Анализ основных факторов, влияющих на эффективность разработки месторождений с тяжелой нефтью в Казахстане



В статье рассмотрены различные нетрадиционные методы повышения нефтеотдачи пласта на месторождениях с тяжелой нефтью Республики Казахстан. Приведен анализ основных факторов, влияющих на эффективность добычи высокопарафиннистой нефти.

Ключевые слова: разработка, заводнение, месторождения, нефть, методы повышения нефтеотдачи пласта.

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 настоящее время в нефтегазовой промышленности наблюдается значительный рост годового объема добычи нефти, который опережает ежегодный прирост разведанных запасов. Особенно выделяется рост доли высоковязких нефтей, которые уже составляют более половины разведанных мировых запасов. Эксперты считают их основной ресурсной базой для развития нефтедобычи в XXI веке.

Сорта сырой нефти можно сравнивать и дифференцировать по плотности. Наиболее часто используемая шкала плотностей — шкала градусов ⁰ API. Плотность в ⁰ API рассчитываю по следующей формуле [1]:

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

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

Мировые запасы нефти оцениваются примерно в 2030 миллиардов баррелей. Среди них легкая нефть составляет около 950 миллиардов баррелей, тяжелая нефть — около 430 миллиардов баррелей, а битум — около 650 миллиардов баррелей [3].

Большие запасы высоковязких нефтей обнаружены в Канаде, США и Венесуэле, а Евразийский и Сахаро-Ливийский нефтегазоносные бассейны содер­жат около 1/6 общего количества бассейнов мира с высоковязкими нефтями. Наиболее вязкие нефти встречаются в Сахаро-Ливийском бассейне, где более 72 % нефти имеют вязкость 240–250 мПа·с и выше. Они в основном связаны с палеозойскими отложениями и находятся на глубинах до 2000 метров [1].

Одной из основных проблем при разработке месторождений тяжелой нефти является ее высокая вязкость, что затрудняет ее добычу и переработку. Это приводит к низкому коэффициенту извлечения нефти, что увеличивает стоимость разработки. Кроме того, разработка месторождений тяжелой нефти как тепловыми, нетепловыми и стандартными способами может вызвать серьезные проблемы в процессе, что также добавляет сложности и затраты [4].

Проблема повышения нефтеотдачи пластов и усиления разработки месторождений с высоким содержанием трудноизвлекаемых и высоковязких нефтей действительно является крайне актуальной для стран, занимающихся добычей нефти по всему миру. Это ключевой аспект для обеспечения устойчивого развития и эффективной эксплуатации нефтяных ресурсов в настоящее время и в перспективе. Основными месторождениями «тяжелой» нефти в Казахстане являются Каражанбас, Королевское и Кенкияк (указаны на карте)

Основные месторождения тяжелой нефти в Казахстане включают в себя Каражанбас, Королевское и Кенкияк. Эти месторождения значительны по запасам тяжелой нефти и представляют интерес для добычи и последующей переработки. Карта поможет более наглядно представить их географическое расположение. [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.

Действительно, существует множество тепловых методов для разработки нефтяных месторождений. Некоторые из них включают непрерывную закачку пара или его вытеснение, циклическое воздействие паром на пласт (CSS), использование горячей воды, гравитационный режим закачки пара (SAGD), прогрев затрубного пространства паром (HASD), периодическую закачку пара в горизонтальные скважины, попеременную закачку воды и пара (WASP), экстракцию растворителем в паровой фазе (VAPEX), закачку воздуха для внутрипластового горения, внутрипластовое горение в присутствии воды (Wet In Situ Combustion), направленную закачку воздуха (THAI = Toe_to_Heel Air Injection) и другие технологии, включая экспериментальные, такие как микроволновый нагрев. каждый из них имеет свои преимущества и ограничения, и их выбор зависит от особенностей конкретного месторождения и условий эксплуатации.

Для Казахстанских месторождении как Каражанбас, Королевское и Кенкияк более эффективным считаются технологии (Рисунок 1) [4]:

– циклическое воздействие паром на пласт (CSS),

– гравитационный режим закачки пара (SAGD),

– экстракция растворителем в паровой фазе (VAPEX)

Технология «холодной» добычи нефти является интересным нетрадиционным подходом к первичной добыче, где песок извлекается вместе с нефтью, водой и газом. Она осуществляется в вертикальных, наклонных или наклонно-направленных скважинах с использованием винтового насоса кавитационного типа. Этот метод существенно увеличивает темп добычи по сравнению с традиционными методами, порой даже более чем на порядок. Коэффициенты отдачи также зачастую выше, обычно в диапазоне 8–15 % от первоначальных геологических запасов. Это делает технологию «холодной» добычи привлекательной для использования на различных месторождениях с высоким содержанием песчаных отложений или вязких нефтей.

Рис. 1. Технологии извлечения нефти

При планировании разработки месторождений тяжелой нефти необходимо учитывать ряд важных аспектов для выбора оптимальной технологии. Вот несколько ключевых шагов:

1. Анализ характеристик месторождения: оценка геологических и физико-химических свойств нефти, песчаной породы, глубины залегания месторождения, геометрии пласта и других параметров, которые могут повлиять на выбор технологии.
2. Оценка экономической целесообразности: учитывая стоимость разработки, цену нефти на рынке и прогнозируемые объемы добычи, необходимо провести экономическое обоснование выбранной технологии.
3. Изучение опыта и анализ аналогичных проектов: изучение успешных и неуспешных случаев применения технологий на аналогичных месторождениях поможет сделать более обоснованный выбор.
4. Учет окружающей среды и социальных аспектов: оценка воздействия разработки на окружающую среду, социальные и экономические последствия для местного населения и региона.
5. Выбор оптимальной технологии: на основе проведенного анализа выбрать технологию (тепловую, холодную или другую) с учетом специфики месторождения и целей разработки.
6. Разработка плана и контроль исполнения: разработка детального плана работ с учетом выбранной технологии, а также установка системы мониторинга и контроля за ходом выполнения плана.
7. Непрерывное улучшение и оптимизация: после начала разработки месторождения необходимо проводить постоянный мониторинг процессов, внедрять улучшения и оптимизировать работу для достижения максимальной эффективности.

Точно, гидродинамическое моделирование коллекторов играет ключевую роль в эффективной и устойчивой разработке месторождений тяжелой нефти. Вот какие аспекты оно помогает уточнить и оптимизировать:

– уточненный коэффициент нефтеотдачи (КИН): моделирование помогает получить более точные оценки КИН для каждой залежи, что критически важно для оценки потенциала добычи и эффективного планирования разработки.

– реальные профили добычи: анализ модели позволяет предсказать и оценить реальные профили добычи на различных этапах разработки месторождения.

– анализ поведения залежи: гидродинамическое моделирование помогает выявить особенности и поведение конкретной залежи при различных условиях эксплуатации.

– оценка чувствительности для анализа рисков и неопределенностей: моделирование позволяет проводить анализ чувствительности, что помогает оценить влияние различных параметров на процесс добычи и выявить потенциальные риски и неопределенности.

– оценка альтернативных стратегий разработки: на основе моделирования можно оценить эффективность различных стратегий разработки и выбрать оптимальную с учетом целей и ограничений проекта.

– оптимизация проектирования разработки: полученные данные позволяют проводить оптимизацию параметров проектирования разработки для достижения максимальной эффективности и устойчивости процесса добычи.

Эти шаги помогут не только улучшить планирование разработки месторождений тяжелой нефти, но и повысить надежность и успешность всего проекта в целом. 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]:

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