Методы ВПГ на керогеносодержащих пластах

Настоящая работа посвящена поиску эффективных методов воздействия на малопроницаемые пласты, либо насыщеннные тяжелыми УВ (битумами), либо содержащие сверхмалое количество подвижной нефти (5-15%), но имеющие большой потенциальный запас первично неподвижных незрелых углеводородов. Последние характеризуются наличием в состоянии твердой фазы углеводородной формации (керогена). Такие месторождения можно относить к отдельной категории запасов в силу особых свойств керогена, позволяющих ему генерировать дополнительное количество жидких углеводородов при определенных термобарических условиях. В природных условиях такая генерация осуществляется за геологические времена. Повышение температуры пласта до 300°С увеличивает генерационную скорость на несколько порядков, а создание условий повышенного давления и температур более 700° С дает возможность генерировать подвижные углеводороды в режиме реального времени.

Обзор экспериментальных и теоретических работ, касающихся создания условий высоких давления и температур, описан в работе [1]. К указанной группе могут быть отнесены месторождения так называемых сланцевых нефти и газа и месторождения, приуроченные к нефтегазоматеринским свитам баженовской, доманиковской, куанамской и других. Перспективность их разработки связана с тем, что потенциально извлекаемые запасы, сокрытые в керогене и, как правило, не учтенные в подсчете первоначальных геологических запасов, могут быть уточнены с учетом возможности разложения данной твердой неподвижной фазы на минеральную (твердую, типа кокса) и жидкую нефтяную. Возбуждение генерационной способность керогена может значительно повысить объем извлекаемых запасов.

Среди технологий, опробованных на слабопроницаемых пластах керогеносодержащих коллекторов, можно назвать методы множественного гидроразрыва пласта (ГРП), методы внутрипластового горения и комплексные методы увеличения нефтеотдачи (МУН), сочетающие в себе тепловые и термохимические методы. Стоит отметить, что «современные инновации», предлагаемые для данных трудноизвлекаемых углеводородов, не направлены на поиск кардинально новых методов воздействия на пласты, но в своей основе используют особые свойства и качества породы и насыщающих флюидов, но при том не всегда ориентированы именно на генерацию дополнительных углеводородов в коллекторах. Методы множественного ГРП в основном стимулируют повышение проницаемости пластов, но сами по себе не могут повысить потенциально извлекаемые запасы. Следуя мировой практике, российские нефтегазодобывающие компании предлагают использовать на керогеносодержащих коллекторах сочетание тепловых и химических методов [2, 3]: термогазовый метод (ОАО «РИТЭК»), внутрипластовое горение (ВПГ) (ОАО «Сургутнефтегаз), термическое воздействие в сочетании с множественным ГРП (ПАО «Газпромнефть»). Нужно отметить, что все эти методики не являются оригинальными применительно к керогеносодержащим пластам, а перенесены из опыта разработки месторождений традиционной нефти, содержащейся в слабопроницаемых коллекторах, или месторождений высоковязкой нефти.

В этом плане интересны комплексные термохимические методы, способствующие созданию в пластах импульсов высокого давления и температур за счет развития химических реакций, возникающих либо при закачке окислителей, стимулирующих развитие процессов ВПГ, либо за счет реакций разложения предварительно закаченных в пласт (в трещину ГРП) химически активных веществ. Авторами данной работы ранее были проведены численные эксперименты, моделирующие метод термогазохимического воздействия (ТГХВ), согласно которому в трещине ГРП создается импульс высокого давления за счет разложения бинарных смесей, стимулирующих дополнительный приток нефти. Одним из результатов исследований является вывод возможности эффективного применения метода ТГХВ, с точки зрения создания условий, благоприятных для дополнительной генерации углеводородов [4].

На настоящем этапе исследования керогеносодержащих пластов большой интерес в качестве пути стимулирования генерационного потенциала вызывает повышение температуры за счет развития процесса ВПГ. В данной работе приведены некоторые результаты численных исследований, моделирующих процесс закачки окислителя в углеводородные пласты, изначально имеющие высокий уровень пластовых давления и температур. Именно такими условиями характеризуются пласты баженовской свиты. Сущность метода заключается в инициировании очага горения, сопровождающего созданием зоны повышенных по отношению к пластовым давлений и температур, что может вызывать разложение керогена. В результате окислительных реакций, протекающих между фракциями подвижной нефти, первоначально содержащихся в пласте, при высоких давлениях и температурах и нагнетаемым в пласт кислородом происходит выделение тепла и образование СО₂. За счет реакций теплообмена между пластом и флюидами в ходе всего воздействия происходят непрерывные процессы конденсации пара и испарения водной фазы. Таким образом, внутрипластовое горение представляет собой сложный процесс многокомпонентной фильтрации флюидов и физико-химических превращений с выделением тепла. Основная идея применения метода ВПГ на керогеносодержащих пластах (ОАО «РИТЭК»), заключается в гипотезе возбуждения генерационной активности керогена с выделением подвижных углеводородов перед фронтом [5]

Для исследования процесса ВПГ использована математическая модель многофазной многокомпонентной фильтрации с учётом фазовых переходов и химических реакций. В модели рассматриваются 3 подвижные фазы (газ, нефть, вода), фильтрующиеся через поровый коллектор, минеральная матрица которого представлена изначально твердым керогеном, способным при достижении метастабильных условий разлагаться на подвижную и неподвижную фракции.

Численное решение базируется на дифференциальных уравнениях, отвечающих законам изменения массы фаз и компонент, уравнениям фильтрации обобщенного закона Дарси, записанного в отсутствие капиллярных давлений, и уравнению теплопроводности для насыщенной пористо среды. В каждый момент времени система находится в термодинамическом равновесии, что позволяет говорит о равенстве температур в фазах, то есть рассматривается однотемпературная математическая модель. В модели пренебрегается диффузионный перенос компонент газовой фазы.

В качестве уравнения состояния для сжимаемой газовой фазы используется уравнение состояния совершенного газа. Газовая фаза представляет собой трёхкомпонентную смесь, а именно: кислорода, водяного пара, инертного газа. Газовые компоненты в нефти и воде не растворяются. Жидкие фазы (вода, нефть ) считаются несжимаемыми и несмешивающимися. Первоначально рассматривается одномерная постановка течения в горизонтальном изотропном пласте. Силы тяжести не учитываются. Относительные фазовые проницаемости зависят от насыщенности соответствующей фазы.

Рассматриваемая гидродинамическая модель неизотермической многофазной фильтрации в условиях внутрипластового горения представляет собой совокупность следующих процессов:

1. Совместная фильтрация пластовой нефти и воды, нагнетаемого в пласт воздуха, а также образующихся продуктов реакций горения.

2. Протекание химической реакции горения части подвижной нефти, первоначально содержащейся в пласте в присутствии окислителя (кислорода).

3. Горение в различных зонах сопровождается сопутствующими процессами испарения и конденсации легких фракций нефти и воды.

4. Прогрев пласта, в том числе керогеновой матрицы, происходит за счёт экзотермических реакций и разложения керогена с выделением подвижной нефтяной фазы.

Математическая модель отвечает классическому подходу описания процесса ВПГ в пластах традиционной нефти с дополнением реакции разложения керогена [1, 6]. Для описания кинетики реакции горения использовалось уравнение Аррениуса, учитывающее массовые стехиометрические коэффициенты соответствующей реакции [7]. Для описания процесса испарения и конденсации воды использовалась диаграмма равновесия жидкость-пар [8]. Кинетика разложения керогена приведена в работе [1].

Полученная математическая модель представлена уравнениями неразрывности фаз и компонент:

где m – пористость среды; s_g – насыщенность газа; s_o – насыщенность нефти; s_w – насыщенность воды; ρ_g – плотность газа; ρ_o,w,r – плотность нефти (o), воды(w) и породы(r), соответственно; C_g1 – массовая концентрация кислорода в фазе газа; C_g2 – массовая концентрация водяного пара в фазе газа; C_g3 – массовая концентрация компоненты инертного газа в фазе газа; w_g,o,w – скорости фильтрации газовой фазы (g), фазы нефти (o), фазы воды (w), соответственно (рассчитываются на основании закона Дарси); J_o,w – скорости изменения массы нефтяной, водяной фазы соответственно; J_rw, J_ro, J_rg3 – скорости прироста массы водной (rw), нефтяной (ro) фаз и инертного газа (rg3) соответственно за счет реакции разложения керогена; J_g1,g2,g3 – скорость изменения массы компоненты кислорода (g1), компоненты водяного пара (g2) и компоненты инертного газа (g3) в газовой фазе соответственно.

Уравнения движения фаз записаны в соответствии с законом Дарси, который позволяет установить зависимость между скоростью фильтрующей фазы (i=g,o,w) и градиентом давления:

где K – абсолютная проницаемость;
K_ri – фазовые проницаемости по газовой (i=g), нефтяной (i=o), водной (i=w) фазам соответственно;
µ_i – вязкости газовой (i=g), нефтяной (i=o), водной (i=w) фаз соответственно;
P – давление в фазах.

Уравнение энергии записывается в форме уравнения теплопроводности для насыщенной пористой среды:

где c_r,g,o,w – удельные теплоёмкости породы, газа, нефти и воды соответственно;
λ_r,g,o,w – теплопроводности породы, газа, нефти и воды соответственно;
Q_o – удельная теплота реакции горения нефти;
Q_w – удельная теплота парообразования воды;
η₂₃ – стехиометрический коэффициент по водяному пару;
T – температура среды.

Предполагается, что вода, нефть и пласт несжимаемы, теплопроводность и теплоемкость всех составляющих системы так же не зависят от давления и температуры. Для расчёта плотности газа используется уравнения состояния идеального газа. Фазовые проницаемости в настоящей работе полагаются функциями только насыщенности соответствующей фазы и определены с помощью следующих уравнений [9]:

Фазовые проницаемости по газу, воде и нефти, соответственно равны:

где S_gr, S_wr, S_or – остаточные нефте-, водо-, газонасыщенности, равные соответственно 0, 0.15 и 0.2.

Начальные условия задавались однородными, отвечающими состоянию пластовой системы до начала процесса ВПГ. Граничные условия отвечают постоянным давлениям и температурам в удаленной области пласта и закачке кислорода на нагнетательной галерее (в одномерной постановке) с заданным дебитом.

Термобарическая граница существования вода – водяной пар определяется согласно условию, представленному в работе [8]. Предполагается, что выше данной границы (линии) возможно нахождение только воды, а в области ниже линии сосуществования возможно нахождение лишь пара, на границе – зона сосуществования водяного пара и воды. Зависимость представлена на рис.1. Фазовая диаграмма керогена отвечает данным работы [1] и представлена на рис.2.

Рис. 1. Фазовая диаграмма вода – пар.

Рис. 2. Р-Т диаграмма разложения твердых углеводородов и анализ керогена пород баженовской свиты.(1 – линия равновесного состояния графит-алмаз [10]; 2 – граница фазового равновесия метан – тяжелые углеводороды [12]; на вкладке в рисунок черным отмечена область образования жидкой нефти, голубым – генерация газовой фазы, коричневым – наличия в пласте керогена, зеленым обозначена область пластовых давлений и температур, отвечающих залежам баженовской свиты.

В классическом представлении при проведении процесса внутрипластового горения без учета твердой матрицы породы (керогена) формируется 5 областей (рис.3):

1. Зона за фронтом горения. Характерна тем, что в ней присутствует только газовая фаза. Происходит остывание пород.

2. Фронт горения. В данной области происходит горение не вытесненной из пласта части нефти и испарение воды. Зона характеризуется резким ростом температуры за счёт протекающей экзотермической реакции.

3. Область существования и конденсации водяного пара. Термобарические условия здесь удовлетворяют фазовой диаграмме вода-пар. Обеспечивается прогрев пород непосредственно перед фронтом горения.

4. Зона вытеснение нефти водой. Данная область характерна тем, что весь водяной пар переходит в воду. Создаётся водяной вал, которым вытесняется нефть.

5. Зона нефти и газа. В данной зоне осуществляется вытеснение нефти расширяющимся инертным газом, который прорывается к забоям добывающих скважин. Изменения температуры незначительны.
   
   
   

Наличие керогена в пласте может изменить набор фаз в каждой из зон при достижении термобарических условий, отвечающих фазовой диаграмме керогена. Продолжение подачи окислителя в пласт может привести к сгоранию дополнительно генерируемой нефти в зонах 1,2. Важно организовать процесс таким образом, чтобы генерация из керогена дополнительной подвижной нефти происходила в зонах 3 – 5 за счет создания условий повышения давлений и температур при достаточно медленном продвижении фронта горения.

Оценка скорости продвижения теплового фронта по результатам численного решения на основе представленной математической модели показана на рис.4. Цифрами 1 – 5 на рисунке отмечены зоны, характерные для процесса ВПГ, описанные выше. Расчет проводился для пласта с пористостью 19% и начальными пластовыми условиями p= 40 МПа; T=330 K. Приведенные результаты (рис.4) соответствуют распределению температуры, сформировавшемуся через 5 лет после начала инициирования процесса ВПГ при закачке окислителя в объеме 30 мг/с на единицу площади.

По мере того как перед фронтом горения (в зоне 3 рисунка 2) происходит прогрев породы и нефти, температура падает и наблюдается переход водяного пара в воду. Далее следует область 4 – образования водяного вала, по средствам которого происходит прогрев окружающих пород и вытеснение нефти. Наиболее вероятно достижение условий для генерации керогена в зонах 2 и 3. Кроме того область возможной генерации нефти из керогена распространяется от фронта горения на периферию пласта, и, при выполнении условий метастабильности, в зависимости от начальных пластовых условий в зонах 4 и 5 возможен дополнительный приток нефти из керогена.

Сравнивая график распределения давления в пласте (рис. 4) в данный момент времени и фазовую диаграмму вода – пар (рис. 1), можно оценить и убедиться в корректности модели и учета в ней фазовых переходов. Как видно из графика распределения давления, значение давления, при котором происходит излом, соответствует термобарическим условиям существования водяного пара.

Рис.4. Распределение давления в пласте через 5 лет после осуществления процесса горения для пласта.

Динамика процесса образования и конденсации водяного пара отслеживалась на графиках распределения компонент газовой фазы в различные моменты времени. В области за фронтом горения наблюдалось присутствие кислорода, что свидетельствовало о том, что в данной области реакция горения уже прошла. За фронтом горения и областью существования пара присутствовал только инертный газ, что свидетельствовало о том, что весь закачиваемый кислород потребляется в реакции окисления. При принятых в расчете начальных данных перед фронтом не реализуются условия генерации за счет малых заданных скоростей реакции разложения керогена.

Литература

1. Кравченко М.Н., Дмитриев Н.М., Мурадов А.В., Диева Н.Н., Герасимов В.В. Инновационные методы разработки керогеносодержащих коллекторов, стимулирующие нефтегенерационный потенциал. // Георесурсы, - 2016. – Т. 18. – №4. – Ч. 2. – С. 321-326.

2. Кравченко М.Н., Дмитриев Н.М., Мурадов А.В., Диева Н.Н. Разработка месторождений сланцевых углеводородов методами, меняющими структуру коллекторов и вязкостные свойства флюидов. // Сборник докладов IV Международной конференции «Наноявления при разработке углеводородного сырья: от наноминералогии и нанохимии к нанотехнологиям». Москва 11-12 ноября 2014, РГУ нефти и газа имени И.М.Губкина, – С. 108-117.

3. [Электоронный ресурс]: Официальный сайт ООО «Газпромнефть-Хантос»: http://hm.gazprom-neft.ru/press/582/, «Газпром нефть» успешно завершила первый этап изучения нетрадиционных запасов углеводородов на Южно-Приобском месторождении, 25.02.2015.

4. Вольпин С.Г., Саитгареев А.Р., Смирнов Н.Н., Кравченко М.Н., Корнаева Д.А., Диева Н.Н. Перспективы применения волновой технологии термогазохимического воздействия для повышения нефтеотдачи пластов. // Нефтяное хозяйство. – 2014 – 1 – С.62-66.

5. Боксерман А.А., Савельев В.А., Джафаров И.С., Соломатин А.Г., Миронов Д.Т. Термогазовое воздействие – инновационная технология разработки месторождений Сибри. [Электронный ресурс] // Режим доступа: http://www.enercon-ng.ru/ru/history/2010/doc

6. Басниев К.С., Кочина И.Н., Максимов В.М. Подземная гидромеханика: Учебник для вузов. - М.: Недра, 1993. 415 с.

7. Бурже Ж., Сурио П., Комбарну М. Термические методы повышения нефтеотдачи пластов. Пер. с франц. -М.: Недра, 1989. 422 с.

8. Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений: Учебник для вузов. -М.: Недра, 1986. 332с.

9. Якупова Э.Р., Сельтикова Е.В., Марьин Д.Ф., Мусин А.А. Численное моделирование процесса внутрипластового горения при закачке воздуха в пласт. Ухта. Вестник Башкирского университета 2015. Т. 20. №3

10. Кравченко М. Н. Скорости фазового перехода графита в алмаз. В сб.: Исследование свойств вещества и экстремальных условиях. М.: ИВТАН, 1990. С. 206-209.

11. Карпов И.К., Зубков В.С., Степанов А.Н. и др. Термодинамический критерий метастабильного состояния углеводородов в земной коре и верхней мантии. // Геология и геофизика. 1998. т.39. №11. с.1518-1528.

12. Хлебников В.Н., Зобов П.М., Антонов С.В., Бакулин Д.А., Боксерман А.А. Исследование кинетических закономерностей автоокисления органического вещества породы баженовской свиты // Башкирский химический журнал. – 2010. – т.17 - №3. – С. 111-116.