Термогазовый метод и Баженовская свита
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.
О термогазовом методе
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 термогазовым МУН.
Термогазовый метод повышения нефтеотдачи (ТГВ) был впервые предложен в 1971 г. во ВНИИнефть. Он отличается 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 65-70°C.
В результате низкотемпературных окислительных реакций непосредственно в пласте вырабатывается высокоэффективный газовый агент, содержащий азот, углекислый газ и ШФЛУ (ширукую фракцию легких углеводородов).
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%.
Механизм ТГВ
Принципиальные особенности термогазового воздействия:
- 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 60-70°С) для самопроизвольного инициирования внутрипластовых окислительных процессов и формирования высокоэффективного вытесняющего агента;
- активные самопроизвольные окислительные процессы могут идти при более низких температурах, так как реальные пласты содержат катализаторы (CuO, MnO2, Cr2O3, NiO, CoO и др.).
Слева: время самовоспламенения нефти, справа: тепловой эффект реакций низкотемпературного окисления (НТО)
Быстрое инициирование активных внутрипластовых окислительных процессов является одним из важнейших следствий использования энергетики пласта для организации закачки воздуха на месторождениях легкой нефти.
Интенсивность окислительных реакций довольно быстро возрастает с увеличением температуры.
Результаты промысловых испытаний закачки воздуха на месторождениях легкой нефти (по международному соглашению «Интернефтеотдача» СССР – США)
Опыт применения термогазового воздействия в США
Добыча нефти в США за счет ТГВ
Термогазовый 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 (БС) представлена нефтематеринской породой. в которой еще не завершены процессы преобразования органического вещества – керогена в углеводороды.
Территория ее распространения – центральная часть Западно-Сибирской низменности – это более 1 млн км². Глубина залегания породы – 2500-3000 м. Толщина – 10-40 м. Температура пласта – 80-134°С. Геологические запасы нефти – 100-170 млрд. т.
Порода имеет сложные емкостные и фильтрационные свойства, а нефтеотдача пласта при работе традиционными способами не превышает 3-5%.
Литолого-физическая характеристика пород БС и вмещающих ее отложений
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 (продукт 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.
Фильтрационно-емкостные характеристики пород БС (зависимость от пластовой температуры)
Согласно результатам экспериментальных исследований кернов пород БС, при их нагреве до 250-350°С из микротрещиноватой породы извлекается легкая нефть, объем которой сопоставим и даже может превышать количество легкой нефти из макротрещиноватых пород.
Количество образующихся при окислении керогена углеводородных газов и легкой нефти может достигать 60% от массы разложившегося керогена.
Зависимость выхода нефти из пород БС от температуры
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.
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;
- к увеличению скорости продвижения тепловой оторочки → к уменьшению глубины прогрева окружающих слоев нефтематеринской породы.
Следовательно, должно существовать оптимальное значение для ВВО.
Зависимость объема прогретой матрицы от водовоздушного отношения ВВО при ТГВ
Регулирование ВВО осуществляется на основе конкретного геологического строения залежей БС с необходимостью учета соотношения объемов дренируемых и недренируемых зон, а также их взаимного расположения.
Современный потенциал технико-технологических средств реализации технологии 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.
Строение БС: а) – схема, полученная по результатам многочисленных лабораторных экспериментов; б) - схематизация температурного процесса, который происходит в пласте БС при закачке водовоздушной смеси
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 г. 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 в конце 2010 г. 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 термогазового метода и целесообразность его развития для ввода в промышленную разработку месторождений БС, а именно:
- нефтеотдача от применения ТГВ на опытном участке может достигнуть 60%;
- накопленная доля добычи нефти из дренируемых зон может составить примерно 60%, в том числе за счет пиролиза содержащегося в этих зонах керогена -10-15%, а за счет термогидродинамического воздействия на недренируемые зоны – 25-30%.
Изменение КИН для пластов БС Средне-Назымского месторождения в зависимости от темпа закачки воздуха и его прирост за счет притока нефти из матрицы и керогена:
- синий – КИН без учета притока нефти из матрицы и керогена;
- красный – КИН с учетом притока нефти из матрицы и керогена;
- желтый – прирост КИН за счет притока нефти из матрицы и керогена
Промысловые испытания закачки воздуха на опытном участке Средне-Назымского месторождения. Увеличение газового фактора при ТГВ за счет выхода дополнительных углеводородных 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 углеводородов;
- отсутствие кислорода.
Изменение состава нефти при термогазовом воздействии. Анализ данных о фракционном составе нефти (3000 скв). Сравнение данных за 01.2009 г. и 01.2010 г.
Вязкость и плотность нефти снизились в 3 и 1,05 раз соответственно. Фракционный состав изменился в течение года в сторону большего содержания легких фракций.
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 доли азота до 45%, углекислого газа до 7%, отсутствие кислорода);
- использование керогена в качестве основного топлива во внутрипластовых окислительных процессах (как результат возможного пиролиза и крекинга керогена наблюдается увеличение, до двукратного, объема 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 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 термогазового метода может составить:
- на месторождениях БС – 35-50 млрд. т;
- на месторождениях легкой нефти низкопроницаемыми коллекторами – 5-6 млрд. т.
Владимир Плынин. начальник отдела математического моделирования повышения нефтеотдачи ОАО «Зарубежнефть»
По материалам доклада на конференции «Энеркон – 2010» (Москва)
На первом рисунке: механизм извлечения нефти из пород БС
Баженовская свита vs сланцевая нефть
Правительство решило простимулировать налоговыми льготами добычу трудноизвлекаемой нефти в Западной Сибири. Речь следует о пластах баженовской свиты, расположенных в традиционных регионах нефтеной добычи с развитой инфраструктурой. Следующий судьбоносный шаг — выбор технологии разработки: американской или отечественной.
В мае правительство выпустило распоряжение (N700-р от 3 мая) о льготах для трудноизвлекаемой нефти, в том числе нефти из низкопроницаемых коллекторов — от 0 до 2 мДарси включительно. Кроме «скидки» к Н.Д.П.И. такие месторождения, если по ним имеются утвержденные технические проекты разработки, смогут рассчитывать на пониженные ставки других налогов и прочие меры налогового и таможенно-тарифного стимулирования. В случае если цена на нефть опустится ниже $60 за баррель, правительство готово еще больше снизить Н.Д.П.И. и сократить экспортную пошлину для таких проектов. Ожидается, что к октябрю Мин_Энерго, Минфин и другие ведомства подготовят конкретные проекты поправок в Налоговый кодекс и таможенно-тарифное законодательство.
Основным бенефициаром, видимо, станет «Роснефть(Ртс:rosn)», владеющая наиболее крупными запасами нефти в пластах, относящихся к баженовской свите, и ее партнер ExxonMobil.
Под низкопроницаемыми коллекторами подразумеваются прежде всего коллектора баженовской свиты — геологической структуры, которая распространена практически по всей территории Западной Сибири на глубине 2500-3000 м. Плохие коллекторские свойства — причина быстро падающих или вовсе отсутствующих дебитов свиты. Потенциальные запасы баженовской нефти в Рф оцениваются Мин_Энерго в 22 миллиард тонн. Дополнительный плюс в том, что эти пласты расположены в традиционных регионах нефтеной добычи с развитой нефтетранспортной и прочей инфраструктурой.
Всего два г. назад, в апреле 2010-го, Минфин от имени правительства подготовил отрицательное заключение на поправки о нулевой ставке Н.Д.П.И. в отношении нефти, извлекаемой из баженовской свиты, которые внесли в Госдуму парламентарии Ханты-Мансийского автономного округа. Как тогда объяснили RusEnergy в министерстве, администрировать Н.Д.П.И. по добыче из определенной подземной структуры (пласта Ю0) затруднительно — намного проще установить льготу по географическому признаку или исходя из свойств добытой нефти. Кроме того, Минфин беспокоили выпадающие доходы бюджета.
В течение всего двух лет правительство полностью изменило взгляд на подобные послабления. Эксперты считают, что тут не обошлось без лоббистов «Роcнефти(Ртс:rosn)». Ведь из 600 млн тонн извлекаемых запасов баженовской свиты (оценка ВНИГРИ на 2009 год) почти половина залегает в границах всего пяти месторождений «РН-Юганскнефтегаза». Извлечь их «Роснефть(Ртс:rosn)» сможет с помощью тех же технологий, которые в Америке используются для добычи сланцевого газа.
Опытом и оборудованием с госкомпанией готов поделиться ее партнер ExxonMobil. В середине июня компании заключили соглашение, согласно которому ExxonMobil обязалась профинансировать геологоразведочное бурение в рамках программы технических исследований перспектив освоения баженовских и ачимовских отложений Западной Сибири методами, применяемыми ExxonMobil в Северной Америке. Начало буровых работ запланировано на 2013 г. Предполагается, что на этапе разработки запасов американский партнер получит в проекте 33,3% участия.
Общий объем своих трудноизвлекаемых ресурсов и запасов «Роснефть(Ртс:rosn)» оценивает в 1,7 миллиард тонн. При этом извлекаемые запасы баженовской нефти категории С.1 + С2, содержащиеся на балансе ее основной «дочки» «РН-Юганскнефтегаза», составляют, по данным на 2010 г. 272,8 млн тонн. Это больше половины от всех подтвержденных запасов баженовской свиты в Ханты-Мансийском автономном округе, где работает «Юганскнефтегаз».
В 2011 г. «Роснефть(Ртс:rosn)» впервые испытала на Приобском месторождении тот же способ извлечения нефти, который применяется в USA при добыче сланцевого газа: горизонтальное бурение с многозональным гидроразрывом пласта (ГРП). На отрезке горизонтальной части ствола длиной 1 км было выполнено семь операций ГРП. Полученные стартовые дебиты превысили 1800 бар (246 тонн) в сутки, и метод был признан наиболее перспективным.
В апреле 2012 г. «Роснефть(Ртс:rosn)» и ExxonMobil уже подписали соглашение о совместной разработке технологий по добыче трудноизвлекаемых запасов нефти в Западной Сибири. Но для начала дочерняя компания «Роcнефти(Ртс:rosn)» RN Cardium Oil Inc. выкупит 30% от доли ExxonMobil Canada Energy в участке Harmattan пласта Кардиум на территории Западно-Канадского бассейна в провинции Альберта, где у самой ExxonMobil в двух проектах — G и H — соответственно 44% и 75,3% долей. Пласт Кардиум содержит трудноизвлекаемые запасы нефти и газа в чередующихся породах сланца и песчаника.
В конце 2011 г. ExxonMobil получила здесь первую нефть, пробурив несколько горизонтальных скважин с использованием многозонального ГРП (MZST, multizone stimulation technology) — эту технологию компания отработала чуть ранее на сланцевом участке Piceance в Колорадо. Масштабный проект «Роcнефти(Ртс:rosn)» по использованию многозонального ГРП на баженовской свите, безусловно, будет способствовать созданию в Ханты-Мансийский АО соответствующей сервисной базы. ExxonMobil уже и сама передала технологию в руки подрядчиков, в том числе широко представленного в Югре Weatherford.
«Роснефть(Ртс:rosn)» считает баженовскую свиту «прямым аналогом» месторождений сланцевой нефти в USA и предпочла уже апробированный метод многозонального ГРП другой технологии, базирующейся на достижениях отечественной нефтегазовой науки,— термогазовому методу воздействия на пласт.
Этот метод был предложен еще в 1971 г. в С.С.С.Р, но тогда на фоне обилия качественных запасов не получил широкого применения. В последние несколько лет термогазовый метод активно совершенствовала группа ученых из компаний РИТЭК («дочка» ЛУКОЙЛа) и «Зарубежнефть», с 2009 г. экспериментируя со скважинами на Средне-Назымском месторождении РИТЭК в Ханты-Мансийский АО. В январе 2012 г. после годичного перерыва, полевые опыты здесь возобновлены.
Но пока эта технология «выходит из пробирки», есть риск, что ее будущий рынок могут занять горизонтальные скважины с многозональным ГРП.
Суть термогазового метода заключается в закачке в пласт одновременно воды и сжатого воздуха. При этом в пласте, где характерная для баженовской свиты температура составляет 65°C и более, вследствие окисления нефти создается высокоэффективный вытесняющий газовый агент (содержащий азот, углекислый газ и широкую фракцию легких углеводородов), который и обеспечивает мощный прирост нефтеотдачи. Коэффициент извлечения нефти повышается с 0,2 до 0,45, при том что средний проектный КИН по отрасли не превышает 0,37.
Эксперты считают этот метод более технологически совершенным и инновационным по сравнению с многозональным ГРП, называя его «методом будущего».
Сейчас РИТЭК в поисках финансовой поддержки вплотную взаимодействует с фондом «Сколково». По словам одного из участников эксперимента на Средне-Назымском, конечная цель инновационной «дочки» ЛУКОЙЛа — монетизировать технологию, предоставляя всем желающим и оборудование для термогазового воздействия, и услуги по его инсталляции и пусконаладке.
В Ханты-Мансийский АО около десятка сравнительно небольших месторождений с запасами в баженовской свите есть у «Сургутнефтегаза», южную часть Приобского месторождения осваивает «Газпром_нефть», как минимум одно подходящее месторождение есть у «Русснефти», но все же самые значительные запасы сосредоточены на участках «Роcнефти(Ртс:rosn)», которая свой выбор уже сделала.
Еще записи на эту же тему:
- Нет похожих записей.
Всё не так уж плохо
В конце прошлого года "ЛУКОЙЛ" объявил о намерении присоединить принадлежащее ему ОАО "Назымгеодобыча" к ОАО "РИТЭК". Сделку решено провести следующим образом: "РИТЭК" осуществляет дополнительную эмиссию своих акций в размере около 45% уставного капитала, впоследствии эти бумаги обмениваются на 100% акций "Назымгеодобычи". В результате сделки доля "ЛУКОЙЛа" в уставном капитале "РИТЭКа" увеличивается с 63,8% до 75%.
По словам генерального директора ОАО "РИТЭК" Валерия Грайфера, "компания позитивно оценивает решение акционеров по присоединению ОАО "Назымгеодобыча". Месторождения Назымской группы открывают перед нами новые долгосрочные перспективы, связанные с ростом запасов и добычи нефти. Намеченная программа мероприятий позволяет рассчитывать на высокую эффективность освоения этих объектов".
Однако, не все акционеры "РИТЭКа" восприняли эту идею с энтузиазмом. В частности, компания Prosperity Capital Management выступила против реорганизации "РИТЭКа", заявив, что "Назымгеодобыча" стоит не 45%, а максимум 15% цены "РИТЭКа". Чтобы заблокировать сделку, Prosperity Capital Management призвала других миноритариев голосовать против сделки. В качестве другого варианта она предложила миноритариям продать ей свои акции "РИТЭКа", чтобы консолидировать блокирующий пакет.
Однако, Prosperity Capital Management не удалось добиться успеха - на собрании, состоявшемся 22 декабря 2006 года, против сделки высказалось всего около 18% акционеров.
На первый взгляд, условия присоединения "Назымгеодобычи" выглядят не слишком привлекательными. В 2006 году "РИТЭК" добыл 2,6 млн тонн нефти, а "Назымгеодобыча" - меньше 10 тыс. тонн. Но извлекаемые запасы "Назымгеодобычи" выглядят солидно - 126,8 млн тонн (у "РИТЭКа" - 190 млн тонн). Таким образом, в результате сделки запасы "РИТЭКа" вырастут на 67%.
Увеличение запасов обойдётся примерно в полдоллара за баррель, что по нынешним ценам выглядит весьма привлекательно.
Низкая добыча на месторождениях "Назымгеодобычи" объясняется их сложным геологическим строением (баженовская свита). Трудность разведки и освоения залежей баженовской свиты связана с тем, что скопления нефти приурочены к отдельным, часто не связанным между собой "гнёздам" трещинных коллекторов. Раньше освоение лицензионных участков "Назымгеодобычи" пыталась вести американская компания Marathon Oil, однако промаявшись несколько лет, предпочла продать их "ЛУКОЙЛу". "ЛУКОЙЛ" тоже не заинтересовался разработкой трудноизвлекаемых запасов.
На месторождениях "Назымгеодобычи" пробурено 16 эксплуатационных скважин, но все они были законсервированы по различным причинам.
В отличие от крупных нефтяных компаний, "РИТЭК" не пугают трудности освоения сложнопостроенных залежей баженовской свиты. Напротив, что компанию привлекают такие месторождения, поскольку большой процент скважин, вскрывших баженовскую нефть, отличается высокими дебитами (около 100 тонн в сутки), что обеспечивает высокую рентабельность их эксплуатации. Кроме того, отметил В.Грайфер, в случае успешной разработки Галяновского, Средне-Назымского и других месторождений, будут получены такие методические и геологические результаты, которые могут открыть новые перспективы в освоении недр Западной Сибири.
"РИТЭК" не стал откладывать разработку полученных участков. Уже в начале января на Галяновском и Средне-Назымском месторождениях были проведены гидроразрывы пластов и осуществлена расконсервация нескольких скважин. Пробурены и введены в эксплуатацию 2 новых скважины, ещё 2 готовятся к запуску. Всего в текущем году на месторождениях планируется пробурить более 10 эксплуатационных скважин.
На Галяновском месторождении идёт строительство установки подготовки нефти производительностью 300 тыс. тонн и газо-поршневой электростанции мощностью 4,5 МВт. Ввод в эксплуатацию обоих объектов запланирован на май 2007 года.
Prosperity Capital Management заявила, что не смирится с поражением и подаст судебные иски, направленные на расторжение сделки по присоединению "Назымгеодобычи". Но вряд ли эти действия будут иметь успех. Своими действиями "РИТЭК" наглядно демонстрирует привлекательность освоения месторождений "Назымгеодобычи".
Prosperity Capital Management будет очень сложно доказать, что проведённая сделка ущемляет интересы миноритарных акционеров "РИТЭКа".
Денис Захаров, 10.02.07
Термогазовый метод
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.
О термогазовом методе
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 термогазовым МУН.
Термогазовый метод повышения нефтеотдачи (ТГВ) был впервые предложен в 1971 г. во ВНИИнефть. Он отличается 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 65-70°C.
В результате низкотемпературных окислительных реакций непосредственно в пласте вырабатывается высокоэффективный газовый агент, содержащий азот, углекислый газ и ШФЛУ (ширукую фракцию легких углеводородов).
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%.
Механизм ТГВ
Принципиальные особенности термогазового воздействия:
- 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 60-70°С) для самопроизвольного инициирования внутрипластовых окислительных процессов и формирования высокоэффективного вытесняющего агента;
- активные самопроизвольные окислительные процессы могут идти при более низких температурах, так как реальные пласты содержат катализаторы (CuO, MnO2, Cr2O3, NiO, CoO и др.).
Слева: время самовоспламенения нефти, справа: тепловой эффект реакций низкотемпературного окисления (НТО)
Быстрое инициирование активных внутрипластовых окислительных процессов является одним из важнейших следствий использования энергетики пласта для организации закачки воздуха на месторождениях легкой нефти.
Интенсивность окислительных реакций довольно быстро возрастает с увеличением температуры.
Результаты промысловых испытаний закачки воздуха на месторождениях легкой нефти (по международному соглашению «Интернефтеотдача» СССР – США)
Опыт применения термогазового воздействия в США
Добыча нефти в США за счет ТГВ
Термогазовый 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 (БС) представлена нефтематеринской породой. в которой еще не завершены процессы преобразования органического вещества – керогена в углеводороды.
Территория ее распространения – центральная часть Западно-Сибирской низменности – это более 1 млн км². Глубина залегания породы – 2500-3000 м. Толщина – 10-40 м. Температура пласта – 80-134°С. Геологические запасы нефти – 100-170 млрд. т.
Порода имеет сложные емкостные и фильтрационные свойства, а нефтеотдача пласта при работе традиционными способами не превышает 3-5%.
Литолого-физическая характеристика пород БС и вмещающих ее отложений
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 (продукт 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.
Фильтрационно-емкостные характеристики пород БС (зависимость от пластовой температуры)
Согласно результатам экспериментальных исследований кернов пород БС, при их нагреве до 250-350°С из микротрещиноватой породы извлекается легкая нефть, объем которой сопоставим и даже может превышать количество легкой нефти из макротрещиноватых пород.
Количество образующихся при окислении керогена углеводородных газов и легкой нефти может достигать 60% от массы разложившегося керогена.
Зависимость выхода нефти из пород БС от температуры
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.
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;
- к увеличению скорости продвижения тепловой оторочки → к уменьшению глубины прогрева окружающих слоев нефтематеринской породы.
Следовательно, должно существовать оптимальное значение для ВВО.
Зависимость объема прогретой матрицы от водовоздушного отношения ВВО при ТГВ
Регулирование ВВО осуществляется на основе конкретного геологического строения залежей БС с необходимостью учета соотношения объемов дренируемых и недренируемых зон, а также их взаимного расположения.
Современный потенциал технико-технологических средств реализации технологии 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.
Строение БС: а) – схема, полученная по результатам многочисленных лабораторных экспериментов; б) - схематизация температурного процесса, который происходит в пласте БС при закачке водовоздушной смеси
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 г. 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 в конце 2010 г. 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 термогазового метода и целесообразность его развития для ввода в промышленную разработку месторождений БС, а именно:
- нефтеотдача от применения ТГВ на опытном участке может достигнуть 60%;
- накопленная доля добычи нефти из дренируемых зон может составить примерно 60%, в том числе за счет пиролиза содержащегося в этих зонах керогена -10-15%, а за счет термогидродинамического воздействия на недренируемые зоны – 25-30%.
Изменение КИН для пластов БС Средне-Назымского месторождения в зависимости от темпа закачки воздуха и его прирост за счет притока нефти из матрицы и керогена:
- синий – КИН без учета притока нефти из матрицы и керогена;
- красный – КИН с учетом притока нефти из матрицы и керогена;
- желтый – прирост КИН за счет притока нефти из матрицы и керогена
Промысловые испытания закачки воздуха на опытном участке Средне-Назымского месторождения. Увеличение газового фактора при ТГВ за счет выхода дополнительных углеводородных 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 углеводородов;
- отсутствие кислорода.
Изменение состава нефти при термогазовом воздействии. Анализ данных о фракционном составе нефти (3000 скв). Сравнение данных за 01.2009 г. и 01.2010 г.
Вязкость и плотность нефти снизились в 3 и 1,05 раз соответственно. Фракционный состав изменился в течение года в сторону большего содержания легких фракций.
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 доли азота до 45%, углекислого газа до 7%, отсутствие кислорода);
- использование керогена в качестве основного топлива во внутрипластовых окислительных процессах (как результат возможного пиролиза и крекинга керогена наблюдается увеличение, до двукратного, объема 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 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 термогазового метода может составить:
- на месторождениях БС – 35-50 млрд. т;
- на месторождениях легкой нефти низкопроницаемыми коллекторами – 5-6 млрд. т.
Владимир Плынин. начальник отдела математического моделирования повышения нефтеотдачи ОАО «Зарубежнефть»
По материалам доклада на конференции «Энеркон – 2010» (Москва)
На первом рисунке: механизм извлечения нефти из пород БС
Оглавление диссертации кандидат геолого-минералогических наук Алексеев, Алексей Дмитриевич
Введение
ГЛАВА 1. Краткий геологический очерк территории исследования
1.1. Тектоника .
1.2. Литолого-стратиграфическая характеристика разреза.
1.3. Геологическое строение и нефтеносность баженовской свиты изучаемой территории
ГЛАВА 2. История и современное состояние вопросов изучения баженовской свиты.
2.1. Общие сведения.
2.2. Вопросы изучеиия коллекторов баженовской свиты.
2.3. Некоторые результаты опытно-промышленной разработки Га-ляновского и Средне-Назымского месторождений .
ГЛАВА 3. Коллекторы нефти в разрезе баженовской свиты на западе
Широтного Приобья.
3.1. Каротажные признаки интервалов притока.
3.2. Литологический состав интервалов притока.
3.3. Выделение коллекторов с использованием результатов геохимических исследований керна.
3.4. Интерпретация данных геофизических исследований скважин с целью выделения коллекторов.
3.5. Оценка свойств коллекторов по геофизическим данным.
ГЛАВА 4. Прогноз зон развития коллекторов баженовской свиты в межскважипном пространстве по данным сейсморазведки .
4.1. Общие сведения об использованных технологиях.
4.2. Методика проведения и результаты.
4.3. Идентификация гидродинамической связи полей нефтеносности
ГЛАВА 5. Построение моделей залежей нефти в отложениях баженов-ской свиты Галяновского и
Средне-Назымского месторождений.
5.1. Методика построений.
5.2. Оценка подтверждаемое™ построенных моделей.
Введение диссертации (часть автореферата) На тему "Природные резервуары нефти в отложениях баженовской свиты на западе Широтного Приобья"
Общая характеристика работы Актуальность работы
Растущий спрос па нефть и практическая истощенность легкодоступных запасов заставляют искать новые резервы их прироста. В этой связи растет внимание исследователей к запасам нефти в так называемых нетрадиционных коллекторах. которые развиты и в баженовской свите Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна (ЗС НГБ ).
Под руководством И.И. Нестерова отечественные геологи-нефтяники ещё в 70-х годах прошлого столетия сформулировали двуединую сущность баженовской свиты. которая, с одной стороны, является главной нефтематерипской свитой ЗС НГБ, а с другой стороны, способна (при определенных условиях) формировать заполненные нефтью коллекторы с фильтрациоппо-емкостными свойствами (ФЕС), обеспечивающими дебиты в сотни кубометров нефти в сутки при вполне обычных конструкциях скважин [36, 57, 58].
На наиболее изученном Салымском месторождении залежи нефти баженовской свиты, по мнению ряда исследователей [31, 32, 33, 75], аккумулированы в коллекторах в виде прерывистых пропластков. групп пропластков и линзовидпых образований внутри преимущественно непроницаемой битуминозной породы. Залежи нефти не контролируются структурным фактором, не имеют ни краевых, ни подошвенных, ни поровых вод и приурочены к резервуарам с особым типом коллектора. характерным только для иефтематерипских толщ. названных — баженитом [57, 58, 59, 60]. Баженит — порода с микролипзами органического вещества и полостями с гидродинамической связью между собой, которая контролируется аномально высоким пластовым давлением (АВПД).
При стравливании АВПД гидродинамическая связь пропадает и фильтрация прекращается.
По мере развития геологоразведочного процесса стали выявляться и другие типы нефтеносности баженовской свиты. В последние годы нефтепроявления из баженовской свиты выявлены на десятках площадей ЗС НГБ, включая месторождения. расположенные па западе Широтного Приобья, такие как Средпе-Назымское, Галяновское. Большое, Ольховское, Апрельское, Центральное и др. В этом районе большинством исследователей (Ю.В. Брадучан.
Ф.Г. Гурари, В.А. Захаров, A.A.
Нежданов. А.П. Соколовский и др.) баженовская свита отождествляется с отложениями ниэю-нетутплеймской подсвитм тутлеймской свиты.
Поскольку это название полупило широкое распространение, то далее по тексту для отложений бажеповской свиты па западе Широтного Приобья оба названия будут использоваться как синонимы.
Существует множество различных оценок ресурсной базы бажеповской свиты — от первых десятков до сотен миллиардов тонн. Такой разброс связан с неопределенностями идентификации пласта-коллектора в разрезах скважин и распространения зон развития коллекторов по площади. Но большинство исследователей сходится во мнении, что запасы нефти, аккумулированные в отложениях баженовской свиты, огромны.
Из-за отсутствия надежных признаков коллекторов в разрезах скважин, сильной латеральной изменчивости отложений, отсутствия структурного контроля залежей поиски и разведка залежей нефти, приуроченных к бажеповской свите, требуют использования инновационных подходов. По существу, для этих отложений задача поисков и разведки залежей нефти сводится к идентификации коллекторов в разрезе скважин и определения зон их развития в межскважиппом пространстве. Идея простая — если есть коллекторы, то есть и залежь нефти.
Несмотря на огромный нефтеносный потенциал и доказанную продуктивность, в настоящее время геологические риски поисков и разведки залежей нефти в баженовской свите остаются очень высокими. Коэффициент успешности бурения на наиболее изученном Салымском месторождении не превышает 0,15 [65]. По мнению автора, это связано с отсутствием эффективной научно обоснованной методики изучения природных резервуаров баженовской свиты, учитывающей индивидуальные особенности коллекторов в различных районах.
Целью работы являлось познание принципиальных особенностей строения нефтяных природных резервуаров в баженовской свите па западе Широтного Приобья и подготовка рекомендаций по освоению открытых месторождений. Основными задачами исследований являлись:
1. Анализ и обобщение литературных и фондовых источников о геологическом строении баженовской свиты на изучаемой территории.
2. Анализ и увязка фактических данных геофизических. лабораторных (геохимических, литологических) и геолого-промысловых исследований по изучению баженовской свиты.
3. Выработка методов выявления коллекторов в разрезе баженовской свиты месторождений запада Широтного Приобья на основе сопоставления данных геофизических исследований скважин ( ГИС ) в открытом стволе с промысловыми методами ГИС (комплекса «приток-состав»), а также оценка фильтрациопно-емкостпых свойств коллекторов по данным геофизических исследований скважин.
4. Интерпретация результатов химико-битумииологического изучения и метода Иоск-Еуа1 исследований керна для выявления геохимических особенностей отдельных интервалов разреза.
5. Определение минералогического состава образцов керна методами рентгено-структурного анализа и петрографическим исследованием в прозрачных шлифах.
6. Выявление контуров промышленпо значимых залежей нефти в баженовской свите на территории западной части Широтного Приобья по динамической интерпретации данных сейсморазведки .
7. Определение гидродинамической связи между скважинами. пробуренными на территории исследования, с целью оценки протяженности резервуаров, приуроченных к баженовской свите.
8. Выработка рекомендаций по разведке, эксплуатационному бурению. способу освоения скважин и оптимальному комплексу исследований для отложений баженовской свиты на западе Широтного Приобья.
Научная новизна
1. Впервые установлено, что коллекторами в отложениях бажеповской свиты па западе Широтного Приобья являются плотные высокоскоростные прослои с преимущественно трещипно-каверновым типом пустотности, в отличие от бажеповской свиты Салымского месторождения, в которой коллекторы представлены баженитом — микрослоистыми, листоватыми аргиллитами с межслоевой пустотностью.
2. Впервые предложена методика выделения коллекторов и оценки их трещинио-каверновой пустотности, основанная па анализе амплитуд (приращений относительно вмещающих отложений) показаний нейтронного и нлотностного (акустического) каротажей в плотных высокоскоростных прослоях. Разработанная па примере бажеповских отложений запада Широтного Приобья методика равно одинаково позволяет выделять коллекторы и оценивать их пустотность как в новых, так и в старых скважинах .
3. Впервые установлено, что притоки нефти из отложений баженовской свиты па западе Широтного Приобья получены из протяженных и гидродинамически связанных геологических тел, допускающих полноценную эффективную разработку, а не из серии прерывистых пропластков или липзовидных образований как на Салымском месторождении.
4. Впервые для баженовской свиты западной части Широтного Приобья доказана эффективность сейсмогеологического прогноза коллекторов в межскважинном пространстве, основанного па динамической интерпретации данных сейсморазведки.
Защищаемые положения
1. Коллекторы баженовской свиты на западе Широтного Приобья представлены плотными высокоскоростными карбонатными и кремнистыми прослоями с преимущественно трещиппо-каверновым типом пустотности и жестким минеральным скелетом, что обеспечивает возможность их долговременной эксплуатации со стабильными рентабельными дсбитами с применением механизированной добычи нефти, в отличие от « классической » нефтеносной бажеповской свиты са-лымского типа.
2. Предложенный автором способ выделения коллекторов в отложениях бажеповской свиты и оценки их емкости, основанный на анализе амплитуд приращений показаний нейтронного и плотпостного (акустического) каротажей в плотных высокоскоростных прослоях. является достоверным и высокоэффективным.
3. В пределах западной части Широтного Приобья нефтенасыщенные коллекторы баженовской свиты представляют собой выдержанные обширные гидродинамически связанные системы.
4. Примененные автором подходы к выделению коллекторов в разрезах скважин, прогноза зон их развития в межскважинном пространстве, оценки протяженности и гидродинамической связанности коллекторов позволяют значительно снизить риски при освоении месторождений нефти, приуроченных к баженовской свите запада Широтного Приобья.
Реализация результатов исследования и практическое значение работы
Результаты исследований и рекомендуемые направления работ переданы нефтяной компании ОАО « РИТЭК » в виде рекомендаций, схем, карт и разрезов, составленных автором или при его непосредственном участии. Обоснованы конкретные рекомендации на поиски залежей нефти в баженовской свите, способов вскрытия продуктивных пластов и интенсификации притоков. С использованием результатов выполненных исследований в настоящее время осуществляется промышленная эксплуатация Галяповского и Средпе-Назымского нефтяных месторождений. Пробурено 11 новых скважин, которые подтвердили результаты прогноза коллекторов в межскважинном пространстве.
С использованием рекомендаций диссертанта испытаны неопробованные ранее отложения баженовской свиты в трех разведочных скважинах старого фонда, пробуренных более 20-ти лет назад. Во всех трех скважинах получены промышленные дебиты. Проведены успешные опробования отложений баженовской свиты в двух скважинах Апрельского месторождения, в результате которых получепы дебиты нефти до 12 т/сут. Апробация работы и публикации
Основные результаты исследований обсуждались па заседаниях научно-технического совета ЗАО «Моделирование и мониторинг геологических объектов им. В.А.Дву-реченского» (ЗАО « МиМГО »), докладывались на международной конференции геофизиков и геологов (г.Тюмень, 2007). Результаты проведенных исследований по теме диссертации опубликованы в трех статьях, изданных в ведущих рецензируемых научных журналах и изданий из перечня ВАК. в двух патентах и изложены в отчетах по научно-производственным работам ЗАО « МиМГО ». Основные аспекты выдвигаемых концепций обсуждались с одним из основателей учения о нефтеносности ба-женовской свиты акад. РАН И.И.
Нестеровым и прошли экспертизу в Центральной Геофизической Экспедиции с целью выработки временного методического руководства по оценке запасов нефти в баженовской свите изучаемых территорий с дальнейшим прохождением через директивные органы по надзору за недрами. Получено положительное решение Федеральной службы по интеллектуальной собственности, патентам и товарным знакам (Роспатент) на заявку о патентовании разработанных способов разведки (заявка №2008130973/28(038538)). Фактический материал
В диссертационной работе использованы геолого-промысловые данные и материалы ГИС, макроописания керна по более чем 50-ти поисковым, разведочным и эксплуатационным скважинам Галяновского, Средпе-Назымского, Апрельского, Большого, Ольховского и Центрального месторождений; стандартные лабораторные исследования более 240 образцов керна из 15-ти скважин; геохимические исследования керпа методом 11оск-Еуя1 по 230-ти образцам из 8-ми скважин; минералогические исследования методом рентгено-структурпого анализа более 200 образцов керпа из 8-ми скважин, описания более 200 петрографических шлифов нз 8-ми скважин, геохимические исследования пефтей по 17-ти скважинам, а также результаты специальной обработки и интерпретации свыше 1800 пог.км сейсморазведки МОГТ .
В основу диссертационной работы положены преимущественно материалы последних лет, накопленные благодаря активной научной и производственной деятельности открытого акционерного общества « Российская инновационная топливноэнергетическая компания » (ОАО « РИТЭК »),
Структура и объем работы Диссертационная работа состоит из 5-ти глав и содержит 185 страниц текста, иллюстрирована 50-ю рисунками и имеет 7 таблиц. Список использованной литературы насчитывает 90 наименований. * *
Автор особенно благодарен д.г.-м.н. проф. М.В. Дахновой ( ВНИГНИ ) за возможность участвовать в интерпретации геохимических исследований керна и нефтей, а также за ценные советы при написании диссертации.
Автор выражает горячую благодарность всему коллективу ЗАО « МиМГО » за помощь в проведении научно-исследовательских работ, в особенности к.г.-м.н. В.Н. Колоскову. к.г.-м.н. С.С. Гаврилову, к.г.-м.н.
А.А.Гусейнову, В.Д. Немовой за ценные советы при написании диссертации и корректировки общей схемы работы.
Автор также благодарен сотруднику кафедры геологии и геохимии горючих ископаемых геологического факультета МГУ им. М.В. Ломоносова к.т.н.
Г.А. Калмыкову за критические замечания, которые позволили устранить ряд существенных недочетов и улучшить настоящую работу в целом.
Заключение диссертации по теме "Геология, поиски и разведка горючих ископаемых", Алексеев, Алексей Дмитриевич
ВЫВОДЫ по главе:
1. Комплексирование прогноза типов разреза с решением обратной динамической задачи сейсморазведки позволяет оконтурить зоны развития высокопродуктивных коллекторов в нижпетутлеймской подсвите, которые могут быть приравнены к аналогам залежей в традиционных коллекторах.
2. Зоны развития 1-го типа разреза являются зонами рентабельных запасов нефти.
3. Крупные поля развития высокопродуктивных коллекторов на Средне-Назымском и Галяновском месторождениях представляют собой единые гидродинамически связанные объемы.
4. Резервуары нижпетутлеймской подсвиты и кровельной части абалакской свиты сообщаются.
ГЛАВА 5. Построение моделей залежей нефти в отложениях баженовской свиты Галяновского и Средне-Назымского месторождений
5.1. Методика построений
В условиях сильной латеральной и вертикальной изменчивости коллекторов баженовской свиты обычные двухмерные модельные представления о геологическом строении объекта весьма ограничены. В связи с этим гораздо большие перспективы имеют трехмерные (объемные) компьютерные модели.
Главная задача трехмерной геологической модели более детально охарактеризовать перспективные объекты, что позволит, во-первых, дать более корректную оценку их ресурсной базы, а во-вторых — оценить риски бурения поисковых и разведочных скважин и принять меры по снижению этих рисков. В то же время при подтверждении трехмерной геологической модели результатами бурения и вскрытия промышленно нефтеносного объекта, она может стать готовой основой для разведки ( доразведки ) и, возможно, для опытно-промышленной эксплуатации залежей и месторождений.
Трехмерные модели основаны на статистической обработке данных по скважинам и результатах интерпретации материалов сейсморазведки, поэтому, как правило, модели строятся по месторождениям. характеризующимся наличием участка с плотной сеткой бурения и сейсморазведкой ЗГ>. При сильной изменчивости разреза и редкой сети скважин без дополнительного контроля параметров в межскважшшом пространстве трехмерное моделирование практически бесполезно, так как получаемые при моделировании реализации зачастую противоречат друг-другу, т.е. модель получается неустойчивой.
Месторождения нефти западной части Широтного Приобья, приуроченные к отложениям баженовской свиты, характеризуются неравномерной редкой сеткой скважин и сильной латеральной и вертикальной изменчивостью коллекторов. Эти факты не позволяют построить адекватные трехмерные геологические модели природных резервуаров с помощью традиционных методов, в основном использующих объемную интерполяцию, пусть и усовершенствованную.
Современные программные продукты трехмерного моделирования позволяют учесть дополнительные (сторонние) данные, например, результаты сейсморазведки и др. что позволяет проводить контролируемое моделирование разреза в межсква-жинном пространстве и благодаря чему получать адекватные геологические модели. Дополнительные (сторонние) данные должны быть преобразованы в надлежащий формат, доступный для подключения к алгоритмам моделирования, используемым в программном продукте трехмерного моделирования.
В этой связи в ЗАО « МиМГО » разработана методика и технология геологически-контролируемого стохастического моделирования [4, 5], которая позволяет учитывать в трехмерной модели комплекс представлений о литолого-фациальной изменчивости пласта. В основе этой технологии лежит использование карты типов разреза, которая является результатом интегрированной обработки данных сейсморазведки и бурения и содержит в себе геологически содержательную информацию (строение пласта, его расчлененность, эффективная емкость и др. что в принципе как раз и характеризует его литолого-фациальные особенности и добычные характеристики). Разработанная методика является универсальной и в принципе позволяет использовать при создании моделей любые геологически-содержательные карты, поэтому при построении трехмерной модели с использованием авторской технологии ЗАО « МиМГО » возможен учет особенностей вертикальной и латеральной изменчивости изучаемых отложений .
Прежде всего стоит отметить, что технология задействования геолого-сейсмических данных при трехмерном геологическом моделировании, разработанная в ЗАО « МиМГО », позволяет не только справиться с этой задачей, но и обеспечивает учет достоверности результатов сейсмического прогноза в межскважинном пространстве. Это становится возможным на основе использования результатов статистики под-тверждаемости используемого сейсмического метода прогноза и применения стохастического (вероятностного) подхода при моделировании. Их взаимосочетание фактически служит геологическим « контролером » разрабатываемых моделей и выражается в значительном сокращении отличий между ними. Другими словами, получаемые модели становятся устойчивыми.
Стоит отметить, что для основной методики прогноза, используемой в ЗАО « МиМГО » — метода СВАН, статистика подтверждаемое™ для традиционных коллекторов по результатам бурения более чем 1000 скважин составляет более 80% (точнее 82-85%). Другие методы прогноза свойств пласта в межскважинном пространстве, используемые в ЗАО « МиМГО », имеют приблизительно такую же статистику, но она менее представительная, так как методы используются не так давно как СВАН сейсмической информации.
Суть технологии трехмерного геологического моделирования с использованием карт типов разреза состоит в том, чтобы при моделировании кубов литологии использовать свертку карты типов разреза, которая характеризует фациальиую изменчивость по латерали. с геолого-статистическими разрезами (ГСР), построенным по группам скважин, характеризующих конкретные геологические типы строения пласта по вертикали.
На рис.44 изображены геолого-статистические разрезы по типам. Первый тип разреза с вероятностью 1 имеет коллекторы. приуроченнные к зоне сочленения верхней и нижней пачек бажеповской свиты, с вероятностью более 0,6 в верхней пачке присутствуют два коллекторских прослоя, с вероятностью 0,4 коллекторы имеются в нижней части нижней пачки и с вероятностью 0,5 коллекторы развиты в зоне сочленения баженовской и абалакской свит.
Второй тип разреза с вероятностью 1 имеет коллекторы, приуроченные к зоне сочленения верхней и нижней пачек баженовской свиты и с вероятностью 0,5 коллекторы залегают в зоне сочленения баженовской и абалакской свит .
Третий тип разреза коллекторов не имеет вообще.
1тип II тип III тип
Вероятность Вероятность Вероятность -1 ■ -2 ---- -3
Рис. 44, Геолого-статистически ми разрезы (ГСР)по группам скважин: 1 коллекторы, 2 — неколлекторы. 3 — граница сочленения верхней и нижней пачек бажеповской свиты.
Геолого-статистические разрезы сильно зависят от выбираемой модели наслоения, другими словами — от вида и типа трехмерной геологической сетки. Трехмерная сеть должна учитывать особенности седиментации моделируемых отложений. В случае бажеповской свиты, наиболее подходит пропорциональная модель наслоения. Для удобства моделирования можно использовать дополнительную контрольную поверхность, соответствующую границе сочленения верхней и нижней пачек.
Это позволит упорядочить трехмерную сеть и сформировать качественные геолого-статистические разрезы.
Для того, чтобы задействовать при трехмерном моделировании карту типов раз-раза, она преобразуется в две карты. Одна служит индикатором типа разреза, т.е в полигоне типа принимает значения I, II. 1П, соответствующие типам разреза, а другая преобразовывается в карту достоверности прогноза выделенного типа разреза. Каждая точка этой карты характеризует достоверность (вероятность) правильноI п г^ I
II III IV V
Рис. 45. Принцип формирования вероятностной карты типов разреза: I присква-жиппая зона (тип А); II зона уверенного выделения типа А: III — зона интерполяции типа А; IV зона интерполяции типа В; V — зона уверенного выделения типа В; VI - прискважипная зона (тип В); /мет — точность метода прогноза типов разреза. го прогноза конкретного типа.
Вероятностная карта типов разреза формируется по следующему принципу: вероятность правильного прогноза типа разреза в присква-жишюй зоне равна 1; в зоне уверенного прослеживания типа — 80%; па границе двух типов - 80%/2=40%. Для границ площади развития типов и зоны уверенного прослеживания конкретного типа разреза оставшаяся вероятность - 20% может распределяться по-разному, чаще всего она относится к вкладу, соседствующих с моделируемым типом. Принципы формирования вероятностной карты типов разреза изображены на рис.45.
Из обеих карт в последующем формируются трехмерные кубы, т.е. карты переносятся на трехмерную сетку. На рис. 46 изображена карта типов разреза, перенесенная па трехмерную сетку.
При построении куба литологии используется тренд, который представляет собой свертку вероятностной карты типов разреза и ГСР, представленного в виде двухмерной кривой, где по оси абсцисс указан номер ячейки, а по оси ординат — вероятность присутствия коллекторов в этой ячейке. Использованная формула свертки имеет
Рис. 46. Карта типов разреза, перенесенная на трехмерную сетку: 1 — 1-й тип разреза; 2 Н-й тип разреза; 3 -- Ш-й тип разреза; 4 «X» (нераспознанный) тип разреза п
Рис. 47. Нарезка фрагментов трехмерных моделей нижнетутлеймской подсвиты: а) Средие-Назымского, б) Галяповского месторождений, 1 коллектор, 2 и « коллектор вид: рколл-<1,3,к) = 1тип(г,.1)-р(к)™Ж ГСР + • £ Р(к) п колл. ГСР тип * тип* €= типам соседям
24) V неколл. рколл. — вероятность наличия коллекторов в ячейке с номером г,/с; /тип<ьз) — вероятность типа в ячейке с номерами г, ] (берется из преобразованной карты типов
ГСР с номером к; п — число типов соседей, тип* — индекс который пробегает все типы разреза, соседствующие с моделируемым.
Первое произведение в формуле (24) — это вероятность наличия коллектора в ячейке (г,7, к), находящейся в полигоне типа разреза «тип» 4 в случае, если сейсмический прогноз точен. Второе — это вероятность наличия коллектора в той же ячейке, но в случае, если сейсмический прогноз неточен. Например, если ячейка принадлежит зоне уверенного прослеживания тина «тип», то с вероятностью в 80% будет использоваться ГСР типа «тип», оставшаяся вероятность в 20% распределится равно одинаково между типами, соседствующими с рассматриваемым оконтуренным участком типа разреза.
Вообще говоря, распорядиться оставшимися 20-ю процентами можно было бы иначе, например, распределить между всеми имеющимися типами разреза. Использованный подход позволяет « раскрывать » неопределенность за счет соседних типов разреза, которые выделяются более уверенно, а не за счет всех имеющихся. Но это вовсе пе означает, что так надо делать всегда. Руководствуясь накопленным опытом, можно поступать по-другому.
Этот же подход использовался для раскрытия нераспознанных при сейсмическом прогнозе зон (т.н. «Х»-типов). Иными словами, если нераспознанный «Х»-тип окружен « хорошими » типами разреза, то он « хороший », если « плохими », то он « плохой », если разными, то изменяется в зависимости от расположения соседних распознанных типов. Опять же это вовсе не означает, что так надо поступать во всех случаях.
Использованный подход имеет ещё одно достоинство, о котором не упоминалось
4То есть, 1-й тип, П-й тип и тд. разреза); р(к) колл. ГСР вероятность (частота встречаемости) коллекторов в ячейке ранее. Уменьшение ira границе точности прогноза типов разреза до 0,4 позволяет моделировать переходные зоны между типами разреза.
На величину зоны перехода одного типа разреза в другой оказывает влияние не только размер зоны с пониженной достоверностью прогноза, по и пространственная изменчивость данных, задаваемая в результате вариограммного анализа. Отсюда следует, что технология позволяет моделировать и сами неопределенности, связанные с границами распространения геологических тел.
При таком подходе итоговая модель является результатом геологически контролируемого стохастического моделирования. Фрагменты трехмерных моделей нижне-тутлеймской подсвиты Галяновского и Средне-Назымского месторождений приведены на рис.47.
К вопросу об оценке запасов нефти по результатам моделирования
После того как построены трехмерные (объемные) геологические модели строения бажеповской свиты, практически нет преград для проведения подсчета запасов. Для этого необходимо объем пустотного пространства коллекторов, оценки которого известны их трехмерной модели, умножить на коэффициенты нефтенасыщенности. плотности и коэффициент, учитывающий усадку нефти. Определение этих подсчет-ных параметров пе является трудностью и выполняется так же, как для залежей нефти в традиционных коллекторах .
Необходимо отметить, в силу объективных причин, связанных с практически полным отсутствием данных из целевых интервалах залегания пород-коллекторов, теряет всякий смысл выявление по кериовым данным петрофизических зависимостей для оценки нефтенасыщенности. Судя по работе эксплуатационных скважин, объемы добываемой воды очень малы, к тому же не совсем ясна природа этой воды, поэтому коэффициент нефтенасыщенности логично принять равным некоторой постоянной величине близкой к единице, например, 0,9.
Если лее геологическое моделирование осуществлено без построения трехмерных моделей, то в этом случае непременно встает вопрос площади залежи (-ей). Как следует из карты типов разрезов баженовской свиты, изображенной па рис.37, в пределах Галяновского и Средпе-Назымского месторождений подсчет запасов следует осуществлять в пределах технических границ, совпадающих с границами ЛУ, изъяв при этом площади зон отсутствия коллекторов, которые представляют собой локальные участки незначительные по площади.
Другие необходимые характеристики — эффективные толщины и пустотность, при оценке запасов следует брать средними по типам разреза.
Таким образом, начальные геологические запасы С>пд (тыс.т) нефти, аккумулированные в баженовской свите. могут быть оценены объемным методом с использованием формулы: 2
1=I где — площадь залежи с г-м типом разреза, тыс.м2; к0^171'1 — средняя мощность коллекторов по типам разреза (в случае Галяновского и Средие-Назымского месторождений для 1-го типа = 5,3м, для П-го Ь^™'2 — 2,1м); Щ — средневзвешенный коэффициент трещинно-каверпозной пустотности, доли единицы; Кп — коэффициент пефтенасыщенности. доли единицы; в — пересчетный коэффициент, учитывающий усадку нефти, доли единицы; ан — плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3.
Ян0 = Кн ■ в • а • J 7 • йхйу,
V) где ц — удельная емкость коллекторов, м3/м2; х, у — площадные координаты; Кн — коэффициент нефтенасыщепности, доли единицы; в — пересчетпый коэффициент, учитывающий усадку нефти, доли единицы; ап — плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3. При современном уровне компьютерных технологий расчет площадного интеграла не представляет проблем.
Предложенный подход в соответствии с новой классификацией запасов (приказ от 01.11.2005 г. Министра природных ресурсов РФ Ю.П.Трутнева) позволяет в обычном традиционном духе осуществлять категоризации запасов в соответствии с требованиями, предъявляемыми новой классификацией запасов. Отпадает необходимость оценивать запасы нефти в баженовской свите исключительно по категории С1 в пределах небольших квадратов с каждой продуктивной скважиной в его центре.
Важнейшим требованием новой классификации запасов является требование разделения всей массы запасов на рентабельные и условно рентабельные, что наиболее актуально именно для залежей нефти, аккумулированных в отложениях баженовской свиты. Для реализации этого требования возможно использование следующего подхода.
На основании технико-экономических расчетов, которые выполняются с учетом конъюнктуры нефтяного рынка, налогового режима, инфраструктурных ограничений и т.п. группа геологов и экономистов определяет рентабельный дебит или рентабельный коэффициент продуктивности, обеспечивающие реальную рентабельность в сложившейся обстановке. Понятно, что в действительности этот параметр является переменным по времени и может обновляться с заданной периодичностью. Опираясь па график типа того, который приведен па рис.
33 критическое значение коэффициента продуктивности трансформируется в критическое значение удельной емкости.
Пусть, например, экономические расчеты показали, что рентабельными являются запасы с коэффициентом продуктивности более 0,1 м3/сут-атм. Тогда в соответствие с зависимостью из рис. 33 к нолю рентабельных запасов следует отнести все участки с суммарной удельной емкостью коллекторов больше, чем 0,2 м3/м2. Запасы в полях с меньшими значениями, чем 0,2 м3/м2 относятся к условно рентабельным.
Границы могут меняться во времени в соответствии с изменениями технологической и организационно-экономической ситуации. В том случае, если вследствие неизбежной погрешности графиков зависимости продуктивности от емкости какая-либо скважина в поле условно рентабельных запасов характеризуется рентабельным коэффициентом продуктивности или в поле рентабельных запасов оказывается скважина с недостаточным коэффициентом продуктивности вокруг этих скважин выделяются локальные поля, например квадраты со стороной, равной двум стандартным шагам эксплуатационного бурения, которые в окончательном подсчете рассматриваются как рентабельные, либо условно рентабельные.
Можно предложить и другой несколько усложненный, но более точный подход к разделению запасов на рентабельные и условно-рентабельные. Для этого необходимо провести типизацию разрезов всех скважин на 1-й рентабельный тип разреза и П-й условно рентабельный тип разреза. Далее необходимо изучить отображение каждого из типов разреза в сейсмическом поле, а фактически в поле спектрально-временных и амплитудных атрибутов [69]. Изучение этого вопроса необходимо начинать с двухмерного сейсмогеологического моделирования.
Качество отображения типов разреза с разными емкостными свойствами в значительной степени зависит от качества полевых сейсмических наблюдений. В оптимальном случае это должны быть современные материалы сейсморазведки ЗБ, но и современные материалы 2Т) оказываются полезными при решении рассматриваемой задачи. Если па данном сейсмическом материале не удается выявить значимые различия отображения 1-го и Н-го типов разреза в сейсмическом поле, то в дальнейшем результаты динамической интерпретации пе следует использовать при подсчете запасов.
Если же разные типы разреза хорошо разделяются в полях сейсмической атрибутики и иных результатах динамической интерпретации (в результатах разнообразных динамических инверсий временных разрезов и кубов), то эти результаты вполне могут сыграть положительную роль при подсчете запасов.
На Средне-Назымском и Галяновском месторождениях с помощью технологий прогноза типов разреза по данным сейсморазведки, разработанным в ЗАО «МиМ-ГО» (патенты РФ №№ 2183335, 2205435, 2275660), фактически реализован вышеописанный подход — выделены зоны с продуктивностью больше 0,1 м3/сут-атм и меньше 0,1 м /сут-атм, что на сегодняшний день отвечает рентабельным и условно рентабельным запасам.
5.2. Оценка подтверждаемое™ построенных моделей
Z scale: 7.4
30tV
Рис. 48. Изображение нарезки трехмерной геологической модели природных резервуаров баженовской свиты в пределах опытного участка Средне-Назымского месторождения: I — коллектор: 2 — неколлектор .
Описанная трехмерная геологическая модель природных резервуаров Галянов-ского и Средие-Назымского месторождений использована при гидродинамическом моделировании опытного участка в районе скв. 219 Средне-Назымской (рис. 48). которое проведено в ОАО « ВНИИпефть ».
На этом участке пробурено пять скважин, среди которых скв. 219 имеет наиболее длинную историю эксплуатации, характеризующуюся данными за 5 лет, остальные скважины эксплуатируются не многим более 2 лет.
Авторы гидродинамической модели отмечают, что существенных трудностей при адаптации модели на фактические промысловые данные не возникало, в результагода расчётная накопленная добыча нефти фактическая накопленная добыча нефти б)
Рис. 49. Результаты адаптации гидродинамической модели на фактические промысловые данные те чего достигнута высокая степень соответствия расчетных дебитов и добычи по фактическим данным |67|, что также свидетельствует о корректности полученных в результате интерпретации данных (см. рис. 49). а) б)
- новые скважины Н - i тип разреза - II тип разреза
Рис. 50. Фрагменты карт типов разреза с ныпесенными новыми ( пробуренными после построения карты) скважинами: а) Средне-Назымское месторождение. б) Га-ляновское месторождение
На рис.50 изображены фрагменты карт типов разрезов Средне-Назымского (а) и Гал янов с кого (б) месторождений с нанесенными на них новыми скважинами. Со времени построения карты типов разрезов на отложения нижпетутлеймской подсви-ты пробурено 11 новых скважин и опробованы три ранее неиспытанные скважины, пробуренные более 20 лег назад. Все скважины подтвердили построенные модели, ошибки в прогнозируемых величинах не превысили 2,0 м.
В табл. 6 представлено сопоставление прогнозируемых и фактических типов разреза и величин -эффективной мощности в старых скважинах. величины эффективной мощности заверены промыслов©-геофизическим и исследованиями комплекса «приток-состав». Во всех этих скважинах отсутствуют данные плотиостного каротажа, перспективность разреза баженовекой свиты в этих скважинах оценена по данным нейтронного и акустического каротажей при помощью описанной ранее методики (раздел 3.4.). В результате опробования все три скважины дали притоки нефти с промышленными дебитами. в скв.
218 дебит превысил 100т/сут. В скв. 210 из-за плохого состояния колонны по комплексу «приток-состав» удалось лишь определить границы приточной зоны без выделения отдельных интервалов, поэтому её фактическая эффективная мощность не известна.
Заключение
Предметом изучения в диссертационной работе являлись отложения баженовской свиты на западе Широтного Приобья на примере шести месторождений: Ольховского, Большого, Центрального, Апрельского, Средне-Назымского, Галяновского; территория которых протянулась с севера на юг между г. Белоярским и г. Ханты-Мансийском. Большинство из этих месторождений находится на стадии разведки, только на двух наиболее изученных Средне-Назымском и Галяновском ведется опытно-промышленная эксплуатация. В этом районе большинством западно-сибирских исследователей баженовская свита отождествляется с отложениями нижнетутлеймской подсвиты тутлеймской свиты.
Целью исследований являлось познание принципиальных особенностей строения нефтяных природных резервуаров в бажеповской свите на западе Широтного Приобья и подготовка рекомендаций по освоению открытых месторождений.
В первой главе диссертации представлен краткий геологический очерк территории исследований. Описано тектоническое и геологическое строение изучаемой территории, при этом основное внимание уделено объекту исследований — баженов-ской свите.
Баженовская свита территории исследования представлена аргиллитами черными с коричневым оттенком, в разной степени плитчатыми. Характеризуется аномально высоким содержанием Сорг (до 25%). Часты кремнистые и известковистые прослои до соответственно радиоляривых опок и известняков. иногда доломитизнро-ванпых. Она является нефтеносной толщей, с нормальным газовым фактором продукции не превышающим 100м3/т.
К ней относится пласт ЮКо- Дебиты нефти изменяются в широких пределах от 0 до 150 м3/сут. Нефти легкие, плотностью от 0,811 до 0,866 г/см. В целом нефти Галяновского месторождения более тяжелые (плотность от 0,851 г/см3), чем Средне-Назымского (плотность до 0,838 г/см3).
Нефти из баженовской свиты по остальным четырем месторождениям не изучены в силу ряда причин. В большинстве скважин отложения вовсе не опробованы, в некоторых скважинах выполнены совместные испытания отложений баженовской и тюменской свит, отложения баженовской свиты отдельно испытаны лишь в скв. 299 Большого месторождения и в двух скважинах Апрельского.
Во второй главе диссертации описаны общие сведения о баженовской свите об истории изучения, области распространения и термобарических условиях залегания, приведены основные особенности и итоги эксплуатации залежей нефти в баженовской свите Салымского месторождения по данным [73]. Основное внимание уделено обзору литературы по проблемам изучения коллекторов и модельным представлениям продуктивных отложений бажеповской свиты, оценке фильтрациопно-емкостных свойств. Кроме этого, проведен краткий анализ опытно-промышленной разработки Средне-Назымского и Галяновского месторождений, в результате которого выявлен ряд особенностей, существенно отличающих баженовскую свиту изучаемой территории о г Салымского месторождения. В частности:
• имеются скважины с накопленной добычей более 30 тыс.тонн, которые продолжают фонтанировать с высокими дебитами (более 40 т/сут);
• ни в одной из скважин не отмечено резкого снижения дебитов;
• коллекторы допускают механизированную добычу.
Третья глава посвящена решению проблемы выделения коллекторов в разрезе скважин, которая является одним из основных препятствий, сдерживающим массированное освоение нефтяного потенциала баженовской свиты. Хорошо зарекомендовавшие себя традиционные методики не годятся, так как вследствие гидрофобно-сти пород, слагающих бажеповскую свиту, прямые качественные признаков наличия коллекторов по данным геофизических исследований скважин (ГИС) отсутствуют, а из-за их хрупкости и аномально высокого пластового давления (АВПД) целостные образцы керна не выносятся на поверхность.
Изучение коллекторов начато с анализа каротажных признаков интервалов притока в скв. 219 Средне-Назымской, заверенных прямыми методами идентификации интервалов притоков такими, как механическая дебитометрия, в результате чего сделан вывод, что приточные интервалы характеризуются совокупностью следующих каротажных признаков:
• относительного минимума по гамма-каротажу (ГК),
• относительного максимума по нейтронному каротажу (НК),
• относительного минимума по акустическому каротажу (АК).
Этот результат подтвержден другими скважинами — как высокодебитными. так и низкодебитными, в которых выполнены промыслово-геофизические исследования, нацеленные на выявление интервалов притоков.
После того как были выделены интервалы притоков, выполнена увязка керна с диаграммами геофизических исследований в скважинах. Увязка проведена, путем совмещения замеров естественной радиоактивности, замеренной на керне. с диаграммой гамма каротажа (ГК) в скважине .
Как оказалось, керн из большинства интервалов притоков разрушен и представлен в основном гцебнеобразной массой. Для выявления сохранившихся образцов керна из коллекторов выполнена специальная интерпретация геохимических исследований, позволившая выделить образцы, насыщенные подвижными УВ. Дело в том, что бажеповская свита, будучи пефтематеринской, по всему разрезу насыщена свободными углеводородами, наличие которых характеризует геохимический показатель 81 Ыоск-Еуа1. Часть из них является неподвижными, т.е. автохтонными, представленными так называемой микроиефтыо, генетически связанной с органическим веществом её спродуцировавшим.
Такие УВ, как правило, находятся в запечатанных порах нефтематеринской матрицы. Но есть параавтохтонные — подвижные свободные углеводороды, которые утратили связь с исходным органическим веществом, но не мигрировали за пределы нефтематеринской свиты.
Интервалы разреза, насыщенные параавтохтониыми УВ, характеризуются аномально высокими значениями показателя 81 Ыоск-Еуа1 при определенном уровне С0рг■ Очевидно, что именно эти интервалы разреза, содержащие параавтохтонные УВ, могут быть ассоциированы с коллекторами. так как допускают фильтрацию флюида. Важно отметить, что этот критерий может быть использован для выделения интервалов коллекторов и в низкопродуктивном разрезе баженовской свиты, керн из которого не разрушается при подъеме.
После чего на основе рентгепо-фазового ангшиза, заверенного петрографическими исследования керна в прозрачных шлифах, сделан вывод о лито логическом составе коллекторов, которые представлены карбонатными породами (известняками, доломитами) и кремнистыми (опоками — породами сложенными аморфным кремнистым веществом — опалом). Причем для Средне-Назымского и севера Галяновского месторождений указанные прослои представлены в основном карбонатными породами, а на юге Галяновского месторождения — кремнистыми.
Этот факт определил заметно большую эффективность глинисто-кислотной обработки ( ГКО ) призабойной зоны с целыо интенсификации притоков нефти в скважинах Средне-Назымского и севера Галяновского месторождений, эффект которой сравним с эффектом от гидроразрывов пластов.
Как оказалось, не все прослои, удовлетворяющие трем указанным выше каротажиым признакам, являются коллекторами, одной из возможных причин является залечивание трещин вторичными минералами. например, кальцитом. Поэтому следующим этапом стал анализ геофизических характеристик этих прослоев с целью выявления признаков, на основе которых они могут быть разделены на коллекторы и пеколлекторы. В результате выявлено, что соотношения между приращениями нейтронного каротажа и приращениями плотностного (или акустического) в зависимости от того является прослой коллектором или пеколлектором, описываются разными статистическими зависимостями.
Этот факт позволяет проводить оперативную интерпретацию с целью выделения в разрезе баженовской свиты изучаемой территории коллекторов.
Так как соотношения между геофизическими параметрами в зависимости от того является прослой коллектором или неколлектором, описываются разными статистическими зависимостями. Если пересчитать нейтронный каротаж в нлотностной (или акустический) по статистической зависимости для неколлекторов. то показания в неколлекторах совпадут, а в коллекторах будет наблюдаться расхождение, которое можно использовать как признак коллектора, а его величину — в количественной оценке пустотпости. На основе этого предложен автоматизированный способ выделения коллекторов в отложениях баженовской свиты изучаемой территории и оценки их пустотпости.
В четвертой главе описаны методики прямого прогноза типов разреза ио данным сейсморазведки, которые использованы для прогноза свойств коллекторов в межскважинном пространстве. В результате их применения на Галяновском и Средне-Назымском месторождениях выявлены три крупных зоны развития наилучших коллекторов.
По результатам изучения нефтей из 17-ти скважин па газовом хроматографе (ГХ) с использованием метода отпечатков пальцев (метод резервуарпой геохимии (Kaufman, 1987)), широко применяемого как западными, так и отечественными нефтяными компаниями при решении задач, связанных с разведкой и разработкой залежей, сделаны выводы о гидродинамической сообщаемое™ внутри каждой из зон и об отсутствии гидродинамической связи между зонами.
Для разработки залежей в баженовской свите является очень важным установить за счет чего происходит восполнение отобранных в результате разработки объемом нефти, за счет подтока из периферийных областей резервуара или за счет нефтема-теринской матрицы, которая тоже содержит свободные автохтонные УВ. Для этого методом отпечатков пальцев изучены хлороформепные экстракты из керна и нефти, являющиеся продукцией скважин. Как оказалось, они имеют отличающиеся « отпечатки пальцев » тем, что можно объяснить, что нефть в коллекторах представляет собой результат перемешивания.
Таким образом, если восполнение отобранной нефти происходит за счет свободных автохтонных УВ, насыщающих нефтематеринскую матрицу, то со временем нефть, являющаяся продукцией скважины, изменит свои « отпечатки пальцев ».
По результатам геохимических исследований проб нефтей из скважин Галяпов-ского и Средне-Назымского месторождений, отобранных с интервалом 1год, изменения в « отпечатках пальцев » ие отмечено. Таким образом, за год эксплуатации восполнение отобранной нефти происходило за счет периферийных областей резервуаров.
В пятой заключительной главе описана методика построения трехмерной геологической модели отложений баженовской свиты на Галяновском и Средне-Назымском месторождениях. В условиях сильной латеральной и вертикальной изменчивости коллекторов баженовской свиты обычные двухмерные модельные представления оказываются весьма ограничеными.
Для построения трехмерных моделей залежей нефти в отложениях нижнетут-леймской подсвиты Галяновского и Средне-Назымского месторождений применен авторский подход ЗАО « МиМГО ». Дело в том,что традиционные подходы построения трехмерных (объемных) моделей не годятся, так как не позволяют построить адекватные модели в условиях сильной изменчивости разреза при редкой сетке скважин. В ЗАО « МиМГО » разработана методика трехмерного моделирования (патент РФ №2305301, международный патент \¥0 2008/041885), которая использует карту типов разреза при моделировании латеральной неоднородности и геолого-статистические разрезы типов разреза для моделирования вертикальной неоднородности.
Со времени разработки описапиых подходов прошло около двух лет, что позволяет провести оценку их адекватности. За это время на отложения баженовской свиты на Галяновском и Средне-Назымском месторождениях пробурено 11 новых скважин, которые с хорошей достоверностью подтвердили геологические модели природных резервуаров, построенные с использованием описанных подходов. Руководствуясь изложенными принципами, испытаны неопробованные ранее отложения баженовской свиты в трех разведочных скважинах старого фонда, пробуренных более 20-ти лет назад. Во всех трех скважинах получены промышленные дебиты. в одной из них дебит превысил 100 т/сут.
Проведены успешные опробования отложений баженовской свиты в двух скважинах Апрельского месторождения, в результате которых получены дебиты нефти до 12 т/сут. Предложенный по ряду эксплуатационных скважин комплекс мероприятий позволил существенно увеличь в них дебиты, причем в некоторых скважинах без применения ГРП увеличение дебитов, составило до 3-5 раз.
В процессе работы получены основные результаты:
1. Разработай способ выделения коллекторов и оценки их свойств в отложениях баженовской свиты по данным геофизических исследований скважин для ряда месторождений запада Широтного Приобъя.
2. Изучен литологический состав коллекторов баженовской свиты на ряде месторождений запада Широтного Приобъя. Коллекторы представлены преимущественно карбонатными ( известняки и доломиты) и кремнистыми (опоками — сложенными аморфным веществом — опалом) породами, что позволило выработать наиболее рациональные способы интенсификации притоков нефти. Для Средне-Назымского и севера Галяповского — глинисто-кислотная обработка призабойной зоны, для юга Галяновского месторождения — ГРП.
3. Обоснована возможность и доказана эффективность сейсмогеологического прогнозирования и локализации нефтяных залежей в отложениях баженовской свиты изучаемого района.
4. В пределах Галяновского и Средне-Назымского месторождений выделены три крупные перспективные зоны и доказана их протяженность.
5. Обоснован рациональный комплекс для поисков и разведки залежей нефти в отложениях бажеповской свиты запада Широтного Приобья, в котором стандартные каротажные исследования в скважинах необходимо включать плотпостной и акустический каротажи, обработка сейсмических данных должна включать решение обратной динамической задачи сейсморазведки, нацеленную па выявление зон развития коллекторов. Для идентификации гидродинамической связи выделенных по данным сейсморазведки полей нефтеносности продукция скважин должна быть исследована методами резервуарной геохимии.
6. На основе проведенных научно-исследовательских работ построены трехмерные геологические модели природных резервуаров баженовской свиты Галяпов-ского и Средие-Назымского месторождений, с использованием которых ведется промышленная разработка и доразведка этих месторождений.
Практическая значимость полученных результатов заключается в том, что:
• они позволяют выделять коллекторы в разрезе баженовской свиты и оценивать их емкость;
• позволяют на основе полученных оценок делать выводы о перспективности отложений бажеповской свиты, как в новых, так и в старых скважинах, что в свою очередь позволяет с большей эффективностью вводить их в разработку;
• дают возможность строить адекватные геологические модели, па основе которых можно планировать разработку и доразведку. а также проводить оценку запасов нефти.
С использованием полученных результатов осуществляется опытно-промышленная эксплуатация залежей в отложениях баженовской свиты па Галяновском и Средне-Назымском месторождениях, выполняются испытания на других месторождениях запада Широтного Приобья.
Список литературы диссертационного исследования кандидат геолого-минералогических наук Алексеев, Алексей Дмитриевич, 2009 год
1. Алексеев А.Д. Немова В.Д. Колосков В.Н. Гаврилов С.С.
Литологические особенности пород отложений пижнетутлеймской подсвиты Фроловской НГО в связи с особенностями её нефтеносности // Геология нефти и газа — 2009, №2 - С. 27-33.
2. Славкип B.C. Алексеев А.Д. Колосков В.Н.
Некоторые аспекты геологического строения и перспектив нефтеносности бажеповской свиты на западе Широтного Приобья // Нефтяное хозяйство — 2007, №8 — С. 100-105.
3. Дахнова М.В. Славкин B.C. Колосков В.Н.
Назарова Е.С. Алексеев А.Д. Геохимические методы в решении задач, связанных с освоением залежей нефти в баженовской свите на западе Широтного Приобья//Геология нефти и газа — 2007, №6 С. 39-44.
4. Аплонов C.B. Геодинамика раннемезозойского Обского палеоокеана. М. Ин-т океанологии АН СССР.
1987.
5. Беляков C.JI, Бондаренко Г.Е, Иванюк В.В, Смирнов A.B. Новые данные о поздпемезозойских сдвиговых деформациях чехла северной части ЗападноСибирской плиты // Доклады академии паук. Том 372.
2000. - Л- 4. - С.510-513.
6. Белкин В.И. Ефремов Е.П. Каптелипин НД.
Модель коллектора нефти ба-жеиовской свиты Салымского месторож-депия//Нефт.хоз-во. — 1983. — №10. -С.27-31.
7. Белкип В.И. Ефремов Е.П. Каптелипин НД.
Строение и нефтеносность ба-жеповского резервуара//Литология и полезные ископаемые. — 1985. — №2. -С.108-123.
8. Боркуп, Ф.Я. Методика определения эффективной мощности коллекторов ба-женовской свиты по данным ГИС Сборник научных трудов «Особенности подсчета запасов нефти в баженовских отложениях Западной Сибири» - Тюмень: СибНИИНП. - 1985.
9. Бочкарев B.C. Палеотектоническое развитие Западно-Сибирской равнины в древние эпохи в связи с вопросами нефтегазоносности ее нижних структурных ярусов // Труды ЗапСибНИГНИ. -Вып. 133.
Тюмень. - 1978. - С. 5-60.
10. Быков Л. А. Каптелинин H Д. Сонич В.П. и др. Особенности строения коллекторов нефти пласта Юо баженовской свиты. — СибНИИНП. — Тюмень, 1978. — Вып. 12 С.16-33.
11. Брадучан Ю.В. Гольберт A.B. Гурари Ф.Г.
Захаров В.А. и др. (1986) Бажепов-ский горизонт Западной Сибири ( стратиграфия. палеогеография, экосистема, нефтегазоносность). Новосибирск: Наука. 216 с.
12. Буш В.А. Кирюхин Л.Г. Палеозойско-триасовые нефтегазоносные бассейны молодых плит Евразии. — Москва: Недра — 1976.
13. Вассоевич Н.Б. Корнилова H.H. Чернышев В.В. О содержании углеродного органического вещества в континентальном секторе осадочного блока Земли. — Вест.
МГУ. Сер. 4. Геология, 1973, №1.
14. Геология нефти и газа Западной Сибири / А.Э. Конторович. H.H. Нестеров, Ф. К. Салманов. B.C.
Сурков, A.A. Трофимук, Ю.Г. Эрвье. Москва: Недра, 1975, 679 С.
15. Гришкевич В.Ф. Макет стратиграфической схемы мезозойских отложений центральных районов Западно-Сибирской равнины и его тероетическое обоснование // Пути реализации нефтегазового потенциала Ханты-Мансийского А.О. — Ханты-Мансийск. 2001 — С. 130-142.
16. Групис Е.Е, Барков С.Л. Филипа С.И. Уточнение геологической модели пограничных слоев юры и мела Западной Сибири. // Геология нефти и газа.
2003, №5 С. 2-4.
17. Гурари Ф.Г. Геология и перспективы нефтегазоносности Обь-Иртышского междуречья. —Л. Гостехиздат, 1959. — 174с.
18. Гурари Ф.Г. Доманикиты и их нефтегазоносиость. Советская геология, 1981, №11 — С. 3-12.
19. Гурари Ф.Г. Глинистые битуминозные толщи новый тип коллектора нефти и газа // Коллекторы и флюидоупоры.— Новосибирск: Наука, Сибирское отделение. — 1982.
20. Гурари Ф.Г. Региональный прогноз промышленных скоплений углеводородов в доманикитах. —Геол. нефти и газа — 1984, №2. С. 1-5.
21. Доманикиты Сибири и их роль в нефтегазоносности. Под редакцией Ф.Г. Гурари.
Новосибирск: СНИИГГиМС — 1982. 134с.
22. Дахиова M.B. Результаты геохимических исследований керна и нефтей Галя-новской и Средне-Назымской площадей Западной Сибири — М. геохимический центр ФГУП « ВНИГНИ » — 2009.
23. Добрынин В.М. Мартынов В.Г. Коллектор нефти в нефтематеринских глинистых толщах. — Геология нефти и газа. — 1979, №7. — С. 36-43.
24. Добрынин В.М. Мартынов В.Г. Модель и основные параметры пластового резервуара баженовской свиты Салымского месторождения. — Нефтегазоиосность баженовской свиты Западной Сибири. — М. ИГиРГИ — 1980. — С.57-67.
25. Добрынин В.М. Проблемы коллектора нефти в битуминозных глинистых породах баженовской свиты. Изд. в АН СССР.
Сер.геологическая. — 1982, №3. — С. 120-127.
26. Добрынин В.М. Мартынов В.Г. Комплексное изучение свойств глинистых пород баженовской свиты. — Коллекторы нефти и газа и флюидоупоры — Новосибирск: « Наука » — 1983.
27. Елисеев В.Г. Нестеров И.И. Стратиграфия мезозойско-кайнозойских платформенных отложений Шаимского и Красноленинского нефтегазоносных районов Тюмень: ЗапСибНИГНИ 1971 - С. 41-132.
28. Желтов Ю.В. Малофеев Г.Е. Толстов JI.A. и др.
Обоснование особенностей строения и продуктивности баженовской свиты Салымского месторождения по данным работы скважин //Геология нефти и газа. — 1984, №8 — С.1-6.
29. Желтов Ю.В. Хавкин А.Я. Математическая модель извлечения нефти из продуктивных зон баженовской свиты Салымского месторождения. — М. ВНИИ.
1983. -10 с.-Деп. во ВНИИОЭНГе 04.10.83. №1027нг-Д83.
30. Желтов Ю.В. Хавкин А.Я. О системном подходе к геолого-промысловому изучению залежи нефти в баженовской свите Салымского месторождени-я//Тр./ВНИИ.
1988. -Выл. 102. - С. 13-16.
31. Завьялец А.Н. Скворцова Л.А. Замятина Е.В.
Толстолыткин В.П. Определение общей пористости пород баженовской свиты методами промысловой геофизики
32. Сборник научных трудов «Особенности подсчета запасов нефти в баженов-ских отложениях Западной Сибири» — Тюмень: СибНИИНП. — 1985.
33. Заляев Н.З. Методика автоматизированной интерпретации геофизических исследований скважин — Минск: Издательство « Университетское ». — 1990.
34. Зарипов О.Г. Нестеров И.И. Закономерности размещения коллекторов в глинистых отложениях баженовской свиты и её возрастных аналогов в Западной Сибири. Сов. геология. — 1977, №3. -С.
19-25.
35. Зарипов О.Г. Сонич В.П. Юсупов К.С.
Модель пласта Юо баженовской свиты.
36. Нефтеносность баженовской свиты Западной Сибири. — М. ИГиРГИ. — 1980.- С.57-67.
37. Захаров В.А. Условия формирования волжско-берриасской высокоуглеродистой баженовской свиты Западной Сибири по данным палеоэкологии // Эволюция биосферы и биоразнообразия. М. Товарищество научных изданий КМК .—2006- С.552-568.
38. Зубков М.Ю. (ОАО « СибНИИНП »), Бондаренко П.М. ( ОИГГиМ СО РАН) Прогноз зон вторичной трещиноватости па основе данных сейсморазведки и тектонофизического моделирования, Геология нефти и газа 1999, №11 — 12.
39. Проблемы нефтеносности баженовской свиты Западной Сибири — Сборник научных трудов — М: ИГиРГИ. — 1986г.
40. Ипатов А.И. Кремепецкий М.И. Геофизический и гидродинамический контроль разработки месторождений углеводородов.— М. — РХД — 2005.
41. Карагодин Ю.Н. Ершов C.B. Сафонов B.C. и др. Приобская нефтеносная зона Западной Сибири.
Системио-литмологический аспект. — Новосибирск: издательство СО РАН. НИЦ ОИГГМ. 1996.
42. Корж М.В. Клубова Т.Т. Корпев Б.В.
Нефтеносность баженовской свиты Западной Сибири// Тр./ИГиРГИ. — М. ИГиРГИ, 1980. 205 с.
43. Клещев К.А, Петров В.И, B.C. Шеин. Геодинамика и новые типы природных резервуаров нефти и газа / ВНИГНИ. — М. Недра, 1995.
44. Ли П.Ф. Равдоникас О.В. Пятницкий В.К.
Геологическое строение и перспективы иефтегазоносности Березовского газоносного район Западно-Сибирской низменности. — JL: Гостоптехиздат. 1960. — 175с.
45. Мавлютов Ш.Ш. Подсосова JT.JL Устюжанин В.В. Роль разломпой тектоники в строении Западно-Сибирской плиты // Управление поисками и разведкой месторождений нефти и газа. — Тюмень: ЗапСибНИГНИ, 1988, с. 102 -111.
46. Мегакомплексы и глубинная структура земной коры Западно-Сибирской плиты // Под ред. B.C. Суркова. — М: Недра, 1986.
47. Методические рекомендации по подсчету запасов нефти и растворенного газа объемным методом. Под редакцией В.И. Петерсилье. В.И. Пороскуна, Г.Г.
Яценко. — Москва-Тверь: ВНИГНИ, НПЦ « Тверьгеофизика ». — 2003.
48. Мкртчян О.М. Трусов Л.Л. Белкин Н.М.
Дегтев В.А. Сейсмогеологический анализ нефтегазоносных отложений Западной Сибири.Москва. Наука. — 1987.- 126 с.
49. Мормышев В.В. Завьялец А.Н. Схема строения и обоснование режима разработки пласта Юо Салымского месторождения — Сборник научных трудов « Особенности подсчета запасов нефти в баженовских отложениях Западной Сибири »- Тюмень: СибНИИНП.
1985.
50. Нестеров И.И. Новый тип коллектора нефти и газа. — Геология нефти и газа.- 1979, №10. С. 26-29.
51. Нестеров И.И. Ставицкий, Курчиков и др. Модель процесса извлечения нефти из глинистых битуминозных пород баженовской свиты Западной Сибири. — Проблемы нефти и газа Тюмени. — Тюмень, 1979. — Вып.
44. С. 15-19.
52. Строение и нефтегазоносность баженитов Западной Сибири. — Сборник научных трудов под.ред. члеп-кор. АН СССР И.И. Нестерова — Тюмень: ЗапСиб-НИГНИ.
1985.
53. Нестеров И.И. Ушатипский И.Н. и др. Нефтегазоносность глинистых пород Западной Сибири. М. Недра — 1987
54. Нестеров И.И. Петросян Л.Г. Сопич В.П. Хабаров В.В.
Исследование нефтеносных разрезов бажеповской свиты — Разведочная геофизика, обзор ВИЭМС. Москва — 1988.
55. Новиков Г.Р. Салманов Ф.К. Тян A.B.
Перспективы открытий крупных залежей нефти в трещиноватых аргиллитах бажеповской свиты // Нефть и газ Тюмени. 1970, №7.
56. Нефтегазоносные комплексы Западно-Сибирского бассейна // М.Я. Рудкевич. JI.C.
Озеранская, Н.Ф. Чистякова, Корнев В.А. Максимов Е.М. — Москва: Недра, 1988. 303 с.
57. Особенности подсчета запасов нефти в баженовских отложениях Западной Сибири// Сборник научных трудов — Тюмень: СибНИИНП. — 1985.
58. Петров А.И. Шеип B.C. Геодинамическая модель резервуара с кремнисто-глинистым коллектором (на примере бажеповской свиты Салымского нефтяного месторождения Западной Сибири)— Геология нефти и газа. — 1999, №9-10.
59. Отчёт по теме «Проведение фундаментальных исследований, разработка технологических решений и оборудования для добычи трудноизвлекаемого и нетрадиционного углеводородного сырья» — РГУНГ им. И.М.Губкина 2007-2008гг.
60. Решение 6-го межведомственного стратиграфического совещания по рассмотрению и принятию уточненных стратиграфических схем мезозойских отложений Западной Сибири. — Объяснительная записка. — Новосибирск — 2004.
61. Славкин B.C. Е.А. Копилевич, Е.А. Давыдова.
И.А. Мушип. Методика картирования типов геологического разреза в межскважинном пространстве по данным сейсморазведки. // Геофизика.
ЕАГО. — 1999, №4.-0.21-24.
62. Соколов Б.А. Новые идеи в геологии нефти и газа (избранные труды) — М. МГУ. 2001.
63. Соколовский А.П. К вопросу о нефтеносности битуминозных аргиллитов баже-новской свиты в Салымском районе. — Тюмень: ЗапСибНИГНИ — Вып.58. — 1972.
64. Сонич В.П. Тип коллектора в породах баженовской свиты и механизм его образования — Сборник научных трудов « Особенности подсчета запасов нефти в баженовских отложениях Западной Сибири » Тюмень: СибНИИНП. — 1985.
65. Степанов В.П. и д.р. — Основные итоги и перспективы разработки баженовской свиты Салымского месторождения — Геофизика. — 2007, №4.
66. Супруненко О. И.,Тугарова М. А. — Краткий курс лекций « Геохимия нафтидов» по материалам Интернет сайта http://www.lithology.ru/.
67. Сургучев М.Л. Желтов Ю.В. Симкип Э.М. Физико-химические микропроцессы в нефтегазоносных пластах. — М. Недра. — 1984.- 215 с.
68. Сурков B.C. Жеро О.Г. Фундамент и развитие платформенного чехла ЗападноСибирской плиты. — М. Недра. — 1981.
69. Унифицированные региональные стратиграфические схемы неогеновых и палеогеновых отложений Западно-Сибирской равнины — Новосибирск. — 2001.
70. Умрихин И.Д. Днепровская H.H. Бузинов С.Н. и др.
Методика определения параметров неоднородности и подсчета запасов по данным гидродинамических исследований// Геология нефти и газа. — 1982, №5. — С.21-25.
71. Умрихин И.Д. Вольпии С.Г. Днепровская H.H. и др. Определение гидродинамической модели залежи и типа коллектора Салымского месторождения// Нефт.хоз-во.
1984, №6. — С.33-38.
72. Федорцов В.К. Нестеров В.Н. Обоснование модели пласта и режима залежи в отложениях баженовской свиты Салымского месторождения по данным испытания и пробной эксплуатации скважин. — Тюмень: ЗапСибНИГНИ.— 1978 — Вып.
127. С. 17-33.
73. Филина С.И. Корж М.В. Зонн М.С. Палеогеография и нефтеносность баже-новской свиты Западной Сибири.
М: — Наука — 1984.
74. Фурсов А.Я. Постников Е.В. Постников A.B. и др.
Геологические основы и новые технологии прогнозирования залежей и оценка запасов нефти в отложениях баженовской свиты // Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО. Ханты-Мансийск. 2000, С. 162-173.
75. Хавкин А.Я. Проектирование и разработки залежи нефти баженовской свиты Салымского месторождения, изд. ВНИИ им. акад. А.П.
Крылова — 1992.
76. Хаин В.Е. Горная экспедиция // Том 1 « Альпийская складчатость »; В.Е. Хаин.
Том 3 « Мезозойские эпохи складчатости » — Москва: Советская экспедиция, 1987 г. с. 106-107; 285-286.
77. Халимов Э.М. Мелик-Пашаев B.C. О поисках промышленных скоплений нефти в баженовской свите//Геология нефти и газа. — 1980. — №6. — с.1-10.
Обратите внимание, представленные выше научные тексты размещены для ознакомления и получены посредством распознавания оригинальных текстов диссертаций (OCR). В связи с чем, в них могут содержаться ошибки, связанные с несовершенством алгоритмов распознавания.
В PDF файлах диссертаций и авторефератов, которые мы доставляем, подобных ошибок нет.
ОАО «РИТЭК»: инновационная модель успеха
13/03/2012 13:45
Есть даты просто как факт того, что пройдено¬прожито столькото лет. Этот же юбилей, без преувеличения, событие знаковое, заслуживающее внимания и детального изучения. Знаковое для всей российской нефтянки.
Именно так можно сказать о 20-летии ОАО «Российская инновационная топливно-энергетическая компания». А обратить особое внимание надо на слово «инновационная», широко вошедшее в деловой российский лексикон по-настоящему только пару лет назад и зазвучавшее на государственном уровне. В начале же «лихих 90-х» слово это мало кому было понятно и требовало пояснений.
Не все, согласитесь, думали так далеко вперед. Это как раз тот случай, когда нужно оглянуться назад, чтобы оценить, что сделано уникальной компанией, специализирующейся на нефтяных ноухау и успехи которой сегодня позволяют делать выводы о безошибочности принятого
20 лет назад решения.
Есть даты просто как факт того, что пройдено-прожито столькото лет. Этот же юбилей, без преувеличения, событие знаковое, заслуживающее внимания и детального изучения. Знаковое для всей российской нефтянки.
Именно так можно сказать о 20-летии ОАО «Российская инновационная топливно-энергетическая компания». А обратить особое внимание надо на слово «инновационная», широко вошедшее в деловой российский лексикон по-настоящему только пару лет назад и зазвучавшее на государственном уровне. В начале же «лихих 90-х» слово это мало кому было понятно и требовало пояснений.
Не все, согласитесь, думали так далеко вперед. Это как раз тот случай, когда нужно оглянуться назад, чтобы оценить, что сделано уникальной компанией, специализирующейся на нефтяных ноухау и успехи которой сегодня позволяют делать выводы о безошибочности принятого
20 лет назад решения.
Кто, зачем
и как создавал РИТЭК
25 марта 1992 года было зарегистрировано новое открытое акционерное общество, учредителями которого выступили: ЛУКОЙЛ, «Транснефть», «БиГаз-Си», «Нефтегазмаш», «Нефтеспецтранстехнология», «Роснефтегазстрой», «Экопром» и Международная топливно-энергетическая ассоциация.
Ниша деятельности ОАО «РИТЭК» была определена четко: восстановление фонда бездействующих скважин на российских нефтяных месторождениях. Бездействующих скважин было много, особенно в Сибири. Проблема эта пришла из советских времен: огромный простаивающий фонд скважин, по разным оценкам, достигал от 25 до 40 тысяч.
Восстанавливать их считалось делом убыточным. Собственно, поэтому они были бесперспективными и бездействующими.
Но всегда есть человек, который мыслит нестандартно и видит то, что сразу не открывается другим. В данном случае — Валерий ГРАЙФЕР, возглавлявший перед распадом СССР научно-технический совет Министерства нефтяной и газовой промышленности страны, а в только что созданном (1991 год) ЛУКОЙЛе — департамент по научно-техническому прогрессу. Как многие говорят о нем: инженер от Бога.
Валерий ГРАЙФЕР, опираясь на всемерную поддержку и понимание Вагита АЛЕКПЕРОВА, создал РИТЭК — компанию, смыслом работы которой стал поиск новых технологических решений в нефтедобыче.
По результатам первого года деятельности —
напомним, это был 1992 год — РИТЭК добыл первые 50 тысяч тонн нефти из скважин, восстановленных собственными силами. В 1993 году объем добычи увеличится в десять раз. Забегая на 20 лет вперед, отметим стремительную динамику: в минувшем 2011 году РИТЭКом произведено почти семь миллионов тонн нефти.
Риск оказался оправданным
Ресурсную базу РИТЭК собирал по крупицам: росло количество участков в Западной Сибири, в Татарстане. Но для того, чтобы сделать рывок вперед, нужно было базовое, перспективное месторождение. В поле зрения попал СреднеХулымский участок в Надымском районе Ямало¬Ненецкого автономного округа.
Желающих осваивать его не нашлось.
Риск был большой, но оказался оправданным. Первая скважина дала приток нефти с дебитом 180 кубометров в сутки. Долгожданное месторождение стало базовым для испытания всех новых технологий РИТЭКа. Черное золото Хулыма сегодня экспортируется по Северному морскому пути в Роттердам.
За счет того, что уникальная нефть не смешивается в «общей трубе» с более низкосортными углеводородами, она котируется не только выше марки Urals, но и дороже Brent-смеси. Реализует ее «РИТЭК-трейдинг».
Умножение усилий
В 2010 году произошло объединение ОАО «РИТЭК» и ОАО «Волгограднефтегаз» (ранее ООО «ЛУКОЙЛ-Волгограднефтегаз»), которое возглавил Николай НИКОЛАЕВ.
К этому времени промышленной добыче нефти в Нижнем Поволжье исполнилось 60 лет. Многие месторождения пришли к последней стадии выработки. Объединенное предприятие должно было сохранить свою функциональность в Нижнем Поволжье, а также продолжить разработку низкорентабельных месторождений в Республике Татарстан и Западной Сибири.
Накануне своего восьмидесятилетия Валерий ГРАЙФЕР вручил управление РИТЭКом своему преемнику – Николаю НИКОЛАЕВУ. В этом смысле он был «тем, кем нужно»: прошел все ступеньки «нефтяной карьеры» — от оператора по добыче нефти и газа, возглавлял нефтегазодобывающие предприятия в Западной Сибири и Нижнем Поволжье, проявил себя как руководитель, способный поднять новое дело и добивающийся успеха на самых сложных участках. Не случайно целый ряд пилотных проектов ЛУКОЙЛа обкатывался именно в Нижнем Поволжье. И не случайно Николай НИКОЛАЕВ был назначен
В. Ю. АЛЕКПЕРОВЫМ своим представителем по Волгоградской и Астраханской областям.
Трудная нефть
«Каждая тонна, которую сегодня извлекает РИТЭК, — трудная нефть. Ранее о ее добыче даже речи не шло», — признается Валерий ГРАЙФЕР. И один из самых интересных ребусов, которые сегодня притягивают ритэковцев, — баженовская свита.
Потенциал ее колоссален — одни ученые называют 15 миллиардов, другие 50 миллиардов тонн, но как добыть нефть из этой главной нефтематеринской свиты Западной Сибири?
РИТЭК нацелился на «баженовку». Толчок к созданию позитивного представления о новых перспективах дают современные технологии. Опыты по водогазовому, термогазовому и парогазовому воздействию на пласты с целью увеличения нефтеотдачи дают свои результаты. Уже имеются положительные результаты промысловых испытаний и при работе с баженовской свитой — на СреднеНазымском месторождении в Ханты-Мансийском автономном округе.
Александр МАСЛАНОВ, главный инженер РИТЭКа, к «баженовке» относится с особым вниманием — ведь это неосвоенные запасы, которые, по самым скромным подсчетам, оцениваются в 50 миллиардов баррелей.
В 2012—2013 годах планируется наработать достаточную научно-практическую базу для будущего промышленного вовлечения Баженовской свиты в разработку с использованием термогазового метода. Освоение и масштабное применение данной технологии, по предварительным оценкам, позволит увеличить степень извлечения углеводородов с 3—5% (при использовании традиционных методов разработки) до 30—40%.
Масштабные задачи на завтра
В январе 2012 года на заседании Совета директоров ОАО «ЛУКОЙЛ» с докладом выступил генеральный директор ОАО «РИТЭК» Николай НИКОЛАЕВ. Был рассмотрен вопрос о применении новых технологий и инноваций в области геологоразведки и добычи нефти и газа.
До выступления Николая НИКОЛАЕВА в докладе Вагита АЛЕКПЕРОВА уже прозвучало, что в 2011 году был осуществлен технологический прорыв. Есть в этом успехе и безусловный вклад РИТЭКа.
Сегодня РИТЭК является недродопользователем в пределах уже семи субъектов Российской Федерации — республик Татарстан и Калмыкия, Волгоградской, Астраханской областей, Пермского края, Ханты-Мансийского, Ямало¬Ненецкого автономных округов. Буквально за несколько дней до наступления 2012 года была завершена сделка по приобретению РИТЭКом активов ЗАО «Р¬внедрение» и ООО «Волганефть» — обществ, имеющих значительные ресурсы на территории Республики Татарстан и Волгоградской области.
Программа развития РИТЭКа на предстоящие 10 лет сегодня оценивается в 160 миллиардов рублей. В том числе около 40 миллиардов рублей инвестиций запланировано освоить в ближайшие три года. Результатом уже проведенных геологоразведочных работ стало ощутимое увеличение извлекаемых запасов, числящихся на балансе РИТЭКа.
По итогам 2011 года компании удалось прирастить без малого 12 миллионов тонн нефти категории С1.
С вводом в промышленную разработку новых геологоразведочных структур РИТЭК сможет поступательно наращивать объемы нефтегазодобычи. При этом наибольшие темпы ожидаются в Западной Сибири и Татарстане.
Одним из главных условий прироста объемов добываемых углеводородов в перспективе для РИТЭКа является использование наукоемких инновационных методов добычи, таких как водо-, термо и парогазовое воздействие на пласты с целью увеличения нефтеотдачи. Развитием этого направления в РИТЭКе занимается заместитель генерального директора по науке и инновационной деятельности Валерий КОКОРЕВ. Можно говорить о положительных результатах промысловых испытаний. В 2011 году проведены промысловые испытания комплекса с забойными парогазогенераторами на монотопливе.
Назначение этой технологии — значительное снижение вязкости нефти и, как следствие, увеличение добычи.
Разработана и изготовлена установка мелкодисперсной водогазовой смеси для закачивания в пласт и утилизации попутного нефтяного газа. Ее уникальность заключается в том, что закачка мелкодисперсной смеси становится более эффективной и осуществляется насосным оборудованием, которое имеется на скважине.
Общество нацелено на поиск, создание и использование прогрессивных технологий и рассматривает эту деятельность как одно из важнейших условий своего дальнейшего развития и повышения конкурентоспособности.
ЛУКОЙЛ и РИТЭК: принцип взаимодействия
ЛУКОЙЛ выделяет из своего состава сложные активы, которые требуют нетрадиционных методов разработки. Участки со сложными залежами, геологическими условиями и вопросами экономики передаются РИТЭКу, который в 2011 году получил статус опытно-промышленного полигона в рамках единого научно-проектного комплекса ОАО «ЛУКОЙЛ». После апробации РИТЭКом
ЛУКОЙЛ включает получивший одобрение метод в план разработки месторождений на уровне проектных решений. Эти работы требуют значительных инвестиций. Как правило, идеи, выходящие из недр РИТЭКа, получают поддержку.
И вот что важно: в решении наисложнейших задач сегодня РИТЭК консолидировал лучшие умы России: идет работа и с МГУ, и с научным центром имени академика Келдыша, и с центром «Сколково».
Нет сомнений, прорывные инновации РИТЭКа громко заявят о себе в ближайшей перспективе.
Ирина СТАРОДУМОВА
Валерий ГРАЙФЕР,
Председатель Совета директоров ОАО «ЛУКОЙЛ»
(с 2000¬го года), Председатель Совета директоров ОАО «РИТЭК» (с 2010 года)
Биографическая справка
Валерий Исаакович прошел трудовой путь от помощника мастера по добыче нефти в «Татнефти» до заместителя министра нефтяной промышленности СССР.
Кандидатом технических наук стал в 1967 году. Ныне действительный член Академии горных наук РФ,
заслуженный деятель науки и техники, заслуженный работник нефтяной и газовой отрасли, почетный нефтяник, лауреат Ленинской премии и премии Правительства РФ, кавалер орденов Ленина, Трудового Красного Знамени, «За заслуги перед Отечеством» III и IV степеней, знака Почета
и Дружбы народов. Почетный профессор Российского государственного университета нефти и газа
им. И. М. Губкина. Многие годы — председатель попечительского совета РГУ им. И. М. Губкина.
Автор нескольких десятков изобретений и многочисленных научных работ.
Николай НИКОЛАЕВ, генеральный директор
ОАО «РИТЭК» (с января 2010 года)
Биографическая справка
Трудовую деятельность Николай Михайлович начал в 1972 году в НГДУ «Лениногорскнефть» производственного объединения «Татнефть».
С 1985-го по 2001 год работал в Западной Сибири на руководящих должностях (начальник цеха, главный инженер, генеральный директор). С 2001-го по март 2009 года — генеральный директор ООО «ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть», в то же время по совместительству возглавлял созданное в июле 2008 года дочернее общество «ЛУКОЙЛ-Волгограднефтегаз». Отмечен ведомственными и государственными наградами: званием «Почетный нефтяник», медалью
«За освоение недр и развитие нефтегазового комплекса Западной Сибири», звание «Заслуженный работник нефтяной и газовой промышленности Российской Федерации» и другими. Награжден орденом Почета. Кандидат технических наук, лауреат премии Правительства РФ в области науки и техники.
Такая близкая, но трудноизвлекаемая. Югорские нефтяники начали эксперименты по добыче нефти Баженовской свиты
Компания «РИТЭК» ставит эксперимент по добыче нефти легендарной Баженовской свиты, которая известна своей трудноизвлекаемостью, поскольку залегает не в известняках и песчаниках, а в глине. На глубине больше 2-х километров, где миллионы лет назад она, как говорят нефтяники, сварилась из органических остатков.
Александр Шпильман, директор научно-аналитического центра рационального недропользования им. В. И. Шпильмана: «Там, где бажен растрескался, по трещинкам нефть идет. Там, где песчаные пропласточки в нем встретились, соединились, глинки отдают в эти пропласточки и из песчаников уже получают нефть».
Запасы Баженовской свиты - 11 миллиардов тонн нефти, что составляет полтора Самотлора. Расположены они на огромной территории - свыше миллиона квадратных метров, и только четвертую часть из них потенциально можно извлечь. Баженовская нефть легкая, малосернистая, без примесей, поэтому требует меньше затрат на переработку, но стоимость ее добычи пока еще непомерно высока.
Азат Шамсуаров, генеральный директор ООО «Лукойл – Западная Сибирь»: «Добывать сегодня нефть себе в убыток мало, кто может позволить, поэтому будут преференции, будут разработаны технологии. Появятся технологии, добудем углеводороды. Все получат от этого и налоговые поступления, и рабочие места».
Валерий Грайфер, председатель научно-технического совета ОАО «РИТЭК»: «Мы поставили вопрос о том, что бы эту работу сделать народно-хозяйственного значения вместе с Роснанотехнологиями, чтобы вместе с этой организацией, и довести до конца, и провести испытания, и провести апробирование, и после этого выйти на широкое внедрение».
Специалисты «РИТЭК» разогревают нефтяные пласты водоконденсатами и газоконденсатами. Так, полагают они, Баженовская свита быстрее растрескается и отдаст углеводороды в песчаники Средне-Назымского месторождения. Альтернатива - освоение месторождений Восточной Сибири или морского шельфа восточнее Уральских гор, хотя Баженовская свита для 84-х нефтедобывающих компаний Югры гораздо ближе.
Всего-то 2 километра вглубь.
Комментариев нет:
Отправить комментарий