Аннотация

Обоснована проблема с исчерпанием ресурсной базы запасов, дана классификация нетрадиционных нефтей и способы их добычи. Рассмотрены технологии разработки нетрадиционных низкопроницаемых коллекторов Самарской области. А так же в районе локализации нефтематеринских пород Самарской области, подобраны скважины для составления программы опробования пластов с ТРИЗ.

Ключевые слова: битум, керогеновая нефть,  месторождение, многостадийный гидроразрыв пласта, низкопроницаемый коллектор, нетрадиционный коллектор, нефть, трудноизвлекаемые запасы.

Abstract

The problem with the depletion of the resource base of reserves is justified, the classification of unconventional oils and methods of their production are given. Technologies of development of non-traditional low-permeable reservoirs of the Samara region are considered. As well as in the area of localization of oil source rocks of the Samara region, wells were selected for the preparation of a program for testing reservoirs with hard-to-recover reserves.

Keywords: bitumen, high-viscosity oil, kerogen oil, field, multi-stage hydraulic fracturing, low-permeability reservoir, unconventional reservoir, oil, hard-to-recover reserves.

К концу второго десятилетия XXI века мир прошел «пик» добычи традиционной нефти, который связан был не столько с исчерпанием доступной ресурсной базы, сколько с замедлением темпов роста спроса и появлением новых конкурентоспособных источников нефти нетрадиционной – нефти низкопроницаемых коллекторов, высоковязкой нефти и природных битумов, синтетической нефти из керогена.

Спад добычи на традиционных месторождениях не ознаменовал собой закат «нефтяной эры» и не привел к сокращению глобального предложения жидких углеводородов. Наиболее значимый вклад в компенсацию естественного истощения традиционных месторождений и покрытие растущего спроса вносят «нетрадиционные нефти» — источники жидкого углеводородного сырья, еще недавно технологически и экономически практически недоступные человечеству, а сегодня уже ставшие неотъемлемой частью глобального предложения нефти.

В России доля «трудной» нефти растет, и на данный момент она превышает 65% от общего объема. Очевидно, что столь высокий процент получается в том числе за счет истощения легкоизвлекаемых запасов нефти. Необходимость вовлечения в разработку месторождений с трудноизвлекаемыми запасами является одной из приоритетных задач для компенсации снижения добычи и увеличения ресурсной базы. Вследствие чего вопрос добычи ТРИЗ нефтей становится все более актуальным. Ранее их слабое освоение обуславливалось, в основном, низкой экономической эффективностью, либо отсутствием инфраструктуры и необходимых технологий.

В мировой практике существуют определенные разночтения в терминологическом обозначении нетрадиционных нефтей. Поэтому в данной работе с учетом имеющегося опыта сформирована обобщенная классификация нетрадиционных нефтей по ключевым особенностям их залегания и разработки. В целом к нетрадиционным нефтям принято относить запасы нефти, разработка которых традиционными методами неэффективна либо из-за нестандартных условий их залегания (в плотных и низкопроницаемых коллекторах), либо из-за того, что извлекаемые из залежи смеси существенно отличаются по своим физико-химическим характеристикам (в частности по агрегатному состоянию) от традиционных нефтяных смесей, что ограничивает возможность их транспортировки по нефтепроводам и переработки на НПЗ (нефтеперерабатывающих заводах) и требует особых способов их подготовки к переработке и транспорту. Таким образом, можно выделить два признака «нетрадиционности» нефтей (рисунок 1):

1. Нетрадиционность по признаку коллектора — когда сравнительно «традиционные» по своему составу нефти, или газовый конденсат залегают в настолько плотных породах, что для их извлечения необходимо существенное повышение трещиноватости породы (разрушение породы), как правило, проводимое методами многостадийного наклонно-направленного гидроразрыва плата (МГРП).

2. Нетрадиционность по признаку характеристик сырья — углеводороды высокой плотности и вязкости, требующие термического, химического, или электролитического воздействия на нефтематеринскую породу для извлечения жидких фракций (таблица 1).

Рисунок 1 – Классификация нетрадиционных нефтей

Таблица 1.

Общие определения видов нетрадиционной нефти

Вид нетрадиционной нефти	Общее определение	Плотность
Нефть низкопроницаемых коллекторов	Зрелая, традиционная по своему составу нефть, залегающая в отложениях нефтяных сланцев или других низкопроницаемых породах.	Менее 920 кг/м³ (выше 22 API)
Тяжелые и сверхтяжелые нефти	Нефтяное сырье с высокой, по сравнению с традиционными нефтями, вязкостью и плотностью, однако залегающее в недрах и выходящее на поверхность в жидком агрегатном состоянии. Характеризуется высоким содержанием соединений серы и тяжелых металлов. Требует глубокой подготовки к транспорту и переработке.	Тяжелые нефти — 920 — 1000 кг/м³ (10-22 API); Сверхтяжелые нефти — более 1000 кг/м³ (менее 10API) при вязкости менее 10000 мПа·с;
Природные битумы, нефтяные пески	Полезные ископаемые органического происхождения с первичной углеводородной основой, залегающие в недрах в твердом, вязком и вязкопластичном состояниях. Требуют глубокой подготовки к транспорту и переработке.	Более 1000 кг/м³ (менее 10 API) при вязкости свыше 10000 мПа·с
Керогеновая нефть	Синтетическая жидкая нефть, произведенная посредством термической, химической, или электролитической обработки пластов, содержащих нерастворимое органическое вещество горючих сланцев — кероген.	1100-1400 кг/м³ (менее 1 API) – указана плотность нефтяного сланца (керогена)

Нефть низкопроницаемых коллекторов. Освоение месторождений с низкопроницаемыми коллекторами без применения гидроразрыва не обеспечивают рентабельной разработки, поэтому вполне логичным был перенос опыта применения ГРП, накопленного на традиционных месторождениях. Тем не менее, в традиционном виде, гидроразрыв не мог обеспечить коммерческих уровней добычи из-за характерных особенностей таких месторождений — низкой проницаемости породы при низкой концентрации углеводородов, широко распределенных по объему залежи. Иными словами, однократный ГРП, проведенный в вертикальной скважине даже при самых благоприятных условиях, не способен вскрыть достаточный объем вмещающих углеводороды микропор и трещин, чтобы окупить бурение скважины и проведение соответствующих геолого-технологических мероприятий.

Ответом на эту проблему стало комбинирование методов наклонно-направленного бурения с горизонтальными секциями протяженностью в сотни метров и гидроразрыва пласта. Важно понимать, что само по себе наклонно-направленное бурение также неспособно обеспечить достаточного вскрытия пласта. Лишь комбинация этих подходов дала старт так называемой «революции нефтей низкопроницаемых коллекторов». Однако вскрыть всю призабойную зону, сформированную столь протяженным горизонтальным участком скважины однократным гидроразрывом представляет технологическую задачу, по сложности приближающуюся к невыполнимой. Поэтому важнейшим техническим достижением, сделавшим рентабельной разработку ресурсов нефти низкопроницаемых коллекторов, стало применение многостадийного гидроразрыва пласта (Рисунок 2). Многостадийный гидроразрыв, как подразумевает название, разбивает процесс заканчивания скважины на несколько этапов (рисунок 3).

Рисунок 2 – Поэтапная схема многостадийного гидроразрыва пласта

Рисунок 3 – Схема проведения многостадийного гидроразрыва пласта в горизонтальной скважине

Тяжелые и сверхтяжелые нефти, нефтяные битумы. В силу низкой текучести тяжелых и сверхтяжелых нефтей и природных битумов (нефтяных песков) в пластовых условиях их разработка традиционными методами оказывается слишком растянутой во времени, а коэффициент извлечения нефти редко превышает 10 %, что, в большинстве случаев, делает ее нерентабельной. Таким образом, основной технологической задачей для освоения этих запасов является преодоление низкой подвижности нефти. В современной практике существует три основных подхода к добыче этого вида сырья:

1. Совокупность методов добычи углеводородов вместе с вмещающей их породой и последующим разделением вне пластовых условий, далее ex-situ («внепластовые методы») (в основном применяется при добыче природных битумов);

2. Совокупность методов воздействия на углеводороды внутри пласта, далее in-situ («внутрипластовые методы») (применяется как при извлечении углеводородов из природных битумов, так и при разработке залежей тяжелых и сверхтяжелых нефтей);

3. Шахтные методы добычи. Данные технологии развивались в 60-е и 70-е годы XX века, однако практически полностью исчезли, проиграв конкуренцию значительно более простому и безопасному карьерному методу. Стоит, однако, отметить, что основным продуктом шахт являются титановые руды, а нефть – лишь побочный продукт (рисунок 5).

Рисунок 5 — Классификация методов добычи тяжелых и сверхтяжелых нефтей и природных битумов (нефтяных песков)

Первоочередная программа опробования ТРИЗ на месторождениях Самарской области.

Д3dom приурочен к доманиковому горизонту, отложения распространены в пределах франско-фаменского яруса верхнего девона и представлены сложенными высокоуглеродистыми карбонатно-кремнистыми и кремнисто-карбонатными породами со сланцеватой текстурой, а также известняками и доломитами, содержащими рассеянное органическое вещество (ОВ) от 0.5-25%.

Особенностью нетрадиционных коллекторов в доманиковых продуктивных отложениях является отсутствие притоков воды при гидродинамических испытаниях, при пробной и промышленной эксплуатации коллекторов. Единичные случаи появления воды в притоках нефти при испытании скважин объяснялись вовлечением в интервал воды других, ниже- и вышезалегающих продуктивных комплексов. А так же отличительной особенностью является низкая проницаемость ≈ 0,0001 мкм².

Для подбора кандидатов были рассмотрены и проанализированы месторождения по Центральной группы месторождений Самарской области. Производился поиск скважин с удовлетворительным техническим состоянием, а так же вскрывать пласт Д3dom, для составления программы опробования с ГРП, после чего был создана матрица с наиболее подходящими месторождениями (Таблица 2).

Таблица 2.

Матрица месторождений Самарской области

	Месторождение	Купол	Скважина	Текущий пласт	Потенциальный прирост НГЗ пласта Д3dom, млн.т.
1	Месторождение 1	Собственный	1	Д1А, Д1Б	85,6
2	Месторождение 2	Собственный	2	Д2	18,5
3	Месторождение 3	Собственный	3	Д2	87,1
4	Месторождение 4	Собственный	4	Д3	248,5
5	Месторождение 5	Собственный	5	Д2	219,2
6	Месторождение 6	Собственный	6	Д1	64,5
7	Месторождение 7	Собственный	7	Д2	98,7

Оценка ресурсов производилась по площади в пределах ЛУ, на которых располагаются данные месторождения, запасы были посчитаны объемным методом, толщины взяты средние по скважинам с интерпретацией ГИС.    Величину запасов, приходящуюся на общий стратиграфической объем доманиковых отложений эталонного месторождения-аналога, пересчитываем на весь объем целевой зоны.

При успешном опробовании кандидатов вертикальных скважин с одной стадией ГРП и получения промышленного притока, возможна постановка на Госбаланс запасов с учетом дополнительных исследований, что позволит увеличить ресурсную базу запасов нефти по Самарской области.

В итоге по проанализированным перспективным участкам возможный прирост начальных геологических запасов составит 822.1 млн.т нефти.

Сокращение добычи нефти по месторождениям с традиционными коллекторами и нефтями обусловлено высокой выработанностью существующих месторождений и высокой обводненностью. Восполнение ресурсной базы запасов месторождений Самарской области и, соответственно, наращивание темпов добычи возможно за счет ввода в разработку нетрадиционных коллекторов на территории Самарской области.

Мы проектируем будущее.

Список используемых источников информации

1. Антониади Д.Г., Савенок О.В., Арутюнян А.С. Анализ различных классификаций нефтяных пластов по продуктивности. Признаки трудноизвлекаемых запасов // ГИАБ. 2013. №7.

2. Хисамутдинов Н.И., Хасанов М.М., Телгин А.Г., Ибрагимов Г.З., Латыпов А.З., Потапов А.М. Разработка нефтяных месторождений. — М: ВНИИОЭНГ, 1994. — Т. 1. — 263 с.

3. Булатов А.И. (ред.) Теория и практика заканчивания скважин. Учебное пособие. — М.: Недра, 1997. — 395 с.

4. Ахмадишин Ф.Ф. Проблемы горизонтального бурения на залежи битумов / Ш.Ф. Тахаутдинов, Н.Г. Ибрагимов, М.Н. Студенский, Ф.Ф. Ахмадишин, С.А. Оганов, В.И. Зубарев // Нефтяное хозяйство. – 2007. – № 7. – С. 30-33.

5. Балин И.В. Перспективы применения метода внутрипластового горения для добычи трудноизвлекаемых запасов нефти // Вестник науки и образования. 2019. №6-2 (60).

6. Мищенко И.Т. Трудноизвлекаемые запасы и осложнения при разработке и эксплуатации месторождений углеводородов. Учебное пособие. — М.: Российский государственный университет нефти и газа имени И.М. Губкина, 2015. — 138 с.

7. Галкин Ю.В., Грушевенко Д. А., Капустин Н. О., Кулагин В. А., Трошина Н. В. Нетрадиционная нефть: технологии, экономика, перспективы. Институт энергетических исследований РАН, 2019.

8. Мищенко И.Т., Бравичева Т.Б., Ермолаев А.И. Выбор способа эксплуатации скважин нефтяных месторождений с трудноизвлекаемыми запасамию — М: ФГУП Из-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2005. — 448 с.

9. Мищенко И.Т., Бравичева Т.Б., Пятибратов П.В. Система добычи нефти из истощенных залежей с использованием природной энергии. / Добыча и бурение, 2003. №9.

10. Пименов В.П., Шако В.В., Клемин Д.В. Проблемы и перспективы добычи тяжелой нефти методом парогравитационного дренажа // Недропользование-XXI век. – 2008. – №1. – С 59–63. 2. Клемин Д.В., Пименов В.П., Руденко Д.В. Разработка эффективной численной модели парогравитационного способа добычи тяжелых нефтей // Журнал общества инженеров нефтяников. – 2008. –SPE-117387.

11. Тер-Саркисов Р.М. Разработка и добыча трудноизвлекаемых запасов углеводородов. — М.: Недра-Бизнесцентр, 2005. — 407 с.