CC BY
22ЮБИЛЕЙ
УДК 622.276.41/2
Д.А. Метт1; В.Д. Немова1; К.А. Щеколдин1; О.В. Славкина1, e-mail: [email protected]; Т.В. Гогалюк1
1 ООО «Российская инновационная топливно-энергетическая компания» (РИТЭК) (Волгоград, Россия).
Трудная нефть Югры
В статье рассмотрены основные результаты и проблемы реализации программы освоения верхнеюрских отложений Средне-Назымского месторождения (Белоярский р-н Ханты-Мансийского автономного округа - Югры). Путевку в жизнь освоению сложнейших запасов дал выдающихся российский ученый-нефтяник В.И. Грайфер. На первом этапе освоения подобных коллекторов было проведено детальное геологическое изучение разреза, позволившее в сочетании с гидродинамическими исследованиями решить задачу количественного описания продуктивности различных зон верхнеюрских отложений. Параллельно под научным руководством А.А. Боксермана шло изучение и промысловые испытания термогазового метода воздействия в качестве системы поддержания пластового давления. На сегодняшний день эксперимент по внутрипластовому горению, организованный на двух опытных участках месторождения, является самым продолжительным на постсоветском пространстве. При этом к числу основных результатов эксперимента относится доказательство возможности безаварийной работы компрессорного оборудования в данных условиях. В целом за 11 лет реализации программы разработаны подходы к частичному вовлечению в разработку недренируемой части разреза, исследованы процессы термогазового воздействия на пласт, достигнуто преобразование керогена в подвижные углеводороды и т. д. Кроме того, в ходе исследовательских работ под руководством ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» с привлечением лабораторных комплексов Российского государственного университета (Национального исследовательского университета) нефти и газа имени И.М. Губкина, Сколковского института науки и технологий, Казанского федерального университета, получены уникальные экспериментальные данные, на основе которых разработаны промысловые подходы к совершенствованию технологии термогазового воздействия, а также мониторинга процесса горения.
Ключевые слова: верхнеюрские отложения, кероген, гидроразрыв пласта, термогазовое воздействие, компрессор.
D.A. Mett1; V.D. Nemova1; K.A. Shchekoldin1; O.V. Slavkina1, e-mail: [email protected]; T.V. Gogalyuk1
1 RITEK LLC (Volgograd, Russia).
Ugra Heavy Oil
The article discusses the main results and problems of the implementation of the program for the development of the Upper Jurassic deposits of the Sredne-Nazymskoye field (Beloyarsky district of the Khanty-Mansi Autonomous Okrug -Yugra). A start of the development of complex reserves was given by the outstanding Russian oil scientist Valery Grayfer. At the first stage of the development of such reservoirs, a detailed geological study of the section was carried out, which, in combination with hydrodynamic studies, made it possible to solve the problem of quantitatively describing the productivity of various zones of the Upper Jurassic deposits. In parallel, under the scientific guidance of Arkady Boxerman the thermogas method of treatment as a system for maintaining reservoir pressure was studying and field testing. To date, the in-situ combustion experiment, organized at two pilot sites of the field, is the longest in the post-Soviet space. At the same time, one of the main results of the experiment is the proof of the possibility of accident-free operation of the compressor equipment under these conditions. In general, over the 11 years of the program implementation, approaches to partial involvement in the development of the undrained part of the section have been developed, the processes of thermal gas stimulation of the formation have been investigated, the conversion of kerogen into mobile hydrocarbons has been achieved, etc. With the involvement of laboratory complexes of the Gubkin Russian State University of Oil and Gas (National Research University), Skolkovo Institute of Science and Technology, Kazan Federal University, unique experimental data were obtained, on the basis of which field approaches were developed to improve the technology of thermal gas exposure, as well as to monitor the combustion process.
Keywords: Upper Jurassic deposits, kerogen, hydraulic fracturing, thermal gas impact, compressor.
26
№ 5-6 июнь 2020 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
ANNIVERSARY
Рис. 1. Скважина № 219 Средне-Назымского месторождения Fig. 1. Well No. 219 of the Sredne-Nazymskoye field
ВВЕДЕНИЕ
На территории Ханты-Мансийского автономного округа (ХМАО) - Югры сосредоточены уникальные по объему запасы/ресурсы углеводородов (УВ), аккумулированные в верхнеюрских отложениях. По структуре их можно разделить на три группы:
• запасы нефти в карбонатных и кремнистых поровых коллекторах средней проницаемости с подвижной маловязкой нефтью;
• запасы нефти в карбонатных и кремнистых низкопоровых и низкопроницаемых коллекторах, добыча из которых невозможна без применения гидроразрыва пласта;
• ресурсы углеводородов, расположенные в непроницаемой нефтематерин-ской толще.
Эффективная разработка ресурсов углеводородов третьей группы - важ-
ная практическая задача, не теряющая своей актуальности даже в условиях текущего мирового нефтяного кризиса. Естественное снижение промышленной добычи нефти из первых двух групп запасов можно компенсировать именно за счет вовлечения в активную разработку углеводородов третьей группы.
РЕЗУЛЬТАТЫ РЕАЛИЗАЦИИ ПРОГРАММЫ ОСВОЕНИЯ ВЕРХНЕЮРСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ
С начала 2000-х гг. компания ПАО «ЛУКОЙЛ» в лице дочернего предприятия ООО «РИТЭК» реализует программу опытно-промысловых работ по освоению верхнеюрских материнских отложений на Средне-Назымском месторождении, расположенном в Бе-лоярском районе ХМАО-Югры (рис. 1). Подчеркнем, что главная заслуга прак-
тической реализации этого уникального для мировой практики проекта принадлежит руководству компании ПАО «ЛУКОЙЛ» и лично великому отечественному нефтянику, председателю Совета директоров ПАО «ЛУКОЙЛ», профессору В.И. Грайферу (рис. 2). Для научного сопровождения освоения верхнеюрских отложений было создано специальное подразделение в ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг», в котором собраны ведущие специалисты в различных областях, от керновых исследований до моделирования тепловых методов повышения нефтеотдачи пластов. Основной объем потенциальных углеводородов верхнеюрских отложений содержится в керогене - веществе, под действием температуры последовательно переходящем в жидкую фазу, а при дальнейшем нагреве - в газ. Кроме того, в верхнеюрских отложениях
Ссылка для цитирования (for citation):
Метт Д.А., Немова В.Д., Щеколдин К.А., Славкина О.В., Гогалюк Т.В. Трудная нефть Югры // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2020. № 5-6. С. 26-29. Mett D.A., Nemova V.D., ShchekoLdin K.A., SLavkina O.V., GogaLyuk T.V. Ugra Heavy Oil. Territorija "NEFTEGAS" [Oil and Gas Territory]. 2020;(5-6):26-29. (In Russ.)
TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY No. 5-6 June 2020
27
ЮБИЛЕЙ
Рис. 2. Валерий Исаакович Грайфер (1929-2020) Fig. 2. Valery Isaakovich Grayfer (1929-2020)
расположены традиционные карбонатные коллекторы.
Для вовлечения в освоение верхнеюрских отложений поставлено несколько задач:
1) локализация наиболее продуктивных зон поровых коллекторов;
2) поиск системы поддержания пластового давления в традиционных коллекторах;
3) разработка технологии преобразования углеводородов, находящихся в твердом агрегатном состоянии, в подвижные углеводороды в целях их дальнейшего извлечения на поверхность. Остановимся на основных результатах и проблемах в решении поставленных задач.
Описанию подходов к локализации высокопродуктивных зон посвящено значительное количество теоретических работ, например [1]. Кроме того, накоплен определенный практический опыт. Однако задача количественного описания продуктивности различных зон традиционной части разреза верхнеюрских отложений решена не была. Специалисты ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» предложили новый подход, заключающийся в комплексировании геологической концепции с данными литологических и гидродинамических исследований. Подтверждением результативности подобного подхода служат пробуренные и введенные в эксплуатацию горизонтальные скважины с многостадийным гидроразрывом пласта
Рис. 3. Аркадий Анатольевич Боксерман (1930-2020)
Fig. 3. Arkady Anatolyevich Boxerman (1930-2020)
(МГРП), дебиты которых находятся в диапазоне 20-130 т/сут. Несмотря на очевидные успехи в области изучения традиционной части разреза, остается нерешенным вопрос организации поддержания пластового давления (ППД). Казалось бы,данная задача может быть решена традиционным способом - путем закачки воды. Однако опыт нагнетания воды в верхнеюрские отложения показал полную неприменимость данного способа: в течение трех дней вода прорывалась к забоям добывающих скважин. Поэтому под руководством докт. техн. наук,
профессора, действительного члена Российской академии естественных наук А.А. Боксермана (рис. 3) были начаты изучение и промысловые испытания термогазового метода в качестве системы ППД [2].
Сущность метода заключается в закачке воздуха через воздухонагнетательную скважину с последующим возникновением высокотемпературного окисления (горения). При высокотемпературном окислении происходит генерация большого количества газов, паров воды (N2, CO2, углеводородные газы.) Эта смесь существенно увеличивает коэффициент вытеснения нефти. Кроме того, как показал опыт, при закачке воздуха не происходит прорыва кислорода к забою добывающих скважин. При высокой пластовой температуре (около 117 °C) происходит очень быстрая реакция молекул кислорода с углеводородами в пласте. Данный эффект позволяет существенно замедлить продвижение фронта высокотемпературного окисления (пока есть чему гореть, фронт не будет продвигаться вперед) и обеспечить значительные объемы генерации так называемых полезных газов, что, в свою очередь, позволяет поддерживать пластовое давление в коллекторах. В ходе проведения опытно-промысловых работ термогазовое воздействие осуществлено на двух опытных участках (рис. 4). Суммарная накопленная закачка воздуха составляет более 30 млн н. м3.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В целом в рамках реализации программы опытно-промысловых работ на данных участках решены следующие задачи:
1) отработана система инициации и поддержания высокотемпературного окисления;
2) подтверждено протекание процессов термогазового воздействия в дренируемой части разреза;
3) в реагирующих скважинах получено увеличение газового фактора с содержанием азота, диоксида углерода, отсутствие кислорода в добываемых газах;
4) получены данные об отсутствии быстрых прорывов газов к добывающим скважинам;
28
№ 5-6 июнь 2020 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
ANNIVERSARY
а) a) б) b)
Рис. 4. Схема расположения скважин в ходе опытно-промысловых работ на Средне-Назымском месторождении: а) первый участок; б) второй участок
Fig. 4. Layout of wells during pilot operations at the Sredne-Nazymskoye field: a) the first section; b) the second section
5) отключение скважины по высокому газовому фактору состоялось только по горизонтальной скважине № 401, расположенной в непосредственной близости от воздухонагнетательной скважины;
6)отработана автоматическая потоковая система мониторинга продуктов реакции термогазового воздействия на месторождении (установлены хроматографы для определения состава добываемых газов и контроля кислорода-аргона);
7) недренируемая часть разреза частично вовлечена в активную разработку;
8) в промысловых условиях получено преобразование керогена (твердой нефти) в подвижные углеводороды. Ключевым результатом данного долговременного эксперимента явилось доказательство возможности безаварийной работы компрессорного оборудования [3]. Напомним, что на постсоветском пространстве это единственный
столь продолжительный эксперимент по организации внутрипластового высокотемпературного окисления. С гордостью хотелось бы отметить, что данный результат получен на территории основного нефтедобывающего региона страны - ХМАО.
В настоящее время организован и готов к запуску 3-й участок, предназначенный для проведения термогазового воздействия. На данном участке будет реализована схема работы с использованием протяженных горизонтальных скважин с МГРП, модифицирована схема термогазового воздействия для вовлечения в активную разработку недренирован-ной части разреза.
Кроме того, в ходе исследовательских работ получены уникальные экспериментальные данные, на основе которых разработаны промысловые подходы к совершенствованию как технологии термогазового воздействия, так и мониторинга процесса высокотем-
пературного окисления. Данные работы проведены под руководством ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» с привлечением ведущих лабораторных комплексов Российского государственного университета (Национального исследовательского университета) нефти и газа имени И.М. Губкина, Сколковского института науки и технологий, Казанского федерального университета:
1) впервые в мире удалось доказать возможность протекания процесса высокотемпературного окисления в нефтематеринской керогенсодер-жащей части разреза. В лабораторных условиях получено полномасштабное, продолжительное высокотемпературное окисление в непроницаемой части разреза без предварительного насыщения пород нативной нефтью;
2) в лабораторных и промысловых условиях отработана схема мониторинга температуры и интенсивности окислительных реакций на фронте высокотемпературного окисления;
3) в лабораторных и промысловых условиях отработана схема мониторинга маркеров синтеза углеводородов. Для мониторинга данного процесса спроектировано и установлено на промысле специальное хроматографиче-ское оборудование;
4) существенно улучшены и детализированы модели, описывающие процесс преобразования керогена, высокотемпературного окисления нефти. Данные результаты позволяют говорить о синергическом эффекте приложенных усилий, а также об отечественном прорыве в области освоения и получения реальной нефти из таких сложных объектов, как верхнеюрские нефтема-теринские отложения.
Литература:
1. Немова В.Д., Панченко И.В. Факторы продуктивности баженовского горизонта во Фроловской мегавпадине // Нефтегазовая геология. Теория и практика. 2017. Т. 12. № 4 [Электронный источник]. Режим доступа: http://www.ngtp.ru/rub/4/46_2017.pdf (дата обращения: 06.06.2020).
2. Боксерман А.А. Термогазовый метод увеличения нефтеотдачи // Георесурсы. 2007. № 3 (22). С. 18-20.
3. Дарищев В. Инновации ОАО «РИТЭК» // Нефтегазовая вертикаль. 2011. № 5. С. 56-61.
References:
1. Nemova V.D., Panchenko I.V. Productivity Factors of the Bazhenov Horizon in the Frolovsk Megavadin. Neftegazovaya geologiya. Teoriya i praktika [Oil and Gas Geology. Theory and Practice]. 2017. Vol. 12. No. 4. Weblog. Available from: http://www.ngtp.ru/rub/4/46_2017.pdf [Accessed 6 June, 2020]. (In Russ.)
2. Boxerman A.A. Thermogas Method of Increasing Oil Recovery. Georesursy [Georesources]. 2007;3(22):18-20. (In Russ.)
3. Darishchev V. Innovations of RITEK. Neftegazovaya vertikal [Oil and Gas Vertical]. 2011;(5):56-61. (In Russ.)
TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY No. 5-6 June 2020
29
