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.
