Основные рекомендации при разработке «тяжелой» нефти в Казахстане

 

Кабдушев А.А.

 

Таразский Государственный Университет им.М.Х.Дулати

 

Сложность разработки месторождений Казахстана (Каражанбас, Кенкияк, Каламкас ) состоит в том, что традиционными методами первого и второго этапов  разрабатывать залежь трудно, эффективности мало. Поэтому задачи применения новых технологий разработки месторождений, на которых традиционными методами извлечь значительные запасы нефти было невозможно, для месторождений Казахстана с самого начала разработки этих месторождений оказались актуальными. В связи с этим потребовалось с самого начала организации их освоения применения не только традиционных систем поддержания пластового давления, но также поддержания пластовой температуры (месторождение Узень), внутрипластового горения и паротепловых методов воздействия (месторождение Каражанбас), полимерного заводнения (месторождение Каламкас), различных методов циклического заводнения (месторождения Узень, Каламкас), разукрупнения эксплуатационных объектов (месторождение Узень) и многое другое.

В последнее время в нефтегазодобывающей промышленности мира наблюдается опережающий рост годовых объёмов добычи нефти над ежегодным приростом разведанных запасов. При этом доля высоковязких нефтей составляет уже более половины разведанных мировых запасов и по мнению экспертов рассматривается в качестве основной ресурсной базы развития нефтедобычи в XXI веке [1].

Сорта сырой нефти можно сравнивать и дифференцировать по плотности. Наиболее часто используемая шкала плотностей – шкала градусов 0API. Плотность в  0API рассчитываю по следующей формуле[2]:

 

0API=[141,5/удельный вес нефти при 15,6 0С]-131,5

 

Например, плотность для пресной воды равна 10 0API. Для различных сортов нефти варьирует от 5 до 55,в среднем от 25-35, для легких сортов нефти от 35 до 45 0API. Тяжелая нефть имеет плотность менее 25 0API [2]. Плотность сверх вязкой нефти 100API. А вот битум – это «тяжелая нефть», которая в пластовых условиях обладает практически нулевой текучестью.

Состав мировых запасов нефти, т.е. суммарные запасы ≈ 2030 млрд. баррелей. Из них в долю легкой нефти приходится  ≈ 950 млрд. баррелей. Тяжелая нефть ≈ 430 млрд. баррелей, а битум составляет ≈ 650 млрд. баррелей [3].

Крупные месторождения высоковязких нефтей находятся в Канаде, США, Венесуэле, а на Евразийский и Сахаро-Ливийский нефтегазоносный бассейны высоковязких нефтей приходится 1/6 часть от общего числа бассейнов мира. Наиболее вязкими являются нефти Сахаро-Ливийского бассейна. Более 72% этих нефтей имеют вязкость 240 - 250 мПа.с и выше. В основном они приурочены к палеозойским отложениям и залегают на глубинах до 2000 метров[1].

Основные проблемы при разработке месторождений тяжелой нефти – большая ее вязкость, низкий коэффициент извлечения нефти, при высокой стоимости разработки, а также вероятность возникновения серьезных проблем при разработке месторождений тяжелой нефти как тепловыми, специфическими нетепловыми, так и стандартными способами [4].

Таким образом, проблема повышения нефтеотдачи пластов и интенсификации разработки месторождений, в основном содержащих трудноизвлекаемые и высоковязкие нефти, весьма актуальна для нефтедобывающих стран мира.

Основными месторождениями «тяжелой» нефти  в Казахстане  являются Каражанбас, Королевское и Кенкияк (указаны на карте)[4].

Предположительная плотность по API < 21. Основные залежи ТН в южном регионе. Прикаспийского бассейна и второстепенные – в бассейне Устюрта. Залежей  «тяжелой» нефти  в центральном и восточном Казахстане не выявлено.

   Есть множество тепловых способов разработки. Например:  непрерывная закачка пара или вытеснение паром, циклическое воздействие паром на пласт (CSS), нагнетание горячей воды, гравитационный режим закачки пара (SAGD), прогрев затрубного пространства паром (HASD), периодическая закачка пара в горизонтальные скважины, попеременная закачка воды и пара (WASP), экстракция растворителем в паровой фазе (VAPEX), закачка воздуха и внутрипластовое горение, внутрипластовое горение в присутствии воды (Wet In Situ Combustion), направленная закачка воздуха (THAI = Toe_to_Heel Air Injection) и другие технологии, в том числе экспериментальные, например микроволновый нагрев.

Для Казахстанских месторождении как  Каражанбас, Королевское и Кенкияк более эффективным считаются технологии (Рисунок 2)[4]:

·        циклическое воздействие паром на пласт (CSS),

·        гравитационный режим закачки пара (SAGD),

·        экстракция растворителем в паровой фазе (VAPEX)

 

Также можно применять технологию «холодной» добычи нефти. Холодная добыча представляет собой нетрадиционный способ первичной добычи, при котором песок специально извлекают вместе с нефтью, водой и газом. Он реализуется в вертикальных, наклонных или наклонно-направленных скважинах с применением винтового насоса кавитационного типа. Темп добычи существенно улучшается по сравнению с традиционным способом первичной разработки не менее чем на порядок. Коэффициенты отдачи также зачастую выше, обычно в диапазоне 8—15 % от первоначальных геологических запасов.

 

Рисунок 2. Технологии извлечения нефти

 

Холодная добыча стала лучшим выбором для разработки нефтяных месторождений с наиболее высокой вязкостью на участке в Ллойдминстере (Канаде). С ее помощью добывается почти половина вязкой нефти в западной Канаде — порядка 230 000 баррелей в день. В любой технологии имеется свои недостатки и преимущества. Выбор той или иной технологии требует правильного планирования разработки.

При планировании разработки месторождений тяжелой нефти необходимо[5]:

·       проведение детального анализа флюида,

·       применение и интерпретация определенных методов ГИС, позволяющих оценить ФЭС,

·       создание максимально точной геологической модели и знание методик разработки и условий их оптимального применения,

·       аккуратное гидродинамическое моделирование разработки с расчетом экономического эффекта каждого варианта,

·       техническая возможность применения методик (оборудование, навыки сервисных компаний, производящих работы).

Опыт указывает на то, что высококачественное гидродинамическое моделирование коллекторов требуется для получения точных характеристик отдельных залежей, выявления проблем разработки, а также следующих аспектов проектирования разработки:

·       уточненный КИН;

·       реальные профили добычи;

·       анализ поведения залежи;

·       оценка чувствительности для анализа рисков и неопределенностей;

·       оценка альтернативных стратегий ведения разработки;

·       оптимизация проектирования разработки.

Настоятельно рекомендуется опираться на высококачественные геологические и гидродинамические модели. Это может потребовать сбора и анализа ряда данных, которые в настоящее время отсутствуют или не проанализированы в должной мере.

При планировании разработки необходимо учитывать возможные проблемы, возникающие при эксплуатации подобных месторождений[5]:

·       высокая депрессия в скважинах и низкие дебиты;

·       влияние характеристик пласта - образование водного барьера, конусообразование, вспенивание нефти и др.;

·       трудности при механизированной добыче и транспортировке;

·       проблемы загрязнения окружающей среды при использовании пара, загрязнение воздуха и поверхности земли т.д.;

·       наличие источников воды при тепловых методах;

·       очень низкие коэффициенты нефтеотдачи по сравнению с традиционными методами разработки нефтяных месторождений;

·       необходимость дополнительной информации при мониторинге разработки;

·       неопределенности прогноза добычи;

·       борьба с выносом песка.

 

 

Литература

 

1.     http://www.dissercat.com Технология добычи «тяжелой» нефти. 2007г

2.     Н.Хайн. Геология разведка, бурение и добыча нефти-М.:ЗАО «Олимп-Бизнес», 2008-752 с.

3.     USGS FS-070-03-2003

4.     Евразийский энергетически форум. Технология добычи «тяжелой» нефти. ConocoPhillips. 05.09.2008 г

5.     www.slb.com/oilfield. Schlumberger. Оптимизация разработки месторождения тяжелой нефти. 2006 г