Библиографическое описание:

Стебельская Г. Я. Некоторые особенности разработки залежей высоковязких нефтей и природных битумов // Молодой ученый. — 2015. — №13. — С. 329-333.

В связи с истощением мировых запасов традиционной нефти, с каждым годом все больше внимания уделяется так называемым нетрадиционным источникам углеводородов, особое место среди которых занимают высоковязкие нефти (ВВН) и природные битумы (ПБ). Это обусловлено, во-первых, их генетической связью с традиционными залежами нефти, а во-вторых, с колоссальными разведанными запасами в мире, которые на порядки превышают остаточные запасы традиционной нефти. Так, общие разведанные запасы ПБ только в Западной Канаде (Атабаска, Вабаска, Пис-Ривер) и битумоносном поясе Ориноко превышают 500 млрд т. [1].

Интерес к промышленному освоению месторождений ВВН и ПБ наблюдается с середины 70-х гг. ХХ века. Он был вызван энергетическим кризисом, который заставил по-новому осмыслить процесс освоения месторождений углеводородов с одной стороны и решить проблему независимости развитых стран от поставщиков нефти и газа за счет поиска альтернативных источников энергии. Это привело к тому, что в развитых странах на правительственном уровне принимались крупномасштабные энергетические программы, нацеленные как на расширение и рациональное использование своей сырьевой базы углеводородного сырья, так и на поиск альтернативных источников энергии. Эти программы успешно выполнялись, что привело к появлению в Канаде, США и Венесуэле новых отраслей промышленности по добыче таких источников углеводородного сырья, как ВВН и ПБ [2].

На сегодняшний день проблема освоения запасов высоковязких нефтей и природных битумов актуальна и других станах мира, в том числе странах бывшего СССР. Однако степень реализации тех или иных проектных решений напрямую зависит от степени изученности ВВН и ПБ в разных нефтедобывающих регионах.

Современное состояние изученности высоковязких нефтей и природных битумов позволяет утверждать, что они отличаются от традиционных нефтей по химическому составу, физико-химическим свойствам, а также по степени взаимодействия с коллекторами и по структуре их насыщения, что существенно влияет на степень их извлечения из недр. Поэтому, методы и подходы, применяемые при разработке залежей традиционных нефтей, не могут непосредственно внедряться на залежах высоковязких нефтей и природных битумов. Применение традиционных технологий при добыче высоковязких нефтей и природных битумов приводит к низкому углеводородоизвлечению и потере ценных сопутствующих компонентов, что ощутимо снижает рентабельность разработки и наносит вред окружающей среде. В связи с этим необходимо разработать научно-обоснованный подход к проведению разработки залежей высоковязких нефтей и природных битумов, который бы учитывал их специфику.

Главной отличительной чертой химического состава высоковязких нефтей и природных битумов от традиционных нефтей является присутствие в них обширной группы микроэлементов (ванадия, никеля, железа, хрома, молибдена), а также повышенное содержание серы, асфальтенов, смол других гетероатомных соединений.

Групповые углеводороды входят в состав битума в различных соотношениях их масс, что определяет их структуру и свойства. Структура битума становится то типа золя для систем с малой вязкостью, то типа геля — с повышенной вязкостью, что зависит и от температуры битума. При нагревании или увеличении содержания масел структура геля переходит в структуру золя.

Ж. Манн считает битумы растворами асфальтенов в маслах и рассматривает отношение вязкости асфальтенов к вязкости масел как функцию концентрации и температуры. При 120 ºС и выше асфальтены находятся в молекулярно-диспергированном состоянии, но при более низких температурах они образуют ассоциированные комплексы. В зависимости от концентрации асфальтенов и типа масел характер течения этих систем изменяется от ньютоновского до неньютоновского.

Выявленные на сегодня залежи тяжелых нефтей и природных битумов представляют жильные, штокверковые, пластовые, многопластовые сводовые и массивные скопления.

В стратиграфическом отношении залежи ВВН и ПБ встречаются по всему осадочному чехлу, чем практически не отличаются от традиционных нефтей. Однако условия образования этих классов нафтидов обусловили их определенные отличия от обычных нефтей [3, 4, 5].

Среди главных отличий можно выделить следующие:

-        резкая неоднородность литолого-петрографического состава, фильтрационно-емкостных свойств пород коллекторов;

-        высокие емкостные свойства коллектора (пористость до 35 %) при достаточно низких фильтрационных;

-        гидрофобный характер смачиваемости коллектора;

-        структура нефтенасыщенности состоит из: свободной нефти, связанной нефти, адсорбированной нефти, битума в твердом состоянии;

-        часть воды в поровом пространстве коллекторов связанная, причем содержание связанной воды может составлять 10–30 % от объема пор;

-        содержание в объеме залежей тяжелых нефтей водоносных линз и промытых контурными водами пропластков;

-        неровная поверхность водонефтяного контакта — горизонтальные, наклонные, волнистые, со значительными колебаниями отметок, повторяющие в основных чертах гипсометрию сводовой ловушки и его осложнений.

Вышеуказанные особенности ВВН и ПБ и вмещающих их залежей определяют выбор способа рациональной разработки последних.

Изучение отечественного и зарубежного опыта показало, что на сегодняшний день существуют три группы способов разработки залежей ВВН и ПБ:

1)       скважинный способ, при котором добываются через скважины за счет природного режима, применения заводнения, термического или иного воздействия на продуктивные пласты;

2)       карьерные (открытые) и шахтные очистные системы разработки, при которых нефте- битумосодержащую породу извлекают на поверхность, где из нее экстрагируют нафтиды;

3)       шахтные дренажные системы разработки, при которых нефть или битум добываются в шахте через дренажную систему скважин, пробуренных из горных выработок.

Следует отметить, что применение карьерного и шахтного очистного методов добычи ограничивается глубиной залегания продуктивного горизонта 50 м. При данном методе разработки капитальные и эксплуатационные расходы относительно невелики, но при этом обеспечивается достаточно высокий коэффициент нефтеизвлечения — 65–85 % [6].

Метод шахтных дренажных систем применим до глубин 400 м. При этом достигнутый коэффициент нефтеотдачи значительно ниже, чем при карьерном и шахтном очистном методах, поскольку большое количество скважин бурится по пустым породам.

Для повышения эффективности разработки залежей ВВН и ПБ в шахтно-скважинном методе используют паротепловое воздействие на пласт. Так называемый термо-шахтный метод применим на глубинах до 800 м, имеет коэффициент нефтеизвлечения до 50 %. Эта технология добычи была научно-обоснована, создана, испытана и впервые в мировой практике внедрена в промышленность на Ягерском месторождении [6].

Опыт разработки залежей ВВН и ПБ показывает, что большинство из них разрабатывается скважинным способом. Основная проблема разработки залежей ВВН и ПБ скважинным способом состоит в том, что естественные термобарические условия залежей не обеспечивают необходимую подвижность нефти во время фильтрации по пласту и притока флюида в скважину. Применение таких агентов вытеснения как холодная вода, воздух, азот, углеводородный газ в таких случаях не дает желаемого эффекта. Из-за большого значения соотношения вязкости нефти и вытесняющего агента происходит прорыв последнего и резко ухудшается эффективность разработки залежи.

Поэтому, исходя из специфики физико-химических свойств ВВН и ПБ, наиболее рациональным представляется применение таких методов разработки залежи, при которых достигается максимальное снижения вязкости пластового флюида и обеспечивается ее максимальная подвижность. Среди таких методов особенное место занимают тепловые и термохимические методы.

При тепловых методах воздействия в качестве теплоносителя в пласт обычно закачивается пар, так как он обладает большей энтальпией по сравнению с горячей водой, обеспечивает лучшие показатели по коэффициенту вытеснения и нефтеотдачи.

Метод закачивания пара рекомендуется для разработки залежей высоковязких нефтей — более 40— 50 мПа•с, для которых метод заводнения не пригоден. Наибольшее признание процесс паротеплового воздействия получил в сочетании с заводнением, при котором путем нагнетания пара в пласт в нем создается высокотемпературная оторочка в объеме 20–30 % к общему объему пустотного пространства залежи, которая перемещается закачиваемой в пласт водой. Применение метода позволяет достигать высокой величины коэффициента извлечения нефти—0,4–0,6, иногда более.

Высокая эффективность метода обеспечивается благодаря снижению вязкости пластовой нефти, дистилляции нефти в зоне пара, гидрофилизации породы-коллектора вследствие расплавления и удаления со стенок пор смол и асфальтенов и другим явлениям.

Выбор залежей с благоприятной для применения метода геолого-промысловой характеристикой основывается главным образом на необходимости создания условий для минимальных потерь тепла при перемещении пара по скважине и затем по пласту. Глубина залегания пласта ограничивается примерно 1000 м во избежание чрезмерно высоких потерь тепла в породы через ствол нагнетательной скважины. Рекомендуемая нефтенасыщенная мощность—10–40 м. При меньшей мощности резко возрастают потери тепла в породы, покрывающие и подстилающие продуктивный пласт. При чрезмерно большой мощности горизонта во избежание низкого охвата воздействием по вертикали возможно его расчленение на объекты. Благоприятны высокие коллекторские свойства пород (коэффициент пористости более 0,2 %, проницаемость более 0,5 мкм2), поскольку при этом сокращаются потери тепла на нагревание собственно пород продуктивного пласта. Процесс наиболее эффективен при разработке залежей с высокой начальной нефтенасыщенностью, так как при этом потери тепла на нагрев содержащейся в пласте воды минимальны [7, 8, 9, 10].

Термохимические методы основаны на способности пластовой нефти вступать в реакции с нагнетаемым в пласт кислородом (воздухом), сопровождающиеся выделением большого количества тепла (внутрипластовым «горением»). Различают прямоточное ««сухое» горение, при котором на забое воздухонагнетательной скважины производится поджог нефти и зона горения перемещается нагнетаемым воздухом в направлении к добывающим скважинам, и прямоточное влажное горение, при котором в пласт нагнетаются в определенном соотношении воздух и вода. Для разработки залежей ВВН и ПБ более эффективен второй процесс, так как реализуются те же факторы улучшения механизма вытеснения нефти, что и при нагнетании в пласт пара [7, 11, 12].

Учитывая рост давления нагнетания воздуха с увеличением глубины залегания пластов и необходимость применения компрессоров высокого давления, следует выбирать залежи, расположенные на глубинах не более 1500–2000 м. Методы могут быть рекомендованы для залежей с вязкостью пластовой нефти от 10 до 1000мПа с и более. Такие нефти содержат достаточное количество тяжелых фракций нефти, служащих в процессе горения топливом (коксом). Исходя из технологической возможности и экономической целесообразности процесса, рекомендуется применять его при проницаемости пород более 0,1 мкм2 и нефтенасыщенности более 30–35 %. Мощность пласта должна быть более 3–4 м. Рекомендации по верхнему пределу мощности в литературе неоднозначны. Среди других имеются указания на то, что при лучшей проницаемости средней части эксплуатационного объекта нефтенасыщенная мощность может достигать70–80 м и более. При этом процесс горения, протекающий в средней части объекта, может обеспечивать прогрев и его менее проницаемых верхней я нижней частей.

Процесс сухого горения в связи с высокой температурой горения—700 °С и выше—более применим для терригенных коллекторов, поскольку карбонатные коллекторы при высокой температуре подвержены разрушению. При влажном и особенно сверхвлажном процессах горение протекает при меньшей температуре—соответственно 400–500 и 200–300 °С. поэтому они применимы как для терригенных, так и для карбонатных коллекторов [7, 11, 12].

Учитывая вышеизложенное можно сделать вывод, что тот или иной методов может быть эффективно применен лишь в определенных геолого-физических условиях и с учетом особенностей физико-химических свойств пластового флюида. Поэтому при внедрении того или иного нового метода важно выбрать соответствующие эксплуатационные объекты.

 

Литература:

 

1.                  Лукин А. Е. Углеводородный потенциал недр Украины и основные пути его освоения // Вестник Национальной Академии Наук Украины.- 2008. — № 4. — с.56–67.

2.                  Искрицкая Н. И. Экономическая эффективность инноваций ВНИГРИ при освоении месторождений высоковязких нефтей и природных битумов // Нефтегазовая геология. Теория и практика, № 1, 2006. с.1–12.

3.                  Климушкин И. М., Воронцова Г. В., Мессинева Н. И., Жиденко Е. А. Некоторые особенности залегания и геологического строения скоплений природных битумов // Сб. трудов ВНИИ, № 78, 1981.С.112–121.

4.                  Паюк С. А., Стебельская Г. Я., Нестеренко Н. Ю,. Балацкий. Р. С. Петрофизическая модель нефтенасыщения пород-коллекторов башкирского яруса Яблуновського месторождения ДДв. // Нефтегазовая отрасль Украины. — 2015. — № 2. — с.22–25.

5.                  Халимов Э. М., Климушкин И. М., Фердман Л. И. Геология месторождений высоковязких нефтей СССР. Справочное пособие. М.: Недра, 1987. — 174 с.

6.                  Николин И. Г. Методы разработки тяжелых нефтей и природних битумов // Наука-фундамент решения технологических проблем развития России, № 2, 2007.

7.                  Климушкин И. М., Аванесов И.Г Особенности разработки месторождений высоковязких нефтей первичными и вторичными методами // Сб. трудов ВНИИ, № 90, 1987.С.142–149.

8.                  Байбаков Н. К., Гарушев А. Р., Антониади Д. Г., Ишханов В. Г. Термические методы добычи нефти в России и зарубежом. — М.: ВНИИОЭНГ, 1995.- 181 с.

9.                  Байбаков Н. К., Гарушев А. Р. Тепловые методы разработки нефтяных месторождений. — М.: Недра, 1988. –343 с.

10.              Кудинов В. И. Совершенствование тепловых методов месторождений высоковязких нефтей. — М.: Нефть и газ.- 1996. — 284 с.

11.              Бурже Ж. П., Сурио М., Комбарну М. Термические методы повышения нефтеотдачи пластов. — М.: Недра. — 1988.- 424 с.

12.              Сургучев М. Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. М.: Недра. — 1985.- 284 с.

Основные термины: высоковязких нефтей, разработки залежей, нефтей и природных битумов, ВВН и ПБ, разработки залежей ВВН, залежей ВВН и ПБ, высоковязких нефтей и природных, разработки залежей высоковязких, залежей высоковязких нефтей, традиционных нефтей, залежей нефти, месторождений высоковязких нефтей, залежей традиционных нефтей, тяжелых нефтей, пластовой нефти, разработке залежей, залежей нефти Западного, строения залежей нефти, особенности разработки залежей, нефтей и природних битумов

Обсуждение

Социальные комментарии Cackle