время важной стратегической задачей ОАО «Татнефть» является вовлечение в оборот запасов и ресурсов СВН и ПБ расположенных на территории Татарстана. В качестве первоочередного объекта промышленного освоения среди продуктивных отложений пермской системы выделен шешминский горизонт уфимского яруса, литологически представленный рыхлыми песками и слабосцементированными песчаниками, обладающими* высокими коллекторскими свойствами и являющийся наиболее изученным и подготовленным к промышленному освоению. В отложениях уфимского яруса выявлено 113 залежей и месторождений СВН и ПБ, глубина залегания которых изменяется от 44 до 225 м.

В результате лабораторных исследований СВН Ашальчинской залежи определен порог термостабильности сераорганических соединений — 200 °C. Сопоставительный анализ результатов лабораторного акватермолиза и безводного термолиза сверхвязкой Ашальчинской нефти свидетельствует о том, что вода при паротепловом воздействии на пласт является не только теплоносителем, но оказывает влияние на состав образующихся продуктов и на снижение порога термостабильности сверхвязкой. Ашальчинской нефти с 200 до 154 °C. С повышением температуры фильтрационная характеристика пород улучшается и из-за выделяемого газа, который способствует повышению ее подвижности и, как следствие, увеличению нефтеизвлечения.

Месторождения сверхвязких нефтей и природных битумов располагаются на небольшой глубине (в среднем до 100 м), но при освоении их возникает ряд существенных проблемкоторые могут повлиять на эффективность проекта в целом. Поэтому предварительно необходимо детально исследовать геологические особенности залегания и петрофизические параметры продуктивного пласта, термостабильность нефтей.

Комплекс геологических факторов позволил объяснить повышенную концентрацию битумов на восточном борте Мелекесской впадины и: западном склоне Южно-Татарского свода, которая связана с наличием: источников нефти для пермских битумов, высокой плотностью размещения пермских поднятий, благоприятным литофациальным составом пород, устойчивой палеотектонической позицией региона, которая способствовала накоплению значительной массы углеводородов в каменноугольных: отложениях, тектонической активностью в кайнозое (повлиявшую на вертикальное перераспределение нефти, в каменноугольном разрезе).

Проведенные исследования указывают на возможность применения исследований оптических свойств^ сверхвязкой нефти для оценки геолого-промысловой эффективности закачки пара и других задач контроля и регулирования разработки месторождения.

Месторождения сверхвязких нефтей и природных битумов могут стать дополнительной базой укрепления нефтяной отрасли Татарстана. Однако для реализации проектов их разработки необходимы развитие и внедрение новейших технологий. В зависимости от геолого-физических особенностей, для разработки месторождений сверхвязких нефтей и природных битумов возможно использование различных комбинаций горизонтальных и вертикальных скважин. Проекты с использованием тепловых методов воздействия на пласт требуют тщательного мониторинга изменений в пласте и параметров работы скважин для регулирования разработки месторождения.