В настоящее время разработка перспективных нетрадиционных месторождений является одной из наиболее актуальных тем в нефтяной отрасли. По разным данным, баженовская свита в Западной Сибири содержит от 65 до 500*109 тонн запасов нефти [13]. Пласты баженовской свиты характеризуются сверхнизкой проницаемостью и несут легкую малосернистую нефть, а также значительное количество (до 15 %об.) твердого органического вещества – керогена [9], способного сорбировать нефть, что затрудняет ее извлечение. На сегодняшний день гидроразрыв пласта (ГРП) является основной технологией добычи нефти из подобных сверхнизкопроницаемых коллекторов.
Однако только 10% углеводородов потенциально могут быть извлечены из коллекторов со сверхнизкой проницаемостью с использованием этого метода. Низкий коэффициент извлечения нефти обусловлен быстрым снижением темпа добычи в течение первых нескольких лет разработки скважины в режиме истощения из-за быстрого снижения пластового давления и ограниченной зоны дренирования [2]. При этом до 50% органического вещества баженовской залежи составляет кероген, генерация синтетической нефти из которого возможна только за счет применения дополнительной стимуляции пласта [5].
Заводнение для сланцевых пластов заведомо считается неэффективной технологией по ряду причин – снижение фазовой проницаемости по нефти, обводнение, и т.д. [14]. Таким образом, для эффективного увеличения добычи нефти, в особенности для низкопроницаемых коллекторов с мозаичной гидрофобизацией [4], могут применяться различные методы увеличения нефтеотдачи (МУН). Общепринятые критерии отбора МУН для традиционных коллекторов [11] не всегда надежны для сланцевых месторождений. Потому, для каждого нетрадиционного коллектора необходим скрининг тест, направленный на выбор наиболее подходящей технологии повышения нефтеотдачи для конкретных характеристик коллектора.
Настоящее исследование направлено на изучение эффективности трех различных МУН в рамках разработки одного целевого участка баженовской свиты. Так, сравнительное исследование проводилось для трех МУН: закачка сверхкритического состояния воды (СКВ), ПНГ и раствора поверхностно-активных веществ (ПАВ).
Основные механизмы, реализуемые при любом термохимическом воздействии (ТХВ) – это снижение вязкости, изменение межфазного натяжения и капиллярных эффектов, термодесорбция легких компонентов нефти, что вместе ведет к увеличению подвижности нефти [23]. Эти эффекты могут быть значительно усилены за счет использования катализаторов [28]. Кроме того, высокие температуры активируют термический крекинг тяжелых фракций углеводородов (битум), смолисто-асфальтеновых веществ (САВ) и твердого керогена, в ходе которого происходит генерация синтетической нефти и улучшение фильтрационно-емкостных свойства (ФЕС) пласта [3]. Вода является наиболее подходящим теплоносителем для термического МУН, так как может обеспечить масштабный перенос тепла и запускает процессы гидропиролиза. Более того, вода служит катализатором термических реакций [24]. Существующие экспериментальные и численные исследования показывают, что закачка горячей воды (в суб- или сверхкритическом состоянии) потенциально может привести к значительному увеличению нефтеотдачи сланцевых пластов благодаря увеличению пористости и проницаемости, а также реализации генерационного потенциала керогена [8] в зависимости от его типа и степени термической зрелости.
Несмотря на то, что CO2 является наиболее многообещающим газовым агентом МУН для сланцев [6], отсутствие источника часто ограничивает потенциал этого метода. В то же время при добыче нефти из сланцевых залежей баженовской свиты извлекается значительное количество попутного газа. Одним из наиболее перспективных методов использования этого газа является его повторная закачка обратно в пласт в качестве агента МУН [7]. Закачка ПНГ в режиме huff-and-puff в пласты сланцевых месторождений имеет значительный потенциал к увеличению добычи нефти [6], в особенности при наличии естественной трещиноватости пород прискважинной зоны [18]. Как и любой газ, ПНГ может работать в режиме «поршневого» вытеснения нефти, однако, истинная эффективность этого метода в первую очередь зависит от минимального давления смесимости (МДС), при котором ПНГ достигает многоконтактной смесимости с пластовой нефтью. Смесимость вызывает набухание нефти и снижение ее вязкости. Набухание приводит к созданию градиента давления в матрице породы, что также повышает нефтеотдачу [18]. Согласно лабораторным исследованиям [6], коэффициент нефтеотдачи при использовании газа в режиме смесимости может достигать 95%, в зависимости от параметров закачки, свойств породы и газа. Моделирование в масштабе месторождения также показывает успешные результаты увеличения нефтеотдачи в среднем на 15% [18, 19].
Важно отметить, что и СКВ, и ПНГ являются потенциально экологически чистыми агентами МУН. Однако, необходимость в четком соблюдении техники безопасности при эксплуатации скважин, разрабатываемых данными методами, остается на высоком уровне.
Для закачки химических растворов обычно не требуется специализированного оборудования, что потенциально может сделать этот метод экономически привлекательным вариантом для увеличения нефтеотдачи. ПАВ является наиболее подходящим химическим агентом МУН для сланцевых месторождений [10]. Механизм повышения извлечения нефти за счет закачки ПАВ заключается в изменении смачиваемости (в особенности для сланцев [21]) и межфазного натяжения. Снижение капиллярного давления сопровождается увеличением скорости фильтрации и десорбции углеводородов с поверхности породы и узких поровых каналов. Основными ограничениями эффективности закачки ПАВ в сланцевые отложения являются сверхнизкая матричная проницаемость для раствора ПАВ, адсорбция ПАВ на поверхности породы, набухание и миграция глин, образование эмульсий и нестабильность ПАВ в пластовых условиях [1]. Таким образом, эффективность ПАВ в качестве агента МУН зависит от тщательно подобранного состава ПАВ и его концентрация, соответствующих особенностям конкретных условий целевого пласта. Экспериментальные исследования спонтанной пропитки [6] показывают увеличение вытеснения нефти до 60% даже для особо низкопроницаемых образцов керна. Редкие пилотные тесты по реализации закачки ПАВ в поле [22] для сланцевых пластов, подтверждают возможность ПАВ заметно увеличивать добычу нефти.
Каждый из трех методов имеет преимущества и недостатки, и цель настоящего исследования состоит в сравнении этих методов и определении наиболее перспективного из них для целевого месторождения баженовской свиты. Успех МУН можно оценивать по разным критериям, таким как коммерческая реализуемость, экономическая оценка или количество добываемой нефти. Оценка эффективности в настоящей работе проводилась на основании результатов лабораторных экспериментов.
образцов керна баженовской свиты
Материалы и условия
В исследовании использовался ряд керновых образцов и флюидов.
Керн:
1. Исследование закачки раствора ПАВ: цилиндрический образец керна 30х30 мм (условное обозначение Ц1).
2. Исследование закачки ПНГ: цилиндрический образец керна 30х30 мм (условное обозначение Ц2).
3. Исследование ТХВ: коллекция из 15 неэкстрагированных консолидированных образцов породы произвольной формы общей массой 484.4 г (условное обозначение К1).
Образцы отобраны из разных пачек, с целью воспроизведения воздействия конкретного агента МУН на целевой для него пропласток. Так, образцы Ц1 и Ц2 обладают достаточно близкими характеристиками для сравнения исследуемых процессов в целевых пачках I и II, тогда как коллекция К1 представляет собой выборку образцов преимущественно из IV и III керогенонасыщенных пачек.
Характеристики образцов керна представлены в Таблице 1.
Флюиды:
1. Исследование закачки раствора ПАВ: нефть целевого месторождения, дегазированная проба (характеристики представлены в Таблице 2), «пластовая» вода с минерализацией 13.5 г/л с добавлением ПАВ 0,05% (доступного в промышленных масштабах производства), прошедшего комплексное скрининг исследование и показавшего лучшие характеристики. Результаты скрининг теста подробно описаны в работе [20], свойства ПАВ представлены в Таблице 3.
2. Исследование закачки ПНГ: нефть целевого месторождения, рекомбинированная проба (характеристики представлены в Таблице 2), модель попутного газа с УПСВ целевого месторождения (состав представлен в Таблице 2).
3. Исследование ТХВ: дистиллированная вода температуры 350оС, углеводороды естественного насыщения образцов (геохимическая характеристика представлена в Таблице 4), дополнительное насыщение не проводилось.
Условия:
-
Пластовые условия исследуемого месторождения: 89-110оС, 23.5-25 МПа.
-
Условия исследования закачки раствора ПАВ: 110оС, 23.5 МПа
-
Условия исследования закачки ПНГ: 89оС, 28 МПа
Давление 28 МПа, выбранное для закачки ПНГ, обусловлено минимальным давлением смесимости данного состава газа с пластовой нефтью, составляющим ~27.05 МПа.
- Условия исследования ТХВ: 350оС, 25 МПа
Температура ТХВ 350оС была выбрана на основе результатов пилотных исследований, показавших наилучшую конверсию твердого органического вещества при данной температуре и выдержке в течение 24 часов [16].
Краткое описание методик
В ходе экспериментального исследования было выполнено моделирование пластовых процессов в лабораторных условиях. Для этого были проведены фильтрационные исследования для агентов раствор ПАВ и ПНГ, и циклическое гидротермальное воздействие на породу в закрытой системе для агента СКВ, т.к. оборудования, позволяющего провести фильтрационный тест при 350оС не существует.
Основной характеристикой оценки эффективности воздействия на керн было сравнение количества вышедших углеводородов в ходе воздействия тем или иным агентом МУН.
Определение Квыт в ходе фильтрационных исследований раствора ПАВ и ПНГ через образцы консолидированного керна
Основной блок оборудования для проведения фильтрационных тестов – фильтрационная установка ПИК-ОФП (Рисунок 1), позволяющая проводить исследования процессов насыщения и вытеснения флюидов в пластовых условиях (при поддержании постоянного горного давления и пластовой температуры), с оценкой перепада давления и хода фильтрации.
Для вычисления коэффициента вытеснения (Квыт) нефти агентом МУН применялась рентгеновская томография образца после каждой стадии насыщения (в случае с раствором ПАВ), и линейный рентгеновский сканер (Рисунок 2), снимающий 2D-проекцию керновой модели с возможностью визуализации процесса вытеснения в режиме in situ (в случае с ПНГ). Сканер позволяет рассчитывать не только интегральную величину изменения нефтенасыщенности, но и дифференциальную. В обоих случаях для верификации результатов дополнительно использовался стандартный объемно-массовый метод.
Схема проведения фильтрационного теста для раствора ПАВ представлена на Рисунке 3. На первом этапа проводилась съемка сухого образца керна (в томографе); затем проводилось насыщение образца моделью нефти до стабилизации перепада давления; на третьем этапе раствор ПАВ закачивался в образец керна через противоположный торец (моделирование процесса huff-and-puff на скважине) до стабилизации перепада давления, либо до достижения ограничения по перепаду – на этом этапе агент МУН вытесняет нефть и определялся коэффициент вытеснения; и на последнем этапе снова проводилась закачка нефти в образец с целью оценки изменения проницаемости по нефтяной фазе после воздействия на образец агентом.
Отличие схемы фильтрационного эксперимента в случае ПНГ заключается только в использовании другого метода определения нефтенасыщенности (сканер вместо томографа), и в направлении закачки ПНГ на третьем этапе – в случае с ПНГ он закачивался через тот же торец что и нефть.
Все процессы фильтрации проходили в выбранных термобарических условиях.
Циклическое гидротермальное воздействие на образцы породы при температуре 350оС
В отличие от исследования вытеснения нефти агентами ПАВ и ПНГ, эксперимент по изучению выхода углеводородов в процессе ТХВ при температуре 350оС проводился в автоклаве высокого давления и температуры Parr Instrument объемом 1 л (Рисунок 4). Основное отличие проведения гидротермального воздействия в автоклаве от фильтрации в фильтрационной установке заключается в отсутствии обжима образца, таким образом воздействие происходит не через один торец образца, а со всех сторон. При этом поддержание постоянного давления и температуры в герметичной системе по-прежнему реализуется в эксперименте.
В ходе эксперимента после достижения необходимых термобарических условий, давление в автоклаве снижали и повышали 9 раз в течение 40 часов, с выдержкой на каждом этапе, таким образом моделируя циклическое воздействие СКВ на породу. Отбор жидких выделившихся флюидов для последующего анализа проводился на каждом этапе депрессии, газы регистрировались газовым хроматографом и газовым счетчиком. После извлечения из автоклава образцы повторно исследовались пиролитически методом. На основе анализа флюидов и геохимических данных образцов был сделан вывод о количестве извлеченных из образцов углеводородов, включая их синтетическую часть, которая образовалась в ходе термокрекинга твёрдого органического вещества.
Детали проведения эксперимента ТХВ подробно описаны в исследовании [26].
Результаты исследований
При фильтрации раствора ПАВ через образец баженовской свиты Ц1 были получены следующие результаты:
1. Коэффициент вытеснения свободной нефти раствором ПАВ составляет ~51%;
2. После процесса фильтрации наблюдаются эффекты описанные ранее для случаев фильтрации водных растворов через сланцевые образцы – водная блокада, гидрофилизация поверхности, набухание;
3. После фильтрации раствора ПАВ проницаемость по нефти критично снижается на порядок до десятков нанодарси;
4. Томографирование образцов баженовской свиты с использованием стандартного контрастирующего вещества йодооктана (пример вычитания томограмм на первом жтапе насыщения представлен на Рисунке 5) может быть сопряжено с трудностями вследствие сорбции йодооктана на частично гидрофобной поверхности образца.
5. Важно учитывать, что методом закачки ПАВ вытесняется только свободная нефть и часть сорбированных углеводородов, воздействия на кероген не происходит.
Следующие результаты были получены при фильтрации ПНГ через образец Ц2:
1. Коэффициент вытеснения свободной нефти попутным нефтяным газом доходит до 75%;
2. Существенных трудностей, таких как ухудшение свойств образца, снижения проницаемости – не наблюдается в процессе вытеснения нефти ПНГ;
3. При вытеснении нефти происходит увеличение пористости на 1% в связи с отмывом сорбированных углеводородов;
4. Использование рентгеновского сканера показывает наиболее точные результаты нефтенасыщенности (Рисунок 6) и наиболее предпочтительно при оценке истинного Квыт с низкопроницаемыми образцами баженовской свиты, т.к. объемно-массовый метод имеет погрешность, связанную с большими паразитными объемами трубок, в сравнении с количеством флюида, вытесняемого из образца 30х30 мм.
5. Важно учитывать, что методом закачки ПНГ происходит вытеснение только свободной нефти и части сорбированных углеводородов, воздействия на кероген не происходит.
Результаты, полученные при изучении гидротермального воздействия на образцы коллекции К1:
1. При воздействии в циклическом режиме СКВ при 350ºС на образцы породы баженовской свиты в течение 40 часов происходит термодесорбция легких углеводородов до 88%, термодесорбция САВ и тяжелых углеводородных компонентов нефти до 75%, и термодеструкция до 80% керогена. Так, в случае содержания 10% керогена в объеме породы возможно получить до 8% дополнительной синтетической нефти, которую невозможно извлечь иным способом, помимо термического воздействия.
Важно учитывать, что образцы К1 не насыщались дополнительной нефтью, в отличие от экспериментов с Ц1 и Ц2, и в данных расчетах учитывается только исходная насыщенность извлеченных на поверхность образцов К1.
2. В ходе гидротермального воздействия происходит существенное изменение фильтрационно-емкостных свойств породы (увеличение пористости в среднем в 5 раз, и до 150 раз на отдельных образцах), напрямую связанное с преобразованием органического вещества и освобождением порового пространства (Рисунок 7);
Подробно результаты эксперимента ТХВ представлены в публикации в [26].
Заключение и выводы
Проведено 3 лабораторных исследования для получения сравнительной оценки выхода углеводородов из образцов породы баженовской свиты при моделировании трех различных методов увеличения нефтеотдачи – закачка раствора ПАВ, закачка ПНГ и термохимическое воздействие.
По результатам сравнения способности каждого метода к вытеснению нефтяной фазы из пород баженовской свиты (Рисунок 8) очевидно, что метод ТХВ обладает наибольшим потенциалом по сравнению с двумя другими методами. Таким образом, наряду с проблемами, которые возникают в процессе закачки ПАВ в породу (критичное снижение проницаемости и обводнение пласта), рекомендуется исключить закачку водных растворов в нефтенасыщенные пласты баженовской свиты и сосредоточиться на возможности реализации таких МУН, как закачка газов режиме смесимости, и закачка СКВ с возможностью преобразования твердого органического вещества в породе. Также предлагается рассмотреть возможность комбинации этих методов.
Полученные данные согласуются с численным исследованием представленным в работе [15]. С использованием компьютерного гидродинамического моделирования проведен ряд прогнозных расчетов реализации каждого из трех исследуемых методов на одной и той же скважине с многостадийным ГРП, по результатам которых также очевидно, что ТХВ является наиболее потенциально-эффективным МУН, а ПНГ занимает второе место.
Концепция реализации проекта по коммерческому внедрению исследуемых технологий МУН представлена в статье [27].
