Плынин В.В

Современное состояние и перспективы
применения термогазового метода
увеличения нефтеотдачи
на месторождениях Баженовской свиты
А.А. Боксерман (ОАО «Зарубежнефть»), В.И. Кокорев (ОАО
«РИТЭК»), В.В. Плынин (ОАО «Зарубежнефть»), А.С. Ушакова
(ОАО «Зарубежнефть»)
Докладчик: В.В. Плынин (ОАО «Зарубежнефть»)
Приоритетное направление прироста запасов нефти
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
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
непосредственно
в
пласте
высокоэффективный газовый агент
углекислый газ и ШФЛУ.
реакций
вырабатывается
содержащий
азот,
Термогазовый метод повышения нефтеотдачи
 Высокая эффективность достигается за счет реализации
полного или частичного смешивающегося вытеснения.
 Преимущества метода - использование недорогого агента,
значительное
увеличение
нефтеотдачи
фактическим
проектам
зафиксировано
нефтеотдачи до 60% и более).
пласта
(по
увеличение
 Исследования на кернах показали, что после закачки воздуха
остаточная нефтенасыщенность за фронтом вытеснения
снижается до 5-7%.
Принципиальные особенности термогазового
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 ТГВ
Зона смешивающегося
вытеснения
Нефть
Время самовоспламенения нефти
Время самовоспламенения
нефти, сут
250
200
150
100
30 суток
50
10 суток
0
0
20
40
60
80
100
120
Начальная пластовая температура, С
Быстрое
инициирование
активных
внутрипластовых
окислительных процессов является одним из важнейших
следствий использования энергетики пласта для организации
закачки воздуха на месторождениях легкой нефти.
Тепловой эффект реакций НТО
Qт, ккал/моль О2
100
80
 85 % max
60
40
20
0
0
20
40
60
80
100
120
140
160
180
200
220
Начальная температура пласта, С
Интенсивность окислительных реакций довольно быстро
возрастает с увеличением температуры.
240
Результаты промысловых испытаний закачки воздуха на
месторождениях легкой нефти (по международному соглашению
«ИНТЕРНЕФТЕОТДАЧА» СССР – США)
Объекты
Пластовая
темп-ра, оС
Некоторые технологические результаты
Сходница
(Украина)
18
Увеличение добычи нефти по некоторым скважинам в 5-8
раз, по участку – в 3 раза.
48
Прирост нефтеотдачи - 8 п.п. Текущий КИН – 68%.
Увеличение добычи нефти в 2-4 раза. Полная утилизация
кислорода.
36
Годовой прирост добычи нефти – 24%. Снижение
обводненности до 34%.
Sloss
(США)
97
Дополнительная добыча нефти – 43% от остаточных
запасов, в т.ч. свыше 30% в виде легких фракций нефти
добыто в газовой фазе. Полная утилизация кислорода.
Deli
(США)
57
Дополнительная добыча нефти 50% от остаточных
запасов. Увеличение отборов нефти в 4 раза.
110
Увеличение добычи нефти в 2-4 раза. Дополнительная
добыча 50% от общей. Дополнительная добыча легких
фракций – 15% от дополнительной добычи нефти. Полная
утилизация кислорода.
Гнединцы
(Украина)
Кала
(Азербайджан)
MPHU
(США)
Опыт применения термогазового воздействия в США
Проекты по термогазовому МУН на конец 2009 г.
Месторождение
Дата
Тип
Пористость,
начала коллек%
проекта
тора
Проницаемость, мД
Глубина, Вязкость Темперам
нефти, сП тура, 0С
Нефтеотдача,%
Годовая добыча
общая/ за счет
МУН,
тыс.тонн/год
Medicine Pole Hills
1985
Д
17
15
2900
2
110
42
14/14
West Medicine Pole
Unit
2001
Д
17
10
2900
2
102
34
51/51
North Ceder Hills
Unit
2002
Д
18
10
2740
2
102
53
572/572
1979
1987
1983
Д
Д
Д
20
20
20
10
10
10
2580
2580
2580
2
2
2
102
102
102
64
64
64
20/20
12/12
48/48
West Ceder Hills
Unit
2003
Д
17
10
2740
2
102
53
43/43
South Medicine
Pole Unit
2003
Д
17
10
2800
2
106
40
22/22
2002
2002
2002
Д
Д
Д
17
17
17
10
10
10
2680
2680
2530
1,44
1,44
1,44
Buffalo
West Buffalo
South Buffalo
Pennel Phase 1
Pennel Phase 2
Little Beaver
93
48
93
46
93
28
Итого в год
21/8
78/5
83/38
964/833
Зарубежный опыт освоения и применения
термогазового воздействия
Добыча нефти в США за счет термогазового МУН
1000
964
Добыча нефти, тыс.тонн/год
971
800
774
600
400
200
148
0
2003
2004
2005
2006
2007
Годы
2008
2009
2010
2011
Состояние освоения термогазового МУН в России
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))
Баженовская свита
 Представлена нефтематеринской породой, в которой еще не
завершены процессы преобразования органического
керогена в углеводороды.
вещества –
 Территория распространения – центральная часть ЗападноСибирской 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 %.
Основные особенности нефтекерогеносодержащих
пород БС
 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.
Литолого-физическая характеристика пород БС и
вмещающих ее отложений
Характеристика
и номер литотипа
Содержание керогена
% (объемные)
I
Глинистый
10
II
Керогено-глинистый
20
III Глинисто-керогено-кремнистый
30
IV Глинисто-кремнисто-керогенный
40
Глинисто-керогено-карбонатный
22
VI Керогено-глинисто-карбонатный
15
VII Карбонатный
4
V
Дебит, мз/сут
Фильтрационно - емкостные характеристики пород БС
(зависимость от пластовой температуры)
Температура, оС
35
14
12
10
8
6
4
2
0
70
80
90
100
110
120
130
140
Пластовая температура, °С
глинистая порода
керогено-кремнисто-глинистая
глинисто-керогено-кремнистая
глинисто-кремнисто-керогенов ая
глинисто-карбонатно-керогено-кремнистая
глинисто-керогено-кремнисто-карбонатная
карбонатная порода
Накопленная добыча нефти, тыс. тонн
Полная пустотность,%
16
Общая линия по всем месторождениям
30
Маслиховское месторождение
Салымское месторождение
25
Ем-Еговское месторождение
20
15
10
5
0
80
90
100
110
120
Начальная пластовая температура, 0С
130
140
Зависимость выхода нефти из пород БС от температуры
Выход нефти из породы
0,1
0,09
Объемный выход нефти, м3/м3
0,08
Массовый выход нефти, кг/кг
0,07
0,06
0,05
0,04
0,03
0,02
0,01
0
0
50
100
150
200
250
300
350
400
0
Температура, С
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 фильтрационноемкостных 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
3
V, m
800 000
600 000
400 000
200 000
В*
0
0.000
B
0.001
0.002
0.003
0.004
0.005
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
парогазогенераторов на основе монотоплива
и
забойных
Принципиальная схема строения коллектора
Баженовской 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 геологогидродинамическим 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
0.6
0.50
0.5
0.46
0.39
0.4
доли ед.
0.32
0.30
0.3
0.25
0.2
0.18
0.16
0.14
Изменение КИН в
зависимости от
темпа
закачки
воздуха и его
прирост за счет
притока
нефти
из матрицы и
керогена
0.1
0.0
24
30
36
Темп закачки воздуха, тыс.
КИН без доп. добычи
КИН с доп. добычей
нм3/сут
Прирост КИН за счет доп. добычи
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 на опытном
участке Средне-Назымского месторождения
Дополнительная добыча
- 50 тыс. м3 УВ газа.
1875.5
1790.5
1871.0
1771.1
1554.3
1951.2
1850.9
1732.8
1512.1
1461.9
1644.3
1318.9
1327.4
1106.5
930.5
887.68
885
0.0
911.6
0.0 0.0
1261.3
Накопленный за месяц дебит, м3
Среднесуточный дебит, м3 /сут.
Дебит газа, скважина №3001 (по состоянию на 01.06.2010г.)
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).
Изменение состава добываемого газа при
термогазовом воздействии
 выход азота,
 увеличение дебита CO2 и УВ газов,
 отсутствие кислорода.
№ 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
Схема расположения скважин на опытном
участке и распределения количества добытых
газов по скважинам за время закачки воздуха.
(Радиус кружка пропорционален объему
добытого газа).
Изменение состава нефти при термогазовом
воздействии
Характеристика нефти
Анализ данных о
фракционном
составе нефти (3000
скв).
Сравнение данных
за 01.2009 и 01.2010
2009
2010
7,48 мм2/с
2,38 мм2/с
837 кг/м3
800 кг/м3
6,26 мПа*с
1,9 мПа*с
Вязкость кинематическая при 200С
Плотность при 200С
Вязкость
динамическая
Фракционный состав нефти (скважина №3000) в 2009 и 2010гг.
40
Фракционный
состав изменился
в течении года в
сторону большего
содержания
легких фракций.
Фракционный соства нефти (проба 17.01.2009),%
35
Фракционный соства нефти (проба 08.01.2010),%
30
Массовая доля, %
Вязкость
и
плотность нефти
снизились в 3 и
1,05
раз
соответственно.
C1-C4
25
C4-C7
C5-C8
C8-C9
C9+
20
15
10
5
0
75
105
135
155
175
195
215
Температура, 0 С
235
255
275
295
28
Результаты промысловых исследований на опытном
участке Средне – Назымского месторождения
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
азота до 45 %, углекислого газа до 7%, отсутствие кислорода);
доли
 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).
Потенциал прироста извлекаемых запасов нефти за
счет освоения и развития термогазового МУН
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.
СПАСИБО ЗА ВНИМАНИЕ!