Применение теплового воздействия на месторождения с нефтями

Месторождения с высоковязкими нефтями — объекты для применения термического воздействия на пласт, их характеристика и реальная модель структуры коллектора.

Краснодарский край — один из старейших нефтедобывающих районов России. Большинство залежей нефти здесь приурочено к южному борту Западно-Кубанского прогиба, при этом значительное число их содержит тяжелые, смолистые и высоковязкие нефти. Месторождения тяжелой нефти, залегающие на глубине от 50 до 1000 м., и имеющие заливообразную форму, распространяются регионально от Азовского моря до Абино-Украинской площади. Протяженность их более 250 км. Нефтеносные пласты залегают моноклинально. Проницаемость коллектора составляет 200−300 мД, плотность нефти колеблется в пределах 0,950- 0,985 г/см³, содержание сернокислотных смол составляет 55−60%, вязкость нефти — сотни и тысячи сантипуаз.

Нефтеотдача пластов обычного типа настолько низкая, что разработка их крайне затруднена или практически невозможна. По находящимся в эксплуатации 30−40 лет месторождениям тяжелой нефти, близким по рентабельности и конечной стадии разработки, коэффициент нефтеизвлечения не превышает 0,1 (1 горизонт Майкопа Нефтянского участка, кумский горизонт месторождений Зыбза-Глубокий Яр, Холмское, Северо-Украинское и др.).

Следует учитывать, что общие ресурсы тяжелой нефти могут быть существенно увеличены за счет ряда перспективных участков, которые в свое время не могли привлечь особого внимания нефтяников. По оценке Краснодар нефти, имеются все основания открыть в ближайшее время месторождения высоковязкой нефти. Высокая вязкость отрицательно сказалась на разведке нефтеносности отложений. Нефтенасыщенные коллекторы при испытании давали непромышленные притоки, и скважины ликвидировались, не вступая в эксплуатацию. По таким месторождениям складывалось неблагоприятное мнение в отношении целесообразности их разведки, разработки или доразработки (таковы, например, 1 горизонт Ахтырско-Бугундырского, меотис Украинского месторождений, 1 горизонт Майкопа Павловой Горы на участке восточного «залива» и др.). По этой же причине в ряде скважин на приток не испытывались нефтеносные пласты миоцена Холмского месторождения, палеоцена Ахтырской площади и др. Вместе с тем получена большая информация о нефтеносности отложений в результате бурения и отбора керна в разведочных скважинах геолого-поисковыми организациями Краснодарского края. Анализ фактического материала указывает на высокую нефтью насыщенность коллекторов высоковязкими нефтями.

Лишь отдельные месторождения, такие, как Зыбза, Южно-Карское, частично Абино-Украинское и некоторые другие, были введены в разработку и некоторое время эксплуатировались с высокими дебитами. Этому способствовала аномально высокая проницаемость коллекторов, насыщенных вязкоупругими неньютоновскими нефтями. Типичные структурно-механические свойства сверх вязких тяжелых нефтей можно представить, рассматривая некоторые особенности нефти Южно-Карского месторождения (табл. 1).

Таблица 1. — Физико-химические свойства нефти Южно-Карского месторождения:

Бензиновые фракции в этой нефти почти отсутствуют, однако она является весьма ценным сырьем для производства тракторного и специальных керосинов, а также высококачественного битума. По предельному напряжению сдвига т, равному 28 кгс/см², установили принадлежность этой нефти к жидкостям неньютоновского типа.

Применение таких широко известных средств искусственного воздействия на пласт, как нагнетание воды и газа, не дало положительного результата. Каких-либо радикальных средств увеличения конечной нефтеотдачи пластов с высоковязкими нефтями в те времена, когда осуществлялась разработка упомянутых месторождений, не было. Интерес к разведке и открытию месторождений с аномально высокими вязкостями нефти значительно снизился в связи с трудностями, возникающими при вводе их в промышленную разработку.

Это привело к тому что поиски такого типа залежей и даже геолого-поисковые работы на нефть и газ последние два десятилетия полностью отсутствовали.

Однако в связи с тем, что с каждым годом количество не извлекаемой нефти во всем мире (в том числе и у нас) возрастает, естественно, интерес к проблеме увеличения нефтеотдачи как маловязких, так и высоковязких, так называемых неньютоновских нефтей также повышается. Появились соответствующие средства воздействия на нефтяные пласты, способствующие не только интенсификации добычи, но и увеличению нефтеотдачи посредством ввода в пласты различных теплоносителей, созданием окислительного процесса (так называемого внутрипластового горения), ПАВ и др. Все это привело к пересмотру проводимых ранее геологоразведочных работ, перспективных в отношении открытия месторождений с высоковязкими нефтями.

Для указанных месторождений наиболее эффективный метод разработки — тепловой метод воздействия на пласт. Исключительно важное значение при проведении любого способа воздействия на пласт имеет правильное представление о структуре коллектора. Однако к моменту осуществления работ по паротепловому воздействию существовало представление о коллекторе, как о типично трещиновато-пористом, в котором фильтрация происходит главным образом по системе сообщающихся трещин, питаемых нефтью из пористой матрицы. При этом предполагалось, что теплоноситель (пар, горячая вода) будет двигаться по трещинам, разогревая и одновременно вытесняя нефть из пористой матрицы. Однако на практике на первых этапах внедрения процесса наряду с положительными результатами получали и отрицательные.

Это вызвало необходимость дополнительного изучения структуры коллектора. Для отбора керна были пробурены специальные оценочные скважины. В связи с тем, что бассейном осадконакопления были морские заливы, находящиеся в предгорной местности, это не могло не отразиться на литологической особенности структуры коллектора. Как установлено последними исследованиями, каждый из «заливов» характеризуется максимальным скоплением линзовидных тел грубообломочного материала. Количество обломочного материала закономерно изменяется по периферии от участка максимального его развития. В южной зоне, в более повышенной части залива, всеми пробуренными скважинами зафиксирована максимальная концентрация крупных обломков.

Вместе с тем ранее некоторые исследователи без приведения особых доказательств зону повышения мощностей (50−70 м.) интерпретировали как рифовые отложения, при этом вследствие карбонатного характера обломочного материала они объясняли, что резервуарами являются рифогенные массивы карбонатных пород, емкостные свойства которых обусловлены наличием трещин и каверн. В действительности детальное изучение керна оценочной скв. 788 показало осадочно-обломочное происхождение как карбонатных пород, образование которых происходило за счет выветривания и разрушения горных массивов, так и главным образом доломитовой брекчии.

На месторождении Зыбза-Глубокий Яр, в частности, породы коллекторов представлены в основном обломочными образованиями различного размера.

Пористость здесь зависит от естественной укладки обломков и наличия или отсутствия заполняющего вещества между ними.

При отсутствии наполнителя между крупнообломочной брекчией образовывается скелет коллектора с пустотами больших размеров и, наоборот, в зависимости от наличия наполнителя и соответствующей фракции материала резко изменяется проницаемость. Пористость мучнистого карбоната или базальной массы брекчии как заполнителя колеблется в пределах 17−36%, алеврита — от 21 до 35%.

Размеры обломков брекчии изменяются от 1 до 100 мм. и более. Что касается крупнообломочной брекчии, то она не является коллектором, хотя в ней имеются небольшие трещины, емкость которых весьма незначительна. Вниз по падению пласта в разрезе встречаются продуктивные пласты, представленные алевритами и песчаниками.

Таким образом, дополнительными исследованиями Краснодар нефти было установлено, что ранее принятая структура трещиновато-пористого коллектора не отвечает действительности.

По совокупности основных характеристик продуктивные коллекторы месторождений с высоковязкими нефтями Краснодарского края, с точки зрения термо и гидродинамики, аппроксимируются моделью двух типов.

Первого типа коллектор (микропористый) представлен в основном прослоями глин, алевролитов, доломитовыми и глинистыми брекчиями, между которыми в подавляющем объеме заключены алевролитовые породы, насыщенные нефтью. Проницаемость такого коллектора колеблется в пределах 50−250 мД. Вместе с тем нефтеотдача, как показала длительная практика разработки таких месторождений, не превышает 0,1. К настоящему времени не имеется основ разработки месторождений, содержащих такой тип коллектора.

Второго типа коллектор (макропористый) — это резервуары, скелет которых составлен из грубообломочной брекчии, между которой образованы пустоты крупных размеров с проницаемостью от 500 до 1000 Д и более. Резервуаром для нефти в первозданном виде являются эти пустоты.

В чистом виде месторождения коллекторов типа II не встречались. По распространению и содержанию запасов нефти этот коллектор имеет подчиненное значение. Однако в сочетании с коллектором типа I роль коллектора типа II проявляется в первоначальный период разработки, при котором коллектор типа I в механизме дренирования практически участия не принимает.

Фонтанный период эксплуатации за счет проявления вязкоупругих свойств неньютоновских нефтей продолжается недолго. Например, на Зыбзе он составил 5−6 месяцев. В данной работе обосновываются основные принципы разработки месторождений с коллекторами типа I с применением термического метода воздействия на пласт как главного направления в разрешении проблемы увеличения нефтеотдачи. Ведутся опытные и промышленные работы по применению термических способов воздействия на пласт в подобных геологических условиях. Причем объективно сложились условия, когда начали применять термическую интенсификацию непосредственно на промыслах.