Нетрадиционные запасы углеводородов
 Скачать 88.77 Kb.
|
К таким запасом относятся : 1. Запасы высоковязких нефтей 2. Выработанные залежи 3. Подгазовые зоны и нефтяные оторочки 4. Низкопроницаемые коллектора 5.Удаленные от инфраструктуры месторождения 6. Нетрадиционные источники УВС Нетрадиционные запасы углеводородов – это запасы, подсчет которых и прогнозирование разработки невозможно в рамках традиционных понятий нефтепромысловой геологии и гидродинамики. весь объем пород с проницаемостью менее 4мД необходимо выделить в группу нетрадиционных (сверхнизкопроницаемых), пород для которых необходимые единые решения: 1. Создание принципиально новых методических решений по подсчету запасов и проектированию разработки, основанных на формировании новой научной дисциплины: нефтегазопромысловой геологии и гидрогазодинамики сверхнизкопроницаемых пород, в частности на законах геомеханики, позволяющих прогнозировать и оценивать параметры (объем, геометрию залежи) создаваемой в процессе воздействия на породу системы трещин. 2. Раздельный учет в государственном балансе традиционных и нетрадиционных запасов УВС. 2. ТИЗ на 1.01.14г категорий АВС1 и С2 по 3354 залежам с выработанностью более 80% составляют 1,2 млрд.т (4% от всех запасов России). Годовая добыча – 77 млн.т, средняя обводненность – 94.5%А Проблемы разработки: высокая себестоимость нефти (подъем жидкости из пласта и подготовка товарной продукции), связанной с большим объемом попутно добываемой воды, что делает добычу нефти на грани рентабельности. Снижение обводненности на 1% позволяет снизить операционные затраты на подготовку нефти на 15%. Большинство методов доизвлечения в данных условиях является неприменимым, т.к. выработка подвижных запасов высока, расход закачиваемого агента (теплоноситель, горячая вода) при таких условиях не производителен. Возможные методы решения связаны со снижением водопритоков – МУН, потокоотклоняющие и изоляционные технологии - мероприятии. 1. Гидродинамические методы. Форсированный отбор жидкости – требуются высокопродуктивные скважины с запасами пластовой энергии. Если низкопродуктивные скважины – метод увеличения закачки – форсированная закачка. Возможна циклическая закачка – коллектор должен быть гидрофильным, отсутствие непроницаемой перемычки между интервалами пласта. Нестационарное заводнение – направлено на изменение фильтрационных потоков. Метод направлен на повышение коэффициента заводнения, так называемое перераспределение фильтрационных потоков. Подбирают схему, чтобы суммарная закачка и пластовое давление не упали. 2. Потокоотклоняющие технологии (ВПП) – создание гелевых экранов проницаемых интервалов и перераспределение закачки в менее проницаемые интервалы. Прирост добычи за счет перераспределения закачки. а) полимерные б) разные неорганические гелеобразные составы в) осадкообразующие технологии: образование осадков в более проницаемых интервалах при смешении закачиваемых компонентов либо при смешении с пластовой водой. 3. Выравнивание профиля притока в добывающих скважинах. Основная задача технологии – ограничение работы выработанных и высокопродуктивных интервалов, стимуляция добычи низкопродуктивных или ранее неработающих интервалов. Зачастую достреливаются ранее не подключённые интервалы (как правило, по результатам геофизических исследований по определению характера нефтенасыщенности пласта). Чем больше льгот, тем больше возможностей попробовать разные интервалы. 4. Боковые стволы. Основная идея – бурение нового ствола в застойные зоны с высокой нефтенасыщенностью; подключение к дренированию не охваченных ранее участков. Влияние на коэффициент сетки, его повышение. Возможно уплотняющее бурение, если нет возможности для ЗБС. Условия для ЗБС: а) наличие технической возможности осуществить забуривание из текущего ствола (состояние эксплуатационный колонны, цементного моста, отсутствие перетоков, негерметичности и пр.) б) наличие остаточных запасов в удалённой зоне. Должно быть проведено геолого-гидродинамическое моделирование, доизучение свойств коллектора и его строения, анализ и подтверждение фильтрационных свойств. При разработке краевых зон важно не зацепить воду. В длинном пологом интервале еще можно сделать трещины методом ГРП. Главное не выйти за линию пропластка краевой зоны. Началась массовость ЗБС с конца 90-х годов, что позволило стабилизировать падение добычи на основных крупных месторождениях с высокой выработанностью запасов. Если нет возможности для ЗБС, но на единицу площади разбуренности есть неплохие запасы, можно пробурить новую скважину с малым диаметром для удешевления бурения (колонна меньшего диаметра, цемента меньше, проходка быстрее за счет выноса меньшего количества шлама, возможность бурения на малотоннажных буровых станках). В настоящее время выработанные залежи обеспечивают 15,4% добычи России, и эта доля будет лавинообразно нарастать со временем. Отнесение к ТрИЗ выработанных залежей нефти обусловлено отсутствием масштабной практики применения технологий МУН и РИР. 3 Подгазовые зоны и нефтяные оторочки не входят в перечень льгот. Основная проблема таких запасов это прорыв газа, кроме этого можно выделить размазывание нефти при добыче газа, необходимость правильно выбрать последовательность разработки, выпадение конденсата при добыче газа и практически неуправляемое подтягивание газовых конусов к добывающим скважинам и их загазовывание. Можно выделить 4 эффективных способа добычи таких запасов: 1. Бурение ГС(в частности с двух сторон, для уменьшения конуса давления газа и равномерного отбора) 2. Многоствольные скважины( направлено на повышение зоны контакта) 3. Применение ступенчатых клапанов с автоматической регуляции депрессии(клапаны направлены на обеспечение равномерной депрессии по стволу скважины) 4. Барьерное заводнение(оградить ВНК от ГНК)   4. Удаленные от инфраструктуры месторождения: проблемы, методы решения.   5. Сущность метода заключается в выравнивании подвижности нефти и вытесняющего агента для увеличения охвата пласта воздействием. Для этого в воде растворяется высокомолекулярный химический реагент - полимер (полиакриламид), обладающий способностью даже при малых концентрациях существенно повышать вязкость воды, снижать ее подвижность. При концентрации полиакриламида (ПАА) в растворе 0,01-0,1% вязкость его увеличивается до 3-4 мПа-с. это приводит к такому же уменьшению соотношения вязкостей нефти и воды в пласте и сокращению условий прорыва воды, обусловленных различием вязкостей или неоднородностью пласта. В процессе фильтрации полимерных растворов через пористую среду они приобретают кажущуюся вязкость, которая может быть в 10-20 раз выше вязкости, замеренной вискозиметром. Поэтому полимерные растворы наиболее применимы в неоднородных пластах, а также при повышенной вязкости нефти с целью повышения охвата их заводнением. Кроме того, полимерные растворы, обладая повышенной вязкостью, лучше вытесняют не только нефть, но и связанную пластовую воду из пористой среды. Поэтому они вступают во взаимодействие со скелетом пористой среды, т. е. породой и цементирующим веществом. Это вызывает адсорбцию молекул полимеров, которые выпадают из раствора на поверхность пористой среды и перекрывают каналы или ухудшают фильтрацию в них воды. А так как полимерный раствор предпочтительно поступает в высокопроницаемые слои, то за счет этих двух эффектов -повышения вязкости раствора и снижения проводимости среды -происходит существенное уменьшение динамической неоднородности потоков жидкости и, как следствие, повышение охвата пласта заводнением. Полимерные растворы обычно применяются в виде оторочек размером 20-30% от объема пор. Размер оторочки, концентрация раствора и тип полимера должны выбираться исходя из неоднородности пласта, неоднородности пористой среды и солевого состава пластовой воды. При перемешивании полимерных растворов с пластовой соленой водой происходит разрушение структуры раствора (молекул) и снижение его вязкости. В случае высокой минерализации воды концентрация раствора должна быть в 2-3 раза выше. Оторочка загущенной воды затем продвигается обычной водой. Полимерное заводнение является одним из перспективных методов повышения нефтеотдачи пластов. Область возможного применения его весьма велика. Ограничения применимости: 1. Температура пласта не должна превышать 90 0С, так как потом полимер начнет разрушаться. 2. При проницаемости меньше 50 мД не эффективно, так как полимеров будут кольматировать поры. 3. Высокая минерализация пластовой воды не позволяет молекулам полимера полностью развернуться. Δ(дельта)КИН=10-15% 6. Необходимость выравнивания профиля приемистости возникает в нагнетательных скважинах, имеющих слоистую неоднородность профиля приемистости,что приводит к низкому охвату заводнением по толще продуктивного пласта. Большинство известных технологий регулирования закачки воды по толщине заводняемого пласта основаны на снижении поглотительной способности его высокопроницаемых прослоев. Основными требованиями, предъявляемыми к технологиям и реагентам для регулирования закачки, являются : Высокая степень снижения фазовой проницаемости для воды или практически полная закупорка высокопроницаемых интервалов и трещин. Возможность восстановления проницаемости закупоренных интервалов пласта. Изолирующие реагенты должны быть доступными, а основные технологические операции должны реализовываться с помощью промыслового оборудования. В практике нефтедобывающих предприятий известны следующие технологии выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин [1,2]: Закачка суспензии гашеной извести. Закачка полимерных суспензий. Закачка растворов с образованием твердой фазы (растворы силиката натрия и хлористого кальция и др.). Закачка вязко-упругих систем (ВУС). Закачка гелеобразующих составов типа ГОС-1, ГОС-2, растворов гипана. При выравнивании профиля приемистости нагнетательных скважин избирательность изолирующего воздействия растворов заключается в глубоком проникновении растворов в прослои повышенной проницаемости. В то время как в низкопроницаемые слои растворы проникают неглубоко. Совокупность действия этих факторов проявляется в том, что в прослоях пониженной проницаемости происходит постепенный размыв изолирующих веществ по пласту в процессе нагнетания закачных вод, в то время как в высокопроницаемых слоях с малыми градиентами давления изолирующие свойства сохраняются не менее 5-6 месяцев. При закачке суспензии гашеной извести концентрацию принимают равной 20-40 %. Гашеная известь легко растворяется в соляной кислоте. Закачка суспензии производится исходя из расчета 2-2.5 м 3 на 1 м интервала перфорации. Технология применения полимерной суспензии основана на закачке в высокопроницаемые зоны пласта растворов порошкообразных полимеров (полиакриламида, карбоксиметилцеллюлозы) в инертной жидкости (нефть, раствор хлористого кальция 30 % - ной концентрации). Закачка полимерной суспензии осуществляется порциями из расчета 1-1.5 м3 на 1 м перфорированной толщи. Концентрация полимера в первой порции берут 0.5 %, в последующих порциях она может быть увеличена. После задавливания суспензии в высокопроницаемые зоны приступают к нагнетанию воды. Под влиянием воды происходит набухание полимера с закупаривающим эффектом Композиции растворов, образующих твердую фазу при взаимодействии, и вязко – упругие системы рассмотрены в предыдущем разделе. Применительно к нагнетательным скважинам необходимо сделать следующие дополнения. Технология закачки растворов с образованием твердой фазы на значительном удалении от скважины наиболее полно решает проблему изоляции высокопроницаемого слоя, так как полностью исключает возможную фильтрацию из низкопроницаемого слоя в высокопроницаемую зону на некотором отдалении от нагнетательной скважины. Для вязко – упругих систем рекомендуются следующие объемы закачку в один метр перфорированной толщи нагнетательной скважины (м3/м) в зависимости от приемистости скважины : до 100 м 3/ сутки – 1.5-2.5 ; 100 - 300 м 3/ сутки – 2.5 -4 ; 300 – 600 м 3/ сутки – 4-5 ; более 600 м 3/ сутки – 6-7. Выравнивание профиля приемистости достигается не только изоляцией высокопроницаемых слоев тем или иным составом, но и одновременным воздействием на низкопроницаемые интервалы эксплуатационного объекта технологиями интенсификации приемистости, приводящими к восстановлению или увеличению абсолютной или фазовой проницаемости указанных интервалов. Выбор технологии увеличения или восстановления проницаемости прискважинной зоны нагнетательной скважины производится в зависимости от условий воздействия и характеристики объекта. 7.«Трудноизвлекаемые запасы (ТрИЗ) –запасы залежей (месторождений, объектов разработки) или частей залежи, отличающиеся сравнительно неблагоприятными для извлечения геологическими условиями залегания нефти и (или) физическими ее свойствами, разработка которых существующими технологиями в условиях действующей налоговой системы экономически неэффективна» Основная цель предоставления льгот – создание новых технологий, позволяющих экономически эффективно разрабатывать ТрИЗ. Таким образом, при предоставлении льгот необходимо предусмотреть механизм реализации стимулирования ТрИЗ путем финансирования создания новых технологий за счет получаемой льготы на добычу нефти. Обоснование оптимального периода действия льготного налогообложения Срок предоставления льгот по ТрИЗ следует увязать с периодом, за который месторождение (залежь) может быть подготовлено к промышленному освоению: проведены опытные работы и завершена подготовка инфраструктуры (внешней и внутренней). Установлено, что за период достижения 10%- го отбора от НИЗ (Начальные извлекаемые запасы), нефтегазодобывающие предприятия вкладывают 60-65 % всех капитальных вложений, предусмотренных ПТД (проектно технологический документ). В этот период разбуриваются наиболее продуктивные объекты и возводятся основные узлы системы сбора, подготовки и транспорта. 8. Занимает Территорию Между Волгой и Уралом Нефтегазоносность доманиковых отложенийРеспублика Татарстан – опробовано более 330 объектов и получены притоки в 44 случаях • Республика Башкортостан - более 100 т/сут получены на площадях Бельской депрессии • Пермская область - из 163 опробованных объектов в 14 случаях получены притоки нефти с дебитом больше 1 т/сут • Республика Удмуртия - большая часть скважин оказалась сухими, 10 - с водопритоками и 7 - с притоками нефти дебитом 7 м3 /сут • Самарская область – 120 объектов, из них 34 дали притоки нефти. Максимальный приток нефти с водой 55 м3 /сут на Доматовской площади из бурегского горизонта • Оренбургская область – 34 объекта, из них 9 дали притоки нефти. Максимальный приток нефти более 100 м3 /сут на Твердиловской площади • Водопритоки зафиксированы в 43 случаях на Самарской и Оренбургской площадях Высокоуглеродистая формация (ВУФ) – природная совокупность тонкослоистых горных пород со сходными условиями образования, благоприятными для накопления органического вещества и его преобразования в углеводороды с последующей возможной миграцией в пустотное пространство этих пород. Углеводороды ВУФ находятся в ней как в свободном, так и в связанном на молекулярном уровне состоянии. 9. Доманиковая толща представлена кремнисто-карбонатными породами Сумма карбонатных минералов преобладает, и их состав изменяется в зависимости от содержания кремнистой составляющей. Глинистые минералы в разрезе практически отсутствуют и их содержание не превышает обычно 1-2%. В строении разрезов участвуют различные типы известняков и высокоуглеродистые кремнисто-карбонатные и карбонатно-кремнистые породы смешанного состава, которые часто формируют тонкие чередования разностей. Каждый тип сложен определенными последовательностями пород, часто формирующими цикличные чередования, а также парагенетические ассоциации. По соотношению этих типов пород в разрезах скважин можно выделить следующие генетические типы отложений: разрезы относительно глубоководных впадин, разрезы склонов поднятий или бортов «рифовых» тел и разрезы мелководно-морского шельфа и впадин, с компенсированным осадконакоплением 10.Минеральный состав пород (без учета органического вещества) 1 – Карбонатные породы а) Известняки (ТОС вес.%≤0,5) б) Ритмиты известковые (ТОС вес.% ≥ 25) 2 – Кремневые породы (ТОС вес.% 0,5-25) Ритмиты кремневые: • с остатками тентакулит, • с остатками радиолярий 3 – Породы смешанного состава Ритмиты (ТОС вес.% 0,5-25) Ритмиты – тонкослоистые породы с миллиметровой слоистостью, обычно горизонтальной, реже линзовидной. Слоистость обусловлена колебанием основных седиментационных и аутигенных компонентов, слагающих эти породы: сапропелевый материал; известковый материал, представленный ракушняковым детритом, микритовой примесью, остатками тентакулит, радиолярий; кремневый материал; глинистая примесь игают до 15 вес. % от объема породы. 11.доманиковых продуктивных отложениях характеризуются тем, что породы, содержащие нефть одновременно являются нефтепроизводящими и не являются коллектором в традиционном понимании. в доманиковых отложениях дебиты нефти приурочены к естественным зонам трещиноватости. Для данного типа залежей технология кислотного, многозонного ГРП как способ разработки является оправданной и целесообразной. Примером служит положительный результат проведения КГРП на наклонно - направленной скв.1144, где получено увеличение дебита по нефти с 2,3 т/сут до 7,1 т/сут; многозонного кислотного ГРП в горизонтальной скв. 2917Г, при освоении которой получена нефть дебитом 15 м3 /сут; кислотного ОПЗ на наклонно - направленных скв. 2918, 2915, 2942, в которых получена нефть средним дебитом 4,0-4,5 м 3 /сут. Однако, несмотря на положительные результаты ОПР, важно помнить о том, что доманиковые отложения являются нефтематеринскими породами и сгенерированные данными толщами углеводороды могут находиться не только в виде залежей нефти, но и в рассеянном состоянии в стадии миграции, а также в стадии образования нефти. Для апробации технологий разработки такой нефти необходимо сосредоточить внимание на альтернативных методах разработки доманиковых отложений, основанных на принципах термического воздействия. Положительный эффект от применения термического воздействия на доманиковые отложения на образцах из Татарстана установлен в результате лабораторного эксперимента, выполненного в лаборатории 12. Нефтеносность История совместной разработки баженовско-абалакского комплекса залежей БС в центральной части Западной Сибири показывает, что она отличается от разработки традиционных коллекторов. Прежде всего необходимо отметить следующие особенности. » Неравномерное по площади распределение скважин с высоким начальным дебитом. Причем разница в дебитах может составлять два порядка: от первых тонн в сутки до нескольких сотен. » Скважины с притоками нефти характеризуются (но не всегда) повышенными температурами и аномально высоким пластовым давлением (АВПД), которое может превышать гидростатическое в 1,8 раза. Это свидетельствует, во-первых, о наличии значимых запасов нефти, приведших к автофлюидоразрыву пласта и повышению давления, во-вторых, о потенциально больших коэффициентах извлечения нефти (КИН) на упругом режиме разработки. » Существенное увеличение дебитов скважин после проведения гидроразрыва пласта (ГРП). » Достаточно резкий спад производительности скважины: в течение года дебит может снизиться на порядок. При этом притоки из основного продуктивного пласта КС1 (карбонатный слой) баженовско-абалакского комплекса на Салымском месторождении могут поддерживаться на протяжении нескольких десятков лет на уровне 10 т/сут. Геология баженовской свиты Баженовская свита входит в состав одноименного горизонта. Отличительной чертой этого горизонта считается битуминозность пород. На большей части Западной Сибири баженовский горизонт, включая баженовскую и частично тутлеимскую, марьяновскую, даниловскую, яновстанскую и другие свиты, представлен битуминозными аргиллитами. Латеральными аналогами БС по окраинам бассейна являются небитуминозные и слабобитуминозные породы соответствующих частей даниловской (на северо-западе), яновстанской (на северовостоке), марьяновской (на востоке и юге) и других свит Породы собственно БС подстилаются прибрежно-морскими и морскими отложениями абалакской или георгиевской свит, отражающих процессы постепенного затопления территории Западной Сибири в поздней юре. Перекрываются песчаноглинистыми клиноформными отложениями нижнего мела. Накопление пород в составе баженовского горизонта отвечало условиям максимальной позднеюрско-раннемеловой трансгрессии морского бассейна, площадь зеркала воды которого достигала 2 млн. км2. Продуктивность Отдающими интервалами в баженовско-абалакском комплексе прежде всего могут быть трещинно-кавернозные карбонатные отложения. Вторым типом коллектора могут быть трещиноватые или листоватые баженовиты, сложенные преимущественно керогеном и кремнеземом. Пористость этих пластов, по оценкам разных авторов, может достигать 20 % при проницаемости, превышающей 1 мкм2 (сообщающиеся хорошо раскрытые трещины). При этом пористость матрицы составляет единицы процентов (обычно 1-2 %), не превышая 5 % (один образец из 200 исследованных авторами). 13.В связи с отмеченным основной технологической задачей разработки БС является создание вторичной проницаемости нефтенасыщенной матрицы за счет плотной системы наведенных трещин. Это обеспечивает технология бурения горизонтальных скважин с множественными ГРП. Подобная технология успешно и широко используется в США для добычи сланцевого газа из пластов – аналогов БС. В России данная технология не применялась. При этом основной задачей ГРП является обеспечение интенсивного растрескивания пласта, создание вторичной проницаемости в зоне дренирования скважины. |