Изучение возможности полного извлечения трудноизвлекаемой нефти

Все месторождения в зависимости от наличия или отсутствия связи с источником генерации углеводородов делятся на две группы – с восполняемыми и невосполняемыми запасами. Такое разделение становится очевидным при анализе условий их поэтапного формирования.

Нами предложен путь решения слабои-зученной проблемы за счет расшифровки условий формирования и эффективного извлечения тяжелой нефти из залежи, отрезанной от путей миграции углеводородов и оказавшейся по этой причине с невосполняемыми запасами. Для территории Среднего Каспия разработана концепция поэтапного формирования, переформирования и разрушения залежей углеводородов. Суммарный эффект непрерывного процесса формирования залежей углеводородов (состоящего из бесчисленного количества микроэтапов) делится на два основных укрупненных этапа: 1) нефтегазовая история (формирование залежей) и 2) газоконденсатная история (переформирование залежей).

На втором этапе судьба нефтяных залежей, сформировавшихся на первом этапе, зависела и зависит от места их нахождения: в створе или вне путей миграции углеводородных газов. Если в результате регионального или локального изменения структурного плана сдвигались трассы струйных миграцион- ных потоков углеводородов, то часть ранее проторенных путей и ловушек, заполненных нефтью, на втором этапе оказывалась отрезанной от источников углеводородов. Так, сформировавшаяся на первом этапе большая часть нефтяных залежей практически по всему разрезу юрских отложений месторождений Хвалынское и «170 км» на втором этапе оказалась отрезанной от миграционных потоков углеводородных газов, и в них по настоящее время продолжается процесс деградации нефтей. Состояние нефтяных залежей в кимериджских и в нижезалегающих юрских отложениях указывает на то, что на месте их нахождения отсутствуют процессы пополнения и изменения состава нефтей в сторону их облегчения в залежах (отсутствуют признаки газоконденсата). Ввиду низкого коэффициента нефтеотдачи (0,1) у наиболее крупной залежи в известняках кимериджа отодвигаются сроки ввода нефтяной залежи в разработку.

Нефтяная залежь в известняках киме-риджа оказалась вне современных путей миграции углеводородных газов и приобрела характер реликтового скопления увядающей нефти в застойной зоне. Негативная для разработки сторона нефтяной залежи усугубляется еще и тем, что тяжелые фракции нефти в пустотном пространстве (поры, трещины) переходят в неподвижную форму и блокируют часть полезного объема рассматриваемого карбонатного коллектора.

Обратимся к аллегории: если река не меняет свое русло и непрерывно несет свои воды в другой водоем, то в этом водоеме вода всегда хорошего качества (свежая, чистая, прозрачная и т. д.). Но вот река изменила свое русло, и в водоем перестала поступать свежая вода. Вода в водоеме начнет болеть, чахнуть и окончательно потеряет полезные качества. Так и с нефтью.

В акватории Среднего Каспия на тех месторождениях, где миграционные потоки не прерывались и не меняли «русло» на первом и втором этапах формирования залежей, качество нефти сохраняет высокие физико-химические и товарные свойства. Эти свойства даже меняются в лучшую сторону за счет растворения в нефти первого этапа формирования газа и конденсата, поступивших на втором этапе их истории (например, неокомская залежь месторождения имени В. Филановского). В результате коэффициент нефтеотдачи достигает 0,63.

Далее рассмотрим, что происходит, если миграционный поток углеводородных мультисистем по разным причинам изменил свой маршрут («русло») на втором этапе формирования.

В нефтяную залежь не поступают новообразованные углеводородные газы с конденсатом, а нефть первого этапа постепенно подвергается деструкции (теряет растворенный газ и легкие компоненты самой нефти; ее плотность, вязкость и другие свойства постепенно приближаются к кондициям тяжелой нефти). Коэффициент извлечения такой нефти редко превышает 0,2 и, как правило, составляет не более 0,1. Примером могут служить уже упомянутые нефтяные залежи в кимерид-жских и нижезалегающих юрских отложениях Хвалынского месторождения Среднего Каспия и нефтяные залежи в юрско-меловых отложениях Северного Каспия.

Для повышения нефтеотдачи из таких залежей разработаны и применяются многочисленные трудоемкие, дорогостоящие, но малопроизводительные способы (внутрипластовое горение, парогазовое воздействие и т. д.).

Если понять причину, почему нефти стали трудноизвлекаемыми, то можно найти средство для эффективного на них воздействия с целью повышения нефтеотдачи. Для обособленной группы нефтяных и нефтегазовых месторождений Северного Каспия и прилегающей суши было установлено, что они сформировались на первом этапе, но не за счет реализации собственного нефтематеринского потенциала, а в результате прорыва нефтегазовых смесей из подсолевых каменноугольных отложений. Непосредственным источником оказались теперь уже разрушенные или частично сохранившиеся нефтяные залежи в рифогенных постройках Приморского свода, которые до разрушения содержали запасы, адекватные сохранившимся запасам в залежах месторождений Тенгиз и Кашаган. Данный вывод подкреплен геохимическими исследованиями органического вещества и углеводородов юрско-мелового и каменноугольного возраста, выполненными на месторождениях Укатное и Тенгиз. Так, органическое вещество юрско-мелового возраста с низким средним содержанием относится к керогену континентального типа (гумусовый тип) с крайне бедным нефтематеринским потенциалом. По степени преобразованности органическое вещество никогда не выходило за пределы градаций протокатагенеза (бурый уголь). Графики погружения и реконструкции условий образования и накопления залежей углеводородов Северо-Каспийской зоны поднятий указывают на то, что юрско-меловые отложения не опускались здесь глубже 1 500 м. При этом подошва юрских отложений в самой погруженной части не дотягивала до «нефяно-го окна» примерно 600 м. Обращает на себя внимание тот факт, что не все ловушки заполнены углеводородами. Это также исключает формирование залежей на месте, что, видимо, не случайно, поэтому в отобранном керне из продуктивного разреза отложений Укатного месторождения образцы глин и алевролитов (потенциально материнские породы) оказались без признаков углеводородов (отсутствие свечения и запаха углеводородов), тогда как вмещающие и сопредельные с ними песчаники (пласты-коллекторы) на свежем сколе имеют характерный запах углеводородов, светло-желтое свечение по всей поверхности средней и сильной интенсивности, наблюдаются выпоты углеводородов коричневого цвета, а при опробовании этих песчаников в эксплуатационной колонне получены притоки нефти. В коллекторах зоны протокатагенеза (бурых углей) могут, как видим, формироваться залежи нефти за счет углеводородов, поступивших сюда на путях миграции из других источников.

В соответствии с предлагаемой концепцией в ловушку Укатного и других месторождений нефть поступила на первом этапе из подсолевых палеозойских отложений. А вот второй этап, к сожалению, не состоялся. Состояние нефтяной залежи Укатного месторождения указывает на то, что на месте ее нахождения отсутствует подпитка углеводородами (в том числе новейшей генерации). Ожидаемое в таких случаях изменение состава нефтей в сторону их облегчения в юрской залежи не происходит, как это имеет место в юрско-меловых залежах Ракушечно-Широтной зоны поднятий. Напротив, наблюдается обратный процесс: на Укатном месторождении увеличивается содержание смол и асфальтенов (в настоящее время 19 масс. %), парафинов (3,15 масс. %), серы (2,3 масс. %), значений плотности (0,906 кг/м3), кинематической вязкости (98,27 сСт и 29,11 сСт при 20 оС и 50 оС), температуры застывания нефти (-11 оС); наблюдаются низкое газосодержание и давление насыщения нефти газом и т. д. Все эти параметры характерны для биодеградирован-ной нефти, лишившейся легкой фракции (низкое содержание n-алканов).

Масштаб процесса прорыва соленосной покрышки и внедрения палеозойской нефтегазовой смеси, подпираемой колоссальным внут-рипластовым давлением (свыше 1 100 атмосфер), в юрско-меловые пласты-коллекторы можно себе представить, если вспомнить катастрофическое аварийное фонтанирование скважины 37 Тенгизской. При ее фонтанировании суточный дебит достигал 10–28 тыс. т нефти и 2–15 млн м3 газа, высота пламени достигала 300 м при диаметре 50 м, а ликвидировать аварию удалось только на 398-й день.

Рассмотрим вопрос о существовании аналогов такой схемы формирования залежей. Их множество в России и за рубежом. Из тех, что раскрыты и описаны, приведем пример прямого аналога – месторождение Уэст Падрони бассейна Данвер. В этом бассейне региональная нефтеносность меловых отложений на основе ограниченных геохимических данных длительное время связывалась с латеральной миграцией нефти из самих меловых отложений в неглубоких депрессиях. Однако выполненные Ю.Л. Клейтоном (1989) углубленные хроматографические и спектрометрические исследова- ния меловых нефтей с высокой плотностью (0,930…0,970 кг/м3), с высоким содержанием смол и асфальтенов (до 40 %), серы (более 2 %) и экстрагированного незрелого органического вещества (бурые угли) позволили доказать, что источником нефти в меловых отложениях являются углеводороды подсолевых отложений пермско-пенсильванского возраста (средневерхний карбон).

Палеозойские нефти Северного Каспия как источник углеводородов для юрско-меловых пород выделились из органического вещества, отложившегося в условиях значительного дефицита кислорода и значительного сероводородного заражения, то есть в типично морских условиях с богатой морской флорой и фауной. Результаты изучения биомаркеров этой нефти, поступившей в юрско-меловые отложения, поддержанные геохимическими свидетельствами по физико-химическим свойствам, компонентному и микрокомпонентно-му составу нефтей, конденсатов и битумои-дов, распределению n -алканов и изопреноидов, позволяют дифференцировать нефти по генетическому признаку. Оказалось, что палеозойские нефти были связаны с карбонатно-ангидритовыми фациями и выделились из высокосернистого керогена, а высокое содержание гопанов (бактериогопанов) указывало на происхождение органического вещества из фитопланктона, степень преобразованности которого соответствовала R^o = 0,95…1,03 (градации катагенеза МК₁²…МК₂¹, соответствующие главной зоне и фазе нефтеобразования).

Получается, что палеозойские нефти образовались в одних условиях (застойный режим с дефицитом кислорода), а находятся в юрских ловушках, в которых материнское вещество формировалось в других условиях (континентальный режим с наземной растительностью и торфяниками). Таким образом, месторождения в юрско-меловых отложениях Северного Каспия сформировались за счет мультисистем (в различных соотношениях углеводородные смеси нефти и газоконденсата), которые прорвались сквозь соленосную покрышку под огромным пластовым давлением по зонам дробления разрывных нарушений за счет разрушения уникальных по объему и запасам массивных рифогенных залежей в подсолевых каменноугольных отложениях. Из разбуренных па- леозойских рифовых массивов уникальные по запасам нефтяные залежи сохранились на месторождениях Тенгиз и Кашаган в пределах Приморского атоллообразного сводового сооружения, тогда как полностью разрушенные или частично сохранившиеся залежи в таких же рифовых постройках (Каратон, Тажигали, Пустынное, Огайский, Королевское и палеосупергигант Южный) стали источником углеводородов в юрско-меловых отложениях.

Попав в результате единовременной инъекции с глубины 4–6 км и разместившись в ловушках на глубинах 0,25…2,5 км, нефть, не получая дополнительного питания (отсутствие процесса ее обновления), стала со временем терять привлекательные товарные свойства (в основном за счет систематической потери в ее составе легких фракций). Прорвавшиеся в мезозойские покрывающие отложения углеводороды палеозойского возраста распределились в юрских и меловых отложениях в соответствии с рельефом продуктивных пластов в терригенных осадках. Нефть под большим давлением латерально растекалась в пластах-коллекторах первоначально над и вокруг разрушенных палеозойских рифов, а затем двигалась произвольно по вектору наименьшего сопротивления, заполняя все ловушки по трассам миграционных путей, пока не иссякло давление и не прекратилось движение нефти. В свою очередь, это указывает на отсутствие подтока углеводородов на современном этапе и потери связи с зоной их генерации (отсутствие второго этапа формирования). Месторождения Северного Каспия по условиям формирования, переформирования и разрушения нефтяных скоплений являются, таким образом, типичными месторождениями с невосполняемыми запасами углеводородов.

Геохимическая оценка нефтей отдельных месторождений показала близость между собой юрских и меловых нефтей по составу и свойствам, что указывает на единый источник поступления углеводородов снизу по разрывным нарушениям.

Палеозойская нефтегазовая смесь в рифогенных ловушках содержит до 50 % кислых компонентов из-за низкого содержания в карбонатных породах агрессивных металлов, присутствующих в большом количестве в терригенных юрских и меловых породах. Окис- ное и закисное железо, а также цинк, свинец и другие металлы, как известно, полностью редуцируют сероводород с образованием пирита, марказита, сфалерита и других сульфидов, и поэтому в юрско-меловых залежах сероводород отсутствует.

Реконструированный состав «первичной» нефти месторождения Укатное, полученный в результате компьютерного моделирования, по распределению n -алканов С₉₊ имел в своем составе легкие («потерянные») углеводороды (от 30 до 35 % от массы нефти). Оценка количества «потерянных» углеводородов на основе комплексного изучения количественного и качественного изменений (включая восстановление исходного состояния) всех основных углеводородных составляющих нефтей разных типов в результате потери ими легких углеводородов свидетельствует о том, что плотность данной нефти на первом этапе должна находиться в пределах 0,800 …0,810 г/см³ при стандартных условиях. Это плотность тенгизской нефти (0,7892…0,8055 г/см³).

Нами предложен способ разработки трудноизвлекаемой нефти из рассмотренных месторождений, который относится к области разработки нефтяных месторождений, преимущественно содержащих трудноизвлекаемые нефти. Представленный способ не имеет прямых аналогов и относится к методам повышения полноты извлечения тяжелых и высоковязких нефтей и природных битумов из залежей; является комбинированным из числа известных и широко применяемых методов – паротеплового и газового (парогазового) воздействия на пласт (наиболее близкие аналоги предлагаемого способа), а также флюидных технологий. Предложенный способ повышения полноты извлечения тяжелых и высоковязких нефтей и природных битумов из залежей отличается следующим: 1) воздействие на пласт, содержащий неподвижную или малоподвижную нефть, осуществляется разогретой в природных условиях и под естественным большим давлением нефтегазовой смесью; 2) в пласт, вмещающий потерявшую растворенный газ и легкие компоненты нефть, закачивается генетически родственная легкая и агрессивная нефтегазовая смесь (внедряемая и остаточная нефть имеют единый источник образования);

• 3)    состав закачиваемой мультисистемы в пласт с проблемной нефтью создан самой природой на больших глубинах в условиях аномально высоких пластовых температур и давлений. Внедряемая мультисистема приводит к растворению трудноизвлекаемых компонентов остаточной нефти, разрушению нерастворимого в другой среде битума, смешиванию и вымыванию подвижных углеводородов (эффект брандспойта). На поверхность фонтанным способом выносится мультисистема, состоящая из смеси закаченной и остаточной нефти. Задача, на решение которой направлен описываемый способ, заключается в реализации современных требований по достижению максимально возможного извлечения нефти из пласта вообще и трудноизвлекаемой в особенности, энергосбережению, долговечности работы добывающих скважин и залежей. Основные признаки изобретения: наличие глубокозалегающих (например, подсолевых) отложений, система извлечения – доставки – закачки углеводородной смеси, неглубокозалегающие пласты с трудноизвлекаемой нефтью.

Преимущества предложенной схемы закачки тенгизской нефти в юрские пласты:

• 1.    Постепенный рост показателя извлечения нефти из проблемной залежи с первоначально тяжелой нефтью до полного ее извлечения. Закачиваемую под давлением нефть можно сравнить в данном случае с брандспойтом, чистящим резервуар.

• 2.    Поскольку тенгизская нефть с большим содержанием сероводорода закачивается в терригенный пласт, где (в отличие от ее родных бедных металлами известняков) много окисного и закисного железа и других металлов, будет происходить процесс сероочистки тенгизской нефти за счет процессов редукции сероводорода с металлами с образованием сульфидов. При этом уменьшится нагрузка вредных и экологически опасных веществ на окружающую среду.

• 3.    В связи с тем что тенгизская нефть будет внедряться в пласт под естественным повышенным давлением, пластовое давление в залежи возрастет и добыча нефти будет производиться фонтанным способом.

• 4.    После полного извлечения северобу-зачинской нефти резервуар этого месторождения при необходимости может действовать как созданное природой и человеком подземное хранилище тенгизской нефти.

IS IT POSSIBLE TO PRODUCE OIL THAT IS DIFFICULT TO RECOVER

V.А. Bochkarev, S.B. Ostroukhov, А.V. Krashakova