CC BY
98
ОПТИМИЗАЦИЯ ИННОВАЦИОННЫХ ТЕХНОЛОГИЙ В РАЗВЕДКЕ И РАЗРАБОТКЕ НЕФТЕГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
Николай Петрович Запивалов
ФГБУН Институт нефтегазовой геологии и геофизики им. А. А. Трофимука Сибирского отделения Российской академии наук, 630090, Россия, г. Новосибирск, пр-т Академика Коптюга, 3, доктор геолого-минералогических, профессор, тел. 7-903-935-87-25,
e-mail: [email protected]
В докладе представлен ряд инновационных технологий разработки месторождения в щадящем режиме (Improved Oil Recovery вместо Enhanced Oil Recovery), которые обеспечивают длительную «жизнь» месторождения и высокую нефтеотдачу. В настоящее время практически во всех регионах мира освоение нефтегазовых ресурсов ориентировано на быструю коммерческую окупаемость, поэтому применяются всевозможные технологии интенсификации добычи нефтегазового сырья, приводящие к разрушению залежи нефти как живой системы в термодинамической связке порода-флюид.
Ключевые слова: геофлюидодинамика, живая флюидодинамическая система, критический порог состояния, наноэффекты в коллекторе, лазерная технология.
OPTIMIZATION OF INNOVATIVE TECHNOLOGIES FOR OILFIELDS’ EXPLORATION AND DEVELOPMENT
Nikolay P. Zapivalov
Trofimuk Institute of Petroleum Geology and Geophysics Siberian Branch of Russian Academy of Sciences (IPGG SB RAS), 630090, Russia, Novosibirsk, Aсad. Koptyug av., 3, Ph. D. in Geology., Prof., tel. 7-903-935-87-25, e-mail: [email protected]
In this report, a number of innovative technologies are presented for sparing and moderate development of oilfields (Improved Oil Recovery instead of Enhanced Oil Recovery) aimed at longevity and high oil recovery. At present, development of oil-and-gas resources throughout the world is aimed at immediate commercial return; therefore, all possible methods are used for intensification of oil and gas extraction, which causes destruction of the oil deposit as a living system in the thermodynamic rock-fluid connection.
Key words: geofluid dynamics, living fluid-dynamic system, critical threshold of state, nanoeffects in a reservoir, laser technology.
1. Геофлюидодинамические аспекты; критический порог возмущения
Любое скопление углеводородов (флюидонасыщенная система) является неустойчивым. Оно может быть равновесным и неравновесным в зависимости от различных флуктуаций и бифуркаций. Природные скопления углеводородов могут увеличиваться либо уменьшаться и даже полностью разрушаться в относительно короткие геологические отрезки времени. По существу, это самоорганизующаяся система [1, 2].
Активные техногенные воздействия являются, по существу, сильным возмущением квазиравновесной системы и существенно искажают ее природные параметры.
Особенно это важно на поздних стадиях жизни месторождения. Длительное или интенсивное возмущение, значительно превышающее пороговое, уничтожает систему. Как следствие, падает пластовое давление,
резко уменьшается дебит, обводняется пласт и даже изменяется его минералогический состав.
Пороговое возмущение можно оценить через депрессию на пласт. Автором установлено, что оптимальная депрессия на пласт (Рпл - Рзаб) не должна превышать 5 Мпа [1, 3, 8]. Эта величина является почти универсальной для всех типов коллекторов и многих месторождений. Это четко видно на рис. 1.
6
кпр м3/сут, МПа 0
60 І405 \ 397
30 \^0 405 5 ■ 413
0 Т 5 8 ДР, МПа П ю
50
100
-8 .13 Ъз
-4- ,Г 0 V 21 123 Ъ 47 1ь43
и 21Д _ О ч"" СЧІ см
4- А 23
8 33 „ оо
12 52
+£
20
ДР, МПа
Q, м /сут
Оптимальная депрессия
ДР, МПа
а) Индикаторная диаграмма и зависимость коэффициента продуктивности от депрессии по скважинам (цифры). Месторождение Южное, Нижневартовский свод. Западная Сибирь.
б) Индикаторная диаграмма по скв. 43 Барсуковского месторождения (Республика Беларусь).
в) Характеристика флюидодинамических параметров карбонатных коллекторов порово-трещинного типа. Связь показателей скин-эффекта и депрессии по
Рис. 1.
Главной особенностью любой живой системы является ее энергетический потенциал и работоспособность. Залежь нефти - это открытая геофлюидодинамическая система с переменной эксергией, непостоянными градиентами массо-энергопереноса, пороговые значения которых определяют граничные параметры системы на определенный момент времени [1].
Запасы нефти и газа могут восполняться и в процессе разработки нефтегазовых месторождений. Это возможно в двух случаях: а) подпитка месторождения вновь образованными порциями углеводородов как внутри системы, так
и за её пределами; б) индивидуально-щадящая разработка и периодическая реабилитация, вследствие чего происходит сбалансированный обмен флюидами между матрицей (блоком) и фильтрационными каналами в пласте, а также соблюдается равновесие между горным и пластовым давлениями [1,
Имеется много примеров в мировой и отечественной практике восстановления активной работы скважин после некоторого периода реабилитации (отдыха) в целом всего месторождения или отдельных его блоков.
2. Сейсмо-геологическая технология
Параметры флюидонасыщенной среды с дискретной структурой по своей физической природе являются функциями упругих модулей и текущего напряженного состояния, поэтому наиболее приемлемый метод оценки градиентного давления в пласте может быть основан на комплексном анализе сейсмических параметров и других геолого-геофизических данных
[4].
Опыт применения ДФМ-технологий (ДФМ - динамико-флюидная модель) интерпретации сейсмических данных в различных бассейнах мира показал возможность достаточно уверенно прогнозировать области (очаги) максимального флюидонасыщения. Применение ДФМ-технологии показано на рис. 2.
25
20
15
Цветом растра показано изменение градиентов давления флюидов;
10
Давление
стрелками показаны продифференцированные векторы
Рис. 2. Карта изменений флюидодинамических параметров [4, 5]
ДФМ-технология в полной мере может эффективно применяться на всех стадиях разведки и разработки месторождений нефти и газа, включая процесс мониторинга, и уже находит применение в различных регионах. Ее основная цель и результат - картирование продуктивных зон (очагов) с активными флюидными перетоками.
3. Метод направленной разгрузки пласта (георыхление)
Идея метода георыхления [6, 7] состоит в том, что за счет неравномерной направленной разгрузки породы от горного давления, осуществляемой путем понижения давления и выбора определенной конструкции забоя, в окрестности скважины создаются напряжения, приводящие к образованию в пласте множественных новых микро- и
макротрещин. Эта система трещин играет роль новой сетки фильтрационных каналов с проницаемостью, значительно превышающую природную.
Важно отметить, что метод георыхления является способом воздействия на призабойную зону размером до десяти радиусов скважины. Этим объясняется высокая эффективность метода георыхления.
Установлено явление, касающееся изменения проницаемости породы в окрестности скважины при увеличении депрессии на забое скважины. Оказалось, что депрессия в диапазоне 6-9 МПа приводит к уменьшению проницаемости породы. Это подтверждает указанный выше критический порог возмущения -
5 МПа [3, 8].
Следствием такого ухудшения проницаемости породы в окрестности скважин является резкое уменьшение их продуктивности. Кстати, факт значительного уменьшения дебита скважины при создании больших депрессий неоднократно наблюдался на практике. Нефтяники называют это «схлопыванием пласта».
Метод направленной разгрузки пласта (НРП) по своему механизму - это гидроразрыв пласта (ГРП) наоборот. При этом не требуются дополнительная техника и дополнительные спуско-подъемные операции. В результате существенно сокращаются затраты и время на освоение скважин при более высоком качестве работ.
Метод георыхления применим для любых глубин залегания пластов. Использование метода может дать большой экономический эффект на месторождениях с высокой себестоимостью бурения, освоения и эксплуатации скважин, особенно на шельфе морей и океанов. Можно полагать, что это достаточно щадящий и эффективный метод.
4. Скважинная технология горения (Gasgun®)
Необходимость оптимизации методов воздействия на призабойную зону пласта привела к созданию эффективной технологии Gasgun® с применением твердых пропеллентов. Эта технология разработана группой американских исследователей компании «The GasGun Inc.» под руководством Ричарда Шмидта [9]. На рис. 3, а показано сопоставление трех вариантов стимулирующего воздействия на нефтеносный пласт: взрыв, гидроразрыв и метод Gasgun®. Экспериментальные и натурные исследования показали, что метод Gasgun® является наиболее эффективным. На рис. 3, б показан эффект образования трещиноватости в призабойной части продуктивного пласта. Главной особенностью технологии Gasgun® является применение твердого пропеллента, который создает пульсационные струи газа в перфорированной колонне или даже в открытом стволе.
Использование твердых пропеллентов дает возможность в больших количествах получать газ с высоким давлением. Характеристики горения твердых пропеллентов могут варьироваться в широком диапазоне. За последние 10 лет метод Gasgun® применялся более 4 000 раз на территории
США, Канады, Европы, Африки и Ближнего Востока. Получены хорошие результаты в различных породах: песчаники, известняки, доломиты, сланцы, уголь, кремнистый сланец, мел, мергель, диатомит.
Рис. 3. а) обобщенная зависимость давления от времени для трех различных методов стимулирования; б) трещиноватость пласта в результате применения технологии GasGun® в подземном эксперименте
По утверждению разработчиков, эта технология дает следующие преимущества по сравнению с гидроразрывом: сведение к минимуму вертикальных трещин роста за пределами продуктивного пласта; создание в пласте многочисленных кольцевых и радиальных трещин; возможность стимулировать отдельные зоны без необходимости спускать пакеры; минимизация ущерба для продуктивного пласта от несовместимости флюидов; однородная проницаемость для нагнетательных скважин; минимизация оборудования, необходимого непосредственно на месте скважины; снижение затрат.
Безусловно, эту технологию надо опробовать в Западной Сибири в мезозойских терригенных пластах, а также в карбонатном палеозое.
А. Метасоматическая доломитизация. Возможность применения нанотехнологий для формирования высокопродуктивных резервуаров (искусственный метасоматоз).
Нефть и газ содержатся в разнообразных природных резервуарах, в том числе в доломитах. Такие породы содержат 40 % мировых запасов нефти. Доломитизация приводит к увеличению объема пор в плотных известняках за счет изменения архитектуры пустотного пространства. Увеличивается не только пористость, но и проницаемость.
Известно, что радиус иона кальция (Са++) равняется 0,099 нм, а у иона магния (Mg++) составляет 0,066 нм. В процессе замещения кальция магнием образуется дополнительное пустотное пространство (трещины, каверны и т. д.). Таким образом, природные наноразмерные метасоматические процессы
Кольцевые
трещины
Время (!о§)
5. Новые, пока не реализованные идеи и проекты
способствуют образованию хороших и часто высокодебитных коллекторов, особенно в карбонатных породах фанерозоя.
Наиболее изученным является Малоичское месторождение (Новосибирская область), которое было открыто в 1974 году. Основной продуктивный горизонт залегает на глубинах 2 794-2 850 м, сложен карбонатными породами: известняками и доломитами. На этом
месторождении четко обозначается очаговая доломитизация, что, в конечном счете, определяет продуктивность скважин. Такие очаги в западной и югозападной части месторождения (скв. 9, 6, 117, 2) характеризуется активной вторичной доломитизацией по среднедевонскому рифу. Участки с высокопродуктивными скважинами четко приурочены
западной фациально-тектонической зоне (рис. 4).
1 - изогипсы поверхности карбонатных палеозойских пород, м;
2 - субвертикальные зоны эрозионнотектонических выступов;
3 - предполагаемые глубинные разломы;
4 - тектонические нарушения;
5 - очаги вторичной доломитизации;
6 - скважины, давшие приток нефти; литофации:
7 - органогенных рифов;
8 - передового шлейфа;
9 - зарифовой лагуны.
Рис. 4. Обзорная карта Малоичского месторождения (Новосибирская
область)
с учетом результатов трехмерной сейсморазведки
Следует отметить, что метасоматические очаги не имеют четкой стратиграфической привязки, их морфология обычно не может рассматриваться с позиции анализа складчатых форм и закона суперпозиции.
Можно инициировать ускоренный техногенный процесс метасоматической доломитизации и создавать (обновлять) высокопродуктивные очаги на месторождении. Фактически это позволит управлять процессом разработки месторождений и увеличить нефтеотдачу. Технология закачки в пласт магнийсодержащего флюида или гранулярного магния в размере наночастиц, вероятно, не представит особой трудности. В результате увеличится удельная поверхность пустотного пространства, активизируется переток флюидной массы из блочной матрицы в трещины и даже новообразование углеводородных масс. В значительной степени
стимулируются перколяционные процессы, возрастут продуктивность скважин и текущий коэффициент нефтеизвлечения. В отдельных случаях процесс принудительной и ускоренной доломитизации (метасоматоза) можно сопровождать волновым и тепловым воздействием.
Успешное использование предлагаемой нанотехнологии может оказать существенное влияние на длительность разработки месторождений и конечную нефтеотдачу.
Промышленную отработку этой технологии предлагается осуществить в пределах натурного полигона на Малоичском нефтяном месторождении (Новосибирская область), где установлена промышленная нефтеносность в доломитизированных известняках среднего девона за счет погребенных рифогенных массивов. В случае удачных экспериментов такая нанотехнология откроет путь к интенсивному освоению палеозоя Западной Сибири и древних карбонатных массивов Восточной Сибири. Это один из ключевых моментов, который может увеличить нефтегазовый потенциал Сибири, а также других регионов.
Б. Лазерные технологии
В последнее время активно пропагандируется революционный технологический рывок в изучении недр, геологических исследованиях, добыче нефти
и газа. Предполагается, что лазерная технология в перспективе позволит добывать почти всю нефть на месторождении и избежать загрязнения окружающей среды [10].
Директор научно-производственной фирмы «Берег» А. Ленецкий полагает, что данный метод является принципиально новым и не имеет мировых аналогов. Вместо бура предлагается использовать лазер, который не разрушает породу, а «плавит» ее и к тому же способен проходить через пласт под углом, а значит, и проникать в труднодоступные места. Это позволит восстановить старые месторождения, нефть из которых невозможно добыть прежними способами.
Американская компания ForoEnergy в 2012 г также анонсировала лазерную технологию в нефтегазодобыче. Технология ForoEnergy состоит в быстром растрескивании мощными лазерами поверхностей твёрдых пород. Представители Foro сообщают, что на испытаниях своей системы они смогли отправить лазерный пучок мощностью 20 кВт по оптоволокну на расстояние 1,5 км. Интенсивный удар лазера Foro разрушает твердую породу таким образом, что дальнейшее бурение механическим сверлом уже не вызовет проблем, и может повысить эффективность буровых работ в 10 раз. В промышленных условиях технология будет опробована уже в 2014 г. Поддержку проекту оказывает Минэнерго США.
Выводы:
1. Предлагаются принципиально новые научно-технологические методы освоения, сохранения и восполнения нефтегазовых ресурсов, учитывающие
критический порог устойчивости системы с целью обеспечения флюидодинамического баланса. Это позволит сохранить на длительный период активные запасы нефти, восполнение которых возможно за счет новообразованных объемов углеводородной массы и щадящих методов увеличения нефтеотдачи, не нарушающих состав и свойства флюидонасыщенных продуктивных пластов.
2. Для успешного прогноза, эффективной разведки и длительного освоения нефтегазовых месторождений необходимо учитывать новейшую (современную) геодинамику земной коры, изучая ее поведение в градиентных параметрах. Для этого можно использовать космические съемки в разных модификациях.
3. Оптимизация новейших методов и технологий зависит от индивидуальных особенностей объекта.
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК
1. Запивалов Н. П., Попов И. П. Флюидодинамические модели залежей нефти и газа.
- Новосибирск: Гео, 2003. - 198 с.
2. Резников А.Н. Геосинергетика нефти и газа. - Ростов-на-Дону: Изд-во «ЦВВР»,
2008.
3. Запивалов Н. П., Лобов В. И. Геофлюидодинамические методы управления напряженно-деформированным состоянием нефтенасыщенных резервуаров и продуктивностью скважин // Геодинамика и напряженное состояние недр земли: Тр. Междунар. конф. - Новосибирск, 6-9 окт. 2003 г. - Новосибирск: Ин-т горного дела, 2004.
- С. 447-454.
4. Писецкий В. Б. Прогноз флюидодинамических параметров бассейна по сейсмическим данным. - Екатеринбург: УГГГА, 2011.
5. Zapivalov N. P., Pisetski V. B. New geo-fluid dynamics method for mapping active fluids in oil-and-gas saturated strata // DEW: Drilling and Exploration World. - India. - August 2012. - Vol. 21, No 10. - P. 55-60.
6. Христианович С. А., Коваленко Ю. Ф., Кулинич Ю. В., Карев В. И. Увеличение продуктивности нефтяных скважин с помощью метода георыхления // Oil&GasEURASIA.
- 2000. - № 2. - С. 90-94.
7. Карев В. И., Коваленко Ю. Ф. Управление напряженным состоянием - как способ строительства идеальной скважины // Oil&GasEURASIA. - Ноябрь 2012. - №11. - С. 1619.
8. Запивалов Н. П. Динамика жизни нефтяного месторождения // Известия Томского политехнического университета. - Томск: 2012. - Т. 321. - № 1.- С. 206-211.
9. Schmidt R. A. Fracturing with solid propellants offers advantages over traditional stimulation // DEW: Drilling and Exploration World. - India. - October 2009. - P. 47-51.
10. «Капитал» от 11 декабря 2013 г. [Электронный ресурс]. - Режим доступа: http://kapital.kz/economic/24434/v-rossii-nauchilis-dobyvat-neft-s-pomocshyu-lazera.html
© Н. П. Запивалов, 2014
