Современное состояние и перспективы Современное состояние и перспективы

применения термогазового метода применения термогазового метода

увеличения нефтеотдачи увеличения нефтеотдачи

на месторождениях Баженовской свитына месторождениях Баженовской свиты

А.А. Боксерман (ОАО «Зарубежнефть»), В.И. Кокорев (ОАО А.А. Боксерман (ОАО «Зарубежнефть»), В.И. Кокорев (ОАО «РИТЭК»), В.В. Плынин (ОАО «Зарубежнефть»), А.С. Ушакова «РИТЭК»), В.В. Плынин (ОАО «Зарубежнефть»), А.С. Ушакова (ОАО «Зарубежнефть»)(ОАО «Зарубежнефть»)

Докладчик: В.В. Плынин (ОАО «Зарубежнефть»)Докладчик: В.В. Плынин (ОАО «Зарубежнефть»)

В настоящее время приоритетное направление прироста запасов нефти в мировой нефтедобыче - развитие и промышленное применение современных интегрированных методов увеличения нефтеотдачи (МУН), которые способны обеспечить синергетический эффект в освоении новых и разрабатываемых нефтяных месторождений.

В этой связи перспективы освоения в России все возрастающей доли трудноизвлекаемых запасов и нетрадиционных ресурсов в керогенонефтематеринских породах месторождений углеводородного сырья Баженовской свиты (БС) связаны с принципиально новым инновационным термогазовым МУН

Приоритетное направление прироста запасов нефти

Термогазовый метод повышения нефтеотдачи

Впервые предложен в 1971 г во ВНИИнефть.

Отличен от традиционных методов закачки воздуха, в том числе и метода внутрипластового горения.

Метод основан на закачке воздуха в пласт и его трансформации в эффективные вытесняющие агенты за счет низкотемпературных внутрипластовых окислительных процессов.

Температура пласта должна быть выше 65-70oC.

В результате низкотемпературных окислительных реакций непосредственно в пласте вырабатывается высокоэффективный газовый агент содержащий азот, углекислый газ и ШФЛУ.

Термогазовый метод повышения нефтеотдачи

Высокая эффективность достигается за счет реализации полного или частичного смешивающегося вытеснения.

Преимущества метода - использование недорогого агента, значительное увеличение нефтеотдачи пласта (по фактическим проектам зафиксировано увеличение нефтеотдачи до 60% и более).

Исследования на кернах показали, что после закачки воздуха остаточная нефтенасыщенность за фронтом вытеснения снижается до 5-7%.

Принципиальные особенности термогазового Принципиальные особенности термогазового воздействия (ТГВ)воздействия (ТГВ)

Закачка воздуха и его трансформация в эффективные вытесняющие агенты (углекислый газ, легкие углеводороды) за счет внутрипластовых окислительных и термодинамических процессов

Использование природной энергетики пласта – повышенной пластовой температуры (свыше 60-700С) для самопроизвольного инициирования внутрипластовых окислительных процессов и формирования высокоэффективного вытесняющего агента

Возможность осуществления активных самопроизвольных окислительных процессов могут при более низких температурах, так как реальные пласты содержат катализаторы (CuO, MnO2, Cr2O3, NiO, CoO и др)

Механизм ТГВМеханизм ТГВ

Зона смешивающегося вытеснения

Нефть

Время самовоспламенения нефтиВремя самовоспламенения нефти

Быстрое инициирование активных внутрипластовых Быстрое инициирование активных внутрипластовых окислительных процессов является одним из важнейших окислительных процессов является одним из важнейших следствий использования энергетики пласта для организации следствий использования энергетики пласта для организации закачки воздуха на месторождениях легкой нефти.закачки воздуха на месторождениях легкой нефти.

0

50

100

150

200

250

0 20 40 60 80 100 120

Начальная пластовая температура, С

Вр

емя

сам

ов

осп

лам

енен

ия

н

ефти

, сут

30 суток

10 суток

Тепловой эффект реакций НТОТепловой эффект реакций НТО

Интенсивность окислительных реакций довольно быстро возрастает с увеличением температуры.

0

20

40

60

80

100

0 20 40 60 80 100 120 140 160 180 200 220 240

Начальная температура пласта, С

Qт,

кка

л/м

оль

О2

85 % max

Результаты промысловых испытаний закачки воздуха на месторождениях легкой нефти (по международному соглашению

«ИНТЕРНЕФТЕОТДАЧА» СССР – США))

Увеличение добычи нефти в 2-4 раза. Дополнительная добыча 50% от общей. Дополнительная добыча легких фракций – 15% от дополнительной добычи нефти. Полная утилизация кислорода.

110MPHU (США)

Дополнительная добыча нефти 50% от остаточных запасов. Увеличение отборов нефти в 4 раза.57

Deli (США)

Дополнительная добыча нефти – 43% от остаточных запасов, в т.ч. свыше 30% в виде легких фракций нефти добыто в газовой фазе. Полная утилизация кислорода.

97Sloss

(США)

Годовой прирост добычи нефти – 24%. Снижение обводненности до 34%.36

Кала(Азербайджан)

Прирост нефтеотдачи - 8 п.п. Текущий КИН – 68%. Увеличение добычи нефти в 2-4 раза. Полная утилизация кислорода.

48Гнединцы (Украина)

Увеличение добычи нефти по некоторым скважинам в 5-8 раз, по участку – в 3 раза.18

Сходница (Украина)

Некоторые технологические результатыПластовая темп-ра, оС

Объекты

Опыт применения термогазового воздействия в СШАОпыт применения термогазового воздействия в США

МесторождениеДата

начала проекта

Тип коллек-

тора

Пористость, %

Проницае-мость, мД

Глубина, м

Вязкость нефти, сП

Темпера-

тура, 0С

Нефте-отдача,%

Годовая добыча общая/ за счет

МУН, тыс.тонн/год

Medicine Pole Hills 1985 Д 17 15 2900 2 110 42 14/14West Medicine Pole

Unit2001 Д 17 10 2900 2 102 34 51/51

North Ceder Hills Unit

2002 Д 18 10 2740 2 102 53 572/572

Buffalo 1979 Д 20 10 2580 2 102 64 20/20

West Buffalo 1987 Д 20 10 2580 2 102 64 12/12

South Buffalo 1983 Д 20 10 2580 2 102 64 48/48West Ceder Hills

Unit2003 Д 17 10 2740 2 102 53 43/43

South Medicine Pole Unit

2003 Д 17 10 2800 2 106 40 22/22

Pennel Phase 1 2002 Д 17 10 2680 1,44 93 48 21/8

Pennel Phase 2 2002 Д 17 10 2680 1,44 93 46 78/5

Little Beaver 2002 Д 17 10 2530 1,44 93 28 83/38

964/833Итого в год

Проекты по термогазовому МУН на конец 2009 г.Проекты по термогазовому МУН на конец 2009 г.

Зарубежный опыт освоения и примененияЗарубежный опыт освоения и применениятермогазового воздействиятермогазового воздействия

Добыча нефти в США за счет термогазового МУН

148

964971

774

0

200

400

600

800

1000

2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

Годы

До

бы

ча н

еф

ти

, ты

с.т

он

н/г

од

В последние годы в ряде российских нефтяных компаний ведется работа

по обоснованию и подготовке промысловых испытаний термогазового

МУН в различных геолого-промысловых условиях, в том числе:

ОАО «Сургутнефтегаз» (Ай-Пимское и Маслиховское месторождения

Баженовской свиты);

ОАО «РИТЭК» (Галяновское и Средне-Назымское месторождения

Баженовской свиты);

ОАО «Газпром нефть» (Приобское месторождение);

ОАО « Зарубежнефть» (залежи Центрально-Хоравейского поднятия с

карбонатными и низкопроницаемыми коллекторами в Ненецком

автономном округе и Висовое месторождение в ХМАО))

Состояние освоения термогазового МУН в РоссииСостояние освоения термогазового МУН в России

Представлена нефтематеринской породой, в которой еще не завершены процессы преобразования органического вещества – керогена в углеводороды.

Территория распространения – центральная часть Западно-Сибирской низменности – более 1 млн. км2.

Глубина залегания – 2 500 - 3 000 м.

Толщина – 10 - 40 м.

Температура пласта – 80 - 134 °С.

Геологические запасы нефти – 100 - 170 млрд. т.

Сложные емкостные и фильтрационные свойства.

Нефтеотдача традиционными способами – 3-5 %.

Баженовская свитаБаженовская свита

Углеводородные ресурсы БС содержатся в двух формах:•в органическом веществе – керогене (ср. сод. 23,3% от V породы);•в форме легкой нефти - продукта генерации органического вещества – керогена (ср. сод. 7,2% от V породы)

Нетривиальный характер фильтрационно-емкостных свойств пород БС:

а) нефтекерогеносодержащие породы представлены двумя принципиально отличными типами:

- микротрещиноватым (порово-трещиноватым) коллектором – практически непроницаемой матрицей;макротрещиноватым (трещинно-кавернозным) коллектором.

б) микротрещиноватый коллектор (матрица) является нефтеотдающим в макротрещиноватый коллектор легкую нефть, образующуюся в процессе генерации керогена.

Основные особенности нефтекерогеносодержащих Основные особенности нефтекерогеносодержащих пород БСпород БС

Литолого-физическая характеристика пород БС и Литолого-физическая характеристика пород БС и вмещающих ее отложенийвмещающих ее отложений

Температура, оС

Деб

ит,

мз/с

ут0

2

4

6

8

10

12

14

16

70 80 90 100 110 120 130 140

Пластовая температура, °С

По

лн

ая п

усто

тно

сть

,%

глинистая порода керогено-кремнисто-глинистая

глинисто-керогено-кремнистая глинисто-кремнисто-керогеновая

глинисто-карбонатно-керогено-кремнистая глинисто-керогено-кремнисто-карбонатная

карбонатная порода

0

5

10

15

20

25

30

35

80 90 100 110 120 130 140

Начальная пластовая температура, 0С

Нак

опл

енна

я д

обы

ча н

ефти

, ты

с. т

онн

Общая линия по всем месторождениям

Маслиховское месторождение

Салымское месторождение

Ем-Еговское месторождение

Фильтрационно - емкостные характеристики пород БС (зависимость от пластовой температуры)

Зависимость выхода нефти из пород БС от температурыЗависимость выхода нефти из пород БС от температуры

0

0,01

0,02

0,03

0,04

0,05

0,06

0,07

0,08

0,09

0,1

0 50 100 150 200 250 300 350 400

Температура, 0С

Вы

хо

д

не

фти

из п

ор

од

ы

Объемный выход нефти, м3/м3

Массовый выход нефти, кг/кг

Согласно результатам экспериментальных исследований кернов пород БС при их нагреве до 250-350 0С из микротрещиноватой породы извлекается легкая нефть, объем которой сопоставим и даже может превышать количество легкой нефти из макротрещиноватых пород.Количество образующихся при окислении керогена УВ газов и легкой нефти может достигать 60% от массы разложившегося керогена.

Основные задачи составных компонентов ТГВ на нефтекерогеносодержащие породы БС

Максимально возможное извлечение легкой нефти из дренируемых в основном макротрещиноватых пород благодаря формируемому эффективному смешивающемуся агенту

Вовлечение в активный процесс максимально возможного извлечения легкой нефти из микротрещиноватой матрицы вследствие преодоления её негативных фильтрационно-емкостных особенностей в результате управляемого теплового воздействия из дренируемых зон

Вовлечение в разработку керогеносодержащих зон и извлечение из них углеводородов за счет термического крекинга и пиролиза.

Механизм извлечения нефти из пород БС

При закачке водовоздушной смеси в пласты БС в трещиноватых пропластках продвигается зона генерации тепла, которая разогревает окружающие слои нефтематеринской породы.

Увеличение водовоздушного отношения ВВО приводит:

К увеличению размера тепловой оторочки → к увеличению глубины прогрева окружающих слоев нефтематеринской породы.

2. К увеличению скорости продвижения тепловой оторочки → к уменьшению глубины прогрева окружающих слоев нефтематеринской породы.

Следовательно, должно существовать оптимальное значение для водовоздушного отношения.

Зависимость объема прогретой матрицы от ВВО при ТГВ

0 .000 0 .001 0 .002 0 .003 0 .004 0 .005B0

20 0 00 0

40 0 00 0

60 0 00 0

80 0 00 0V , m 3

*В

Регулирование ВВО осуществляется на основе конкретного геологического строения залежей БС с необходимостью учета соотношения объемов дренируемых и недренируемых зон, а также их взаимного расположения.

Схема строения БС

(а) - схема полученная по результатам многочисленных лабораторных экспериментов;

(б) - схематизация температурного процесса, который происходит в пласте БС при закачке водовоздушной смеси.

Современный потенциал технико - технологических средств реализации ТГВ

Применение горизонтальных и горизонтально-разветвленных скважин;

Бурение боковых стволов;

Формирование разветвленных боковых дрен;

Применение гидроразрыва пласта различного дизайна, в том числе, направленного;

Производство щелевой разгрузки призабойных зон;

Тепловое и термогазохимическое воздействие на призабойную зону;

Циклическое воздействие;

Применение различных технических устройств для закачки в пласт водогазовых смесей, в частности, насосно-компрессорных бустерных установок.

Производство и применение парогенераторов и забойных парогазогенераторов на основе монотоплива

Принципиальная схема строения коллектора Принципиальная схема строения коллектора Баженовской свиты Средне-Назымского месторожденияБаженовской свиты Средне-Назымского месторождения

1 – слой χ нефтематеринской породы;

2 – плотный карбонатизированный трещиноватый прослой;

3 – перфорированный ствол скважины;

4 – битуминозные глины;5 – пути миграции нефти в

скважину

С целью отработки термогазового МУН в ОАО «РИТЭК» выбрано Средне-Назымское месторождение, на опытном участке которого с августа 2009 года ведутся промысловые испытания и освоение техники и технологии закачки воздуха и воды, а также системы контроля за процессом ТГВ. После разработки и утверждения технологической схемы конце 2010 года предусматривается начать опытные работы по реализации термогазовой технологии.

Для прогноза возможных технологических результатов была создана геолого-гидродинамическая модель опытного участка, а также методика расчета процесса ТГВ применительно к геолого-гидродинамическим условиям опытного участка.

Результаты компьютерного моделирования подтвердили перспективность применения инновационного термогазового метода и целесообразность его развития для ввода в промышленную разработку месторождений БС, а именно:

нефтеотдача от применения ТГВ на опытном участке может достигнуть более 40%.

накопленная доля добычи нефти из дренируемых зон может составить примерно 40%, в том числе за счет пиролиза содержащегося в этих зонах керогена -10-15%, а за счет термогидродинамического воздействия на недренируемые зоны – 20-25%

Расчетный коэффициент извлечения нефти (КИН) для пластов БС Средне-Назымского месторождения

Изменение КИН в зависимости от темпа закачки воздуха и его прирост за счет притока нефти из матрицы и керогена

синий столбик – КИН без учета притока нефти из матрицы и керогена; красный столбик – КИН с учетом притока нефти из матрицы и керогена; желтый столбик – прирост КИН за счет притока нефти из матрицы и

керогена

Промысловые испытания закачки воздуха Промысловые испытания закачки воздуха на опытном участке Средне-Назымского месторождения

Увеличение газового фактора при ТГВ за счет выхода дополнительных УВ газов.

Влияние выхода азота на газовый фактор не учитывалось.

синие столбики – базовый дебит газа (при газовом факторе 85); красные столбики – прирост дебита газа при ТГВ за счет возрастания газового

фактора (до 140-190); Линиями обозначены среднесуточные дебиты (синяя – базовый, красная –при

ТГВ).

Дополнительная добыча - 50 тыс. м3 УВ газа.

Ср

едн

есут

очн

ый

деб

ит,

м3

/сут

.

Изменение состава добываемого газа при Изменение состава добываемого газа при термогазовом воздействиитермогазовом воздействии

Схема расположения скважин на опытном участке и распределения количества добытых газов по скважинам за время закачки воздуха.

(Радиус кружка пропорционален объему добытого газа).

№ скв. Прирост дебита газов (по сравнению с базовым)

CO2 Азот УВ газы

3001 2687.1 2090.4 3939

3000 1047.2 5312.6 2709

3002 353.65 132.63 587.7

401 380.77 3112.1 1028

выход азота, увеличение дебита CO2 и УВ газов,отсутствие кислорода.

Изменение состава нефти при термогазовом Изменение состава нефти при термогазовом воздействиивоздействии

28

Вязкость и плотность нефти снизились в 3 и 1,05 раз соответственно.

Фракционный

состав изменился в течении года в сторону большего содержания легких фракций.

Характеристика нефти 2009 2010

Вязкость кинематическая при 200С 7,48 мм2/с 2,38 мм2/с

Плотность при 200С 837 кг/м3 800 кг/м3

Вязкость

динамическая

6,26 мПа*с 1,9 мПа*с

Фракционный состав нефти (скважина №3000) в 2009 и 2010гг.

0

5

10

15

20

25

30

35

40

75 105 135 155 175 195 215 235 255 275 295

Температура, 0С

Масс

овая д

оля, %

Фракционный соства нефти (проба 17.01.2009),%

Фракционный соства нефти (проба 08.01.2010),%

C1-C4 C4-C7 C5-C8 C8-C9 C9+

Анализ данных о фракционном составе нефти (3000 скв).Сравнение данных за 01.2009 и 01.2010

К настоящему времени полученные данные промысловых исследований подтверждают рассмотренные выше теоретические положения по ТГВ, а именно:

Протекание активных внутрипластовых окислительных процессов (наблюдается значительное увеличение в добываемых газах доли азота до 45 %, углекислого газа до 7%, отсутствие кислорода);

Использование керогена в качестве основного топлива во внутрипластовых окислительных процессах (результат возможного пиролиза и крекинга керогена наблюдается увеличение до двух кратного объемов добываемых углеводородных газов);

Формирование в пластовых условиях смешивающегося вытеснения (наблюдается существенное увеличение в составе нефти легких фракций, по сравнению с данными, полученными до начала закачки воздуха и, связанное с этим, снижение плотности и вязкости и плотности нефти в 3 и 1,05 раз соответственно).

Результаты промысловых исследований на опытном участке Средне – Назымского месторождения

Освоение и промышленная реализация термогазового МУН имеет принципиальное значение для увеличения российской сырьевой базы нефтедобычи и кардинального повышения эффективности разработки нефтяных месторождений, особенно в Западной Сибири.

Потенциал прироста извлекаемых запасов нефти за счет освоения и развития инновационного термогазового метода может составить:

на месторождениях БС – 35-50 млрд.т.

на месторождениях легкой нефти низкопроницаемыми коллекторами – 5-6 млрд.т.

Потенциал прироста извлекаемых запасов нефти за счет освоения и развития термогазового МУН

СПАСИБО ЗА ВНИМАНИЕ!СПАСИБО ЗА ВНИМАНИЕ!