CC BY
142
УДК: 553.9
М.А. Петров1, И.М. Насибулин2, Н.А. Мисолина2, А.Н. Кольчугин1 Р.Ф. Вафин1, М.П. Круглое3, О.В. Казанбаева4
'Казанский Государственный Университет, Казань, [email protected] 2ОАО «НИИНефтепромхим», Казань, [email protected], 3ЗАО «Предприятие Кара Алтыгн», Альметьевск, [email protected]
4ОАО «Кондурчанефть», Нурлат
ПРОБЛЕМА ДОБЫЧИ ВЫСОКОВЯЗКИХ НЕФТЕИ БАШКИРСКОГО ЯРУСА ВОСТОЧНОГО БОРТА МЕЛЕКЕССКОИ ВПАДИНЫ
В статье рассмотрены вопросы геологического строения отложений башкирского яруса восточного борта Мелекесской впадины, а так же некоторые методы, применяемые при добыче нефти из данных отложений.
Ключевые слова: карбонатные коллектора, отложения башкирского яруса, трещиноватость, методы воздействия на пласт, обработка призабойной зоны.
В основу работы положены данные исследований по минералого-литологическому изучению кернового материала, отобранного из отложений башкирского яруса среднего карбона восточного борта Мелекесской впадины.
В Республике Татарстан (РТ) с карбонатными коллекторами по ориентировочным оценкам связано 40 - 50 % потенциальных ресурсов нефти. Изначально разрабатывались высокопродуктивные терригенные, тогда как карбонатные коллектора начали внедряться в разработку только в конце 70-х годов 20 века. По этой причине, на сегодняшний день выработка запасов на месторождениях РТ с высокопродуктивными терригенными коллекторами достигла значительных величин, и, в связи с этим, возросла роль остаточных запасов, сосредоточенных в сложнопос-троенных карбонатных коллекторах. По данным Р.Х. Мус-лимова (Муслимов, 2005) в осадочном разрезе Татарстана в окско-башкирском карбонатном комплексе сосредоточено 390 залежей нефти, что составляет 14,4 % от общего количества залежей нефти. Из них большая часть в тектоническом плане приурочена к восточному борту Ме-лекесской впадины.
По данным исследований, приведенных в работе «Карбонатные породы визейского, серпуховского и башкирского ярусов нижнего и среднего карбона» (Морозов и др., 2008), отложения башкирского яруса в пределах восточного борта Мелекесской впадины в основном сложены следующими структурно-генетическими типами известняков: биокластово-зоогенными, литокластовыми и пели-томорфными. В зависимости от различных сочетаний в разрезе названных известняков, авторами работы (Морозов и др., 2008) выделяются три типа разрезов. Данный факт значительно усложняет, а иногда и делает невозможной, корреляцию отложений башкирского яруса не только в пределах структур второго порядка, но даже между соседними скважинами. Это очевидно связано с различ-
Бассейн осадконакопления
Гипергенез
Уровень
Рис. 1. Схема сидементогенеза карбонатов в башкирском веке (по В.П. Морозову).
ными условиями седиментогенеза карбонатов в башкирском веке (Рис. 1) и селективным действием наложенных вторичных процессов.
Неоднородное строение залежей нефти башкирского яруса обусловлено литологической неоднородностью разреза, различной подверженностью пород вторичным наложенным процессам, неравномерной насыщенностью пород, трещиноватостью.
Рассмотрим разрезы скважин с Аделяковского месторождения скв. №8691 (Рис. 2) и Аканского месторождения скв. №2106 (Рис. 3), в которых производилось изучение керна, отобранного из отложений башкирского яруса. Аде-ляковское и Аканское месторождения нефти тектонически приурочены к Вишнево-Полянской террасе и южной части Усть-Черемшанского прогиба восточного борта Ме-лекесской впадины соответственно.
Разрез отложений башкирского яруса в скважине №8691 Аделяковского месторождения нефти сложен ли-токластовыми (Рис. 4) и, преимущественно, биокластово-зоогенными (Рис. 5) известняками. Неоднородность разреза определяется чередованием интервалов плотных, равномерно и неравномерно кавернозных пород. Причем, кавернозность в основном развита в биокластово-зооген-ных известняках, а литокластовые известняки, в большей степени, являются плотными породами.
Разрез скважины №2106 Аканского месторождения нефти сложен преимущественно биокластово-зоогенными известняками. Нижняя часть разреза представлена пели-томорфными известняками (Рис. 6). Неоднородность разреза по коллекторским свойствам связана с чередованием пород в различной степени подверженных вторичным изменениям. Это очевидно связано со структурными особенностями различных типов известняков (Морозов и др., 2008).
Также одним из факторов, определяющим фильтра-ционно-емкостные свойства коллекторов башкирского яруса месторождений нефти восточного борта Мелекес-ской впадины, является трещиноватость карбонатных пород (Рис.6) Существенную роль в развитии трещин в рассматриваемых отложениях играет трещиноватость пород фундамента (Муслимов и др., 1999) линеаментный анализ показал, что самая высокая плотность 0,847 км/км2 линеа-
|— научно-технический журнал
I еоресурсы з (31) 2009
ментов на территории Татарстана приходится на восточный борт Мелекесской впадины).
Наличие трещиноватости и кавернозности пород башкирского яруса позволяет отнести их по классификации Е.М. Смехова (Смехов, Дорофеева, 1987) к сложным коллекторам.
Трещиноватость в исследуемых отложениях имеет двоякое значение. С одной стороны такая высокая трещино-ватость пород приводит к разрушению залежи нефти (что доказывает высокая вязкость и плотность нефтей: 0,917 гр/ см3, 0,915 гр/см3 , 0,890 гр/см3; содержащихся в изучаемых отложениях) и преждевременному обводнению скважин. С другой стороны, трещинки, не залеченные вторичным кальцитом, содержат нефть и являются дополнительной емкостной и флюидопроводящей системой, что особенно важно в условиях высоковязких нефтей, когда подвижность нефти очень мала.
Таким образом, вышеописанное строение разреза, его изменчивость даже в пределах локальных структур, его неоднородность по строению и емкостным свойствам, а также трещиноватость позволяют говорить о более тщательном подходе к разработке залежей нефти. Это объясняется тем, что основные приемы, применяемые при эксплуатации залежей, очень сложно адаптируются к вышеописанным геологическим условиям и могут оказаться нерентабельными.
Заводнение. Методы заводнения коллекторов очень широко применяются при разработке месторождений нефти на территории РФ. Однако в данных геологических условиях (высокая вязкость нефти, неоднородный и трещиноватый коллектор) заводнение будет крайне нерентабельным, т. к. приведет к преждевременному обводнению добывающих скважин. Вероятнее всего из-за сильно дифференцированной вязкости нефти и воды, нагнетаемая вода по трещинам прорвется к добывающим скважинам.
Оптимизация плотности сетки скважин. «Чем плот-
g Литопоги-ческая колонка
Краткая характеристика пород
Известняки биокластово-зоогенные I типа
с редкими маломощными прослоями оолитовых и строматолитовых известняков
Известняки пелитоморфные
Кпрон начальный, мкм2 Композиция Кпрон конечный, мкм2 К„ коэффициент интенсификации
(Крез/Кнач)*100%
0,05 HCl, 15 %+СНПХ-8903А 0,1 200
0,073 HCl, 15 %+СНПХ-8903А 0,13 178
0,068 HCl, 15 %+СНПХ-8903А 0,192 282
0,55 HCl, 15% прорыв прорыв
0,54 HCl, 15% 0,715 132
0,049 HCl, 15% 0,06 122
Рис. 2. Литологический состав башкирского яруса. Аде-ляковское месторождение. Скважина 8691.
Рис. 3. Литологический состав башкирского яруса. Аканское месторождение. Скважина 2106.
Табл. 1. Проницаемость образцов керна до и после обработки.
нее сетка скважин, тем лучше охват залежи дренированием и условия для применения методов заводнения» (Мус-лимов, 2003). У этого метода существует ограничение -он хорошо реализуется в условиях, когда удельные запасы нефти на одну скважину достигают значительных величин и бурение дополнительных скважин оправдывает себя. К сожалению, не каждый недропользователь может себе позволить уплотнить сетку скважины, даже ради достижения более высокого Кин.
Тепловые методы. Учитывая глубину залегания нефтеносных пород башкирского яруса, пожалуй, одним из рентабельных методов может оказаться сухое внутрипла-стовое горение (СВГ). Остальные тепловые методы, скорее всего не оправдают себя из-за потерь теплоты на нагрев колонны или же из-за конденсации пресной воды из пара, которая в сочетании с высоковязкой нефтью создаст эмульсионные пробки в пласте. Большим минусом СВГ является то, что после инициации процесс окисления в пласте практически не управляем и может привести к необратим изменениям в структуре пород-коллекторов.
Физико-химические методы. Пожалуй, самыми распространенными физико-химическими методами являются методы с добавлением в нагнетаемую в пласт воду составов, повышающих вязкость воды, что позволяет выровнять фронт заводнения коллектора. Однако, при таком неоднородном строении коллектора продвигаемая оторочка «вязкой» воды будет разбита о литологическую неоднородность, что не приведет к должному эффекту.
Воздействие на призабойную зону пласта и интенсификация притока флюида из скважины. Данные методы воздействия играют очень важную роль при разработке сложнопостроенных коллекторов башкирского яруса, особенно, когда другие методы воздействия являются нерентабельными или малоэффективными. Одним из самых распространенных методов воздействия на карбонатные коллектора является метод солянокислотного воздействия на призабойную зону пласта (ПЗП). Применение такого воздействия позволяет недропользователю стимулировать добычу и за более короткий срок окупить средства, вложенные в разработку залежи.
Целесообразность и рентабельность большинства методов воздействия на пласт и ПЗП в геолого-промысловых условиях башкирского яруса подвергается большому сомнению. Однако, на сегодняшний день, на всех промыслах РТ, ведущих добычу из карбонатных коллекторов, используется метод солянокислотного воздействия на ПЗП. В работе (Васясин и др., 2008) проанализирована эффективность воздействия реагентов на основные карбонатные породы-коллекторы палеозоя Татарстана (Рис. 7).
3 (31) 2009
^научно-техническим журнал
Георесурсы
Рис. 4. Известняк литокластовый. Левый снимок один николъ, правый - николи скрещены.
Рис. 5. Известняк биокластово-зоогенный. Нефтенасыщен-ная частъ образца. Кавернозностъ. Левый снимок один николъ, правый - николи скрещены.
Рис. 6. Известняк пелитоморфныш с выгсоким содержанием органических остатков. Трещинки растворения, частично залеченныге вторичныгм кальцитом. Левыш снимок один николъ, правылй - николи скрещеныл.
Из рисунка следует, что солянокислотные обработки, проведенные в карбонатных отложениях нижнего и среднего карбона взятые в совокупности, наилучшие результаты показали в турнейском ярусе, заметно хуже в башкирском ярусе и еще хуже в верейском горизонте московского яруса.
Для повышения успешности солянокислотных обработок, учитывая специфичность геологического строения и физико-химических условий пласта, специально для отложений башкирского яруса восточного борта Мелекес-ской впадины в лаборатории ОАО «НИИНефтепромхим» осуществлялся подбор солянокислотного состава и технологии для обработки ПЗП.
1193
682/
\ 27
moo : 1200 1000 I 800 600 400 200 о
Рис. 7. Эффективность воздействия реагентами на основе соляной кислотыг. А -верейский гор.; Б -башкирский ярус; В -турнейский ярус; Г -фаменский ярус.
Рис. 8. с 15%
60 80 100 120 Время, минуты
- 15 % HCl - 15% HCI+ СНПХ-8903
График убыли в весе образца керна при взаимодействии HCl и 15%НС1+СНПХ-8903А.
Рис. 9. Образцыi карбонатного керна после обработки солянокислот-ныгми составами. Слева - 15% HCl, справа - 15% НС1+СНПХ-8903А.
Для оценки растворяющей способности составов в статических условиях растворялся образец керна и через каждые 2 минуты производился замер массы образца. На Рис. 8 приведен график убыли в весе образца нефтенасыщенного керна во времени. По кинетическим кривым, приведенным на графике, видно, что соляная кислота без добавок теряет свою концентрацию за первые 20 минут, а соляная кислота с добавкой СНПХ-8903А приобретает замедляющее действие, что позволит составу более равномерно и глубоко проникать в пласт и, как следствие, возрастает радиус обработки призабойной зоны.
Также был проведен эксперимент с имитацией пластовых условий на естественном керне, отобранного из отложений башкирского яруса Аканского месторождения (Табл. 1). Сначала производился замер проницаемости керна по модели пластовой воды (К начальный), затем через образец прокачивался солянокислотный состав, и снова замерялась проницаемость (К конечный). Результат эксперимента характеризует К - коэффициент интенсификации, показывающий отношение проницаемости образца после обработки (Крез) к проницаемости образца до обработки композицией (Кнач).
Как видно из Рис. 9, солянокислотный состав с добавкой СНПХ-8903А проникает в образец керна равномерно, прорабатывая всю площадь образца, а 15 % HCl проникает в образец точечно, прорабатывая лишь самые проницаемые участки.
Таким образом, учитывая сложность геологического строения залежей, высокую вязкость нефти, низкую эффективность применения основных методов воздействия на залежь, недропользователям, ведущим добычу нефти из коллекторов башкирского яруса восточного борта Ме-лекесской впадины необходимо применять методы соля-нокислотного воздействия на ПЗП. Эксперименты, проведенные в ОАО «НИИНефтепромхим», показывают, что добавление к HCl СНПХ-8903А приведет к значительно большему эффекту от СКО, нежели чем от обычной соляной кислоты.
Литература
Васясин Г.И., Насибулин И.М., Харитонов P.P., Морозов В.П. Геология и особенности применения технологии кислотного воздействия на карбонатный нефтяной пласт. Нефтепромысловое дело. №10. 2008. 20 - 25.
Морозов В.П., Королев Э.А., Кольчугин А.Н. Карбонатные породы визейского, серпуховского и башкирского ярусов нижнего и среднего карбона. Казань: ПФ Гарт. 2008.
Муслимов Р.Х. и др. Геология турнейского яруса Татарстана. Казань: Изд-во Мониторинг. 1999.
Муслимов Р.Х. Современные методы управления разработкой нефтяных месторождений с применением заводнения. Казань: Изд-во Казанского Университета. 2003.
Муслимов Р.Х. Современные методы повышения нефтеизвле-чения: проектирование, оптимизация и оценка эффективности. Казань: Изд-во «ФЭН» Академии наук РТ. 2005.
Смехов Е.М., Дорофеева Т.В. Вторичная пористость горных пород-коллекторов нефти и газа. Ленинград: Недра. 1987.
научно-технический журнал
I еоресурсы з (31) 2009
УДК: 553.984
А.Н. Имамеев1, Р.Ф. Вафин2, А.Х. Галимов2
'Казанская государственная архитектурно-строительная академия, Казань, [email protected] 2Казанский государственный университет, Казань, [email protected]
ГИДРОГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ПЕРМСКИХ ЗАЛЕЖЕЙ АНОМАЛЬНОВЯЗКИХ НЕФТЕЙ ЮЖНО-ТАТАРСКОГО СВОДА В СВЯЗИ С ИХ
РАЗРАБОТКОЙ
В работе приведены результаты гидрогеологических исследований водоносных горизонтов пермских залежей аномальновязкой нефти в пределах Южно-Татарского свода и сделан вывод о перспективности использования подземных вод при разработке залежей тепловыми методами.
Ключевые слова: аномальновязкая нефть, водоносный горизонт, подземные воды, дебит воды, минерализация.
Одной из основных проблем топливно-энергетического комплекса России в целом и Республики Татарстан (РТ) в частности, в начале XXI века является освоение альтернативных источников углеводородного сырья, в первую очередь - аномальновязких нефтей (АВН).
АВН - продукты гипергенных изменений нефти, обладающие аномально высокой вязкостью, широко развиты в пермских отложениях РТ. Нефтеносными являются залегающие на глубинах до 450 м терригенные и карбонатные породы-коллекторы ассельского, сакмарского, артинско-го и кунгурского ярусов нижнего отдела, а также уфимского и казанского ярусов среднего отдела пермской системы. В настоящее время только на территории РТ выяв-
Окончание статьи М.А. Петров, И.М. Насибулин, Н.А. Мисолина... «Проблема добычи...»
M.A. Petrov, I.M. Nasibulin, N.A. Misolina, A.N. Kolchygin, R.F. Vafin, M.P. Kruglov, O.V. Kazanbaeva. The problem of mining highly oils Bashkir time tier east side Melekesskoy depression.
The article discussed the geological structure of deposits Bashkir tier east side Melekesskoy depression, as well as some techniques used in extracting oil from these deposits.
Key words: carbonate reservoirs, sediment layers of the Bashkir, fracturing, methods of influence on the formation, processing bottomehole.
Михаил Александрович Петров Инженер кафедры геологии нефти и газа КГУ.
420008, Казань, КГУ, ул. Кремлевская д.18. Тел.: (843)292-90-46.
лено свыше 450 (Муслимов и др., 2007) залежей АВН.
Вовлечение в разработку месторождений АВН - сложная, многогранная задача, решение которой затрагивает технологические, экономические и другие аспекты. Высокая вязкость нефти не позволяет добывать ее традиционными методами. Проведенные в РТ исследования и опытно-промышленные работы (ОПР) показали перспективность и рентабельность разработки залежей нефтеносных пород тепловыми методами, применение которых подразумевает использование большого количества воды, поэтому для более эффективного извлечения нефти необходимо изучать подземные воды (ПВ) месторождений. В отличие от вод нефтяных месторождений карбона и дево-
Илъшат Маратович-Насибулин
Начальник отдела разработки и внедрения методов увеличения нефтеотдачи ОАО «НИ-
ИНефтепромхим». Научные интересы: геология, нефтеносность карбонатных коллекторов и инновационные технологии увеличения нефтеотдачи.
420045, Россия, г. Казань, ул. Н.Ершова, 29. Тел.: (843) 272-52-14.
Наталия Анатолъевна Мисолина
Младший научный сотрудник ОАО «НИИНефтепромхим». Научные интересы: геология и нефтеносность карбонатных коллекторов.
420045, Россия, г. Казань, ул. Н.Ершова, 29. Тел.: (843) 272-52-14.
Антон Николаевич Колъчугин Аспирант кафедры минералогии и петрографии.
420008, Казань, КГУ, ул. Кремлевская д.18. Тел.: (843)292-96-92.
Михаил Павлович Круглов
Главный геолог ЗАО «Предприятие Кара Алтын».
423450, Россия, РТ, Альметьевск, ул.Тимирязева, 47. Тел.: (8553) 25-94-56.
Оксана Владимировна Казанбаева Главный геолог ОАО «Кондурчанефть».
423000, Россия, РТ, г. Нурлат, ул. Советская, д. 100. Тел.: (8-245) 54958.
^научно-технический журнал
з (31) 2009 I еоресурсы
