Исследование шахтных вариантов разработки для вовлечения мелких по запасам мелкозалегающих залежей сверхвязкой нефти
Р.С. Хисамов, д-р геол.-минерал. наук, главный геолог – заместитель генерального директора ПАО «Татнефть»
А.Т. Зарипов, д-р техн. наук, первый заместитель директора института ТатНИПИнефть ПАО «Татнефть»
А.Г. Демченко, генеральный директор ООО «ДГС»
Ю.П. Коноплев, д-р техн. наук, главный специалист по термошахтной разработке ООО «ДГС»
Геологическое строение залежей СВН и этапы развития скважинных методов разработки
В Республике Татарстан к настоящему времени выявлено более 450 месторождений и залежей сверхвязкой нефти (СВН), ресурсы которых оцениваются в диапазоне от 1,4 до 7,0 млрд т. Выявлено около 450 залежей, основная часть которых залегает на глубине 50–250 м. Залежи Шешминского горизонта – мелкозалегающие, характеризуются своеобразным строением. Прослеживается наличие водонасыщенных пропластков в кровельной и в интенсивно нефтенасыщенной частях залежи, а также глинистых прослоев внутри разреза. На различных участках подошвой залежи могут служить как водонасыщенный коллектор, так и плотные, малопроницаемые, кальцитизированные песчаники или коллектор с пониженным нефтенасыщением. Водонефтяной контакт характеризуется неровной поверхностью, обусловленной ухудшением коллекторских свойств в подошве залежи, разница между абсолютными отметками залегания ВНК в пределах одной залежи может достигать 20–25 м [1].
Поиском эффективных скважинных технологий по извлечению битумной нефти в Республике Татарстан стали заниматься в 1970-е годы, в эти годы уровень добычи традиционной нефти превысил 100 млн т/год и удерживался несколько лет подряд. Для мелкозалегающих месторождений СВН применение термических методов является естественным решением. Опытно-промышленные работы были начаты на двух месторождениях СВН с использованием вертикальных скважин – испытывались методы внутрипластового горения, паротеплового, паровоздушного и парогазового воздействия.
Неблагоприятные геологические факторы (высокая вязкость нефти – 10849–227306 мПа·с, малое пластовое и горное давление, низкая температура – 8–9 °С и особенности геологического строения) не позволяли успешно вести разработку месторождений СВН на основе вытеснения с использованием вертикальных скважин. Больших результатов достичь не удалось, потому что техническая и технологическая оснащенность, знания не позволяли получить значимые результаты. Новый этап начался в 2005 г., когда была начата работа по внедрению новой технологии, включающей в себя сочетание гравитационного дренирования и вытеснения. На основе результатов опытно-промышленных работ в Республике Татарстан, опыта разработки Ярегского месторождения и месторождений штата Альберта (Канада) ПАО «Татнефть» были определены задачи по развитию методов разработки с использованием горизонтальных скважин. Полигоном для отработки технологий было выбрано Ашальчинское месторождение СВН.
Опытно-промышленные работы были начаты в 2006 г. на Ашальчинской залежи с ввода уникальных трёх пар двухустьевых горизонтальных скважин с выходом забоя на дневную поверхность. В соответствии с технологией парогравитационного дренирования бурятся две горизонтальные скважины, стволы которых параллельны друг другу, причем вышележащая горизонтальная скважина является паронагнетательной, нижележащая – добывающей. На основе успешного опыта эксплуатации экспериментальных скважин залежь была полностью разбурена традиционными парными ГС к 2014 г. С 2015 г. начато расширение проекта с вводом новых залежей СВН, отличающихся геолого-физическими характеристиками [2]. На 01.12.2019 г. пробурено более 1000 горизонтальных скважин, суточная добыча СВН составляет около 8,5 тыс. т/сут., а накопленная добыча превысила 8 млн т СВН.
Мелкие по запасам залежи СВН – проблемы и варианты решений на основе шахтных вариантов разработки
К настоящему времени мелкие по запасам месторождения СВН с малыми нефтенасыщенными толщинами остаются не вовлеченными в разработку. Разработка этих месторождений скважинами с поверхности, как правило, малоэффективна либо нерентабельна. Причина – малые запасы нефти (до 2 млн т), невысокое содержание нефти в породах (4–7% масс., в лучшем случае 8–12% масс.), небольшие нефтенасыщенные толщины (4–10 м), что определяет высокие потери тепла в кровлю и подошву нефтяного пласта, которые нередко превышают 90% от закачанного, и не позволяет достичь значимой величины коэффициента извлечения нефти (КИН). В настоящее время ПАО «Татнефть» ведутся опытно-промышленные испытания ряда технологий, в т.ч. пароциклической добычи через одиночные в вертикальном разрезе горизонтальные скважины.
Практически все основные нефтяные российские компании в той или иной степени проводят экспериментальные, а иногда опытно-промышленные работы. Разработка месторождений СВН характеризуется высокой наукоёмкостью и требует значительных капиталовложений. С целью увеличения эффективности разработки таких месторождений необходима разработка новых методов добычи с проведением исследований и экономической оценкой [3].
Наряду с термическим воздействием на продуктивные пласты скважинными методами в конкретных геолого-физических условиях, вероятно, положительный результат могут дать шахтная разработка или комбинированное применение нескольких способов.
Шахтный (очистно выемной) способ добычи
Пермские битумы (с 2006 г. – сверхвязкие нефти) на территории Республики Татарстан начали привлекать исследователей давно (первые сведения относятся к XVII–XVIII вв.), когда стало известно о наличии поверхностных залежей в бассейне р. Шешмы и на правобережье Волги у с. Сюкеево.
В 1881 г. в Шугурово был заложен небольшой гудронный завод у подножия горы, где битуминозные породы шешминского горизонта выходили на поверхность (рис. 1). Разработка велась штольнями, выемка нефтенасыщенных пород, которые от забоя на дневную поверхность транспортировались тачками, производилась вручную. В среднем из 23 т битуминозного песчаника на заводе получали 1 т битума.
Залежь СВН разрабатывалась 10 штольнями, пройденными в северо-западном направлении, которые были сбиты рядом перпендикулярных к ним штреков, образующих очистное поле. К концу 1931 г. площадь очистного поля составляла 23 тыс. м2. Протяженность главной штольни рудника «Шугур» равнялась в это время 206 м. Высота штольни у ее устья составляла 6 м. В направлении к конечному забою штольни толщина продуктивного пласта уменьшается до 0,6 м. В конце 1940-х годов разработка Шугуровского месторождения СВН была прекращена, по неподтвержденным данным – в связи с произошедшим на предприятии пожаром.
В 2018 г. на Шугуровской залежи СВН было осуществлено бурение двух инженерно-геологических скважин с проведением оптимального комплекса ГИС и со сплошным отбором изолированного керна. Отобранный керн подвергнут регламентируемым исследованиям физико-механических свойств пород продуктивной толщи, а также перекрывающих отложений, определяющих технологию проходки горизонтальных подземных горных выработок на участке.
- Рис. 1 Шугуровский битумный завод у подножия горы
Результаты исследований кернового материала были использованы при проектировании шахтного способа разработки условной залежи СВН размером 2D1 км. Для вскрытия шахтного поля намечены проведение трех выработок: вентиляционного, конвейерного и флангового вентиляционного стволов, а также проходка и подготовка вентиляционного и конвейерного штреков. Протяженность каждого из стволов – 1400 м. Прогнозируемая годовая добыча – 375 тыс. м3 нефтенасыщенной горной породы. Срок отработки всей залежи – 30,8 лет.
В расчетах рассмотрены два варианта отработки залежи:
- с использованием закладочного материала, что обеспечивает практически полную выработку залежи (96% доля извлекаемой породы) и исключает просадку выработанного пространства и нарушение целостности поверхностного горизонта;
- без использования закладочного материала (в данном варианте выпадают расходы на закладку, но практически в два раза снижается доля извлекаемой породы (49%) и нефти соответственно).
Период предоставления льгот по НДПИ законодательством РФ ограничен 10 годами, тогда как время на полную отработку залежи составит более 30 лет. Кроме того, в расчеты включены затраты на установки по извлечению нефти из отобранной породы и организацию наземной инфраструктуры для них.
Укрупненный расчет технико-экономической эффективности применения шахтного способа добычи для разработки залежей СВН ПАО «Татнефть» демонстрирует высокую капиталоемкость проекта и значительные убытки по операционной деятельности, что в итоге приводит к отрицательному экономическому эффекту.
Термошахтный способ разработки мелких по запасам залежей СВН
Решением проблемы рентабельной разработки небольших месторождений СВН является увеличение охвата пласта процессами теплового воздействия и дренирования пласта. Этого можно достигнуть высокой плотностью скважин и высокими темпами закачки теплоносителя, что также достигается высокой плотностью нагнетательных скважин. В то же время в связи со значительной стоимостью поверхностных скважин вскрытие месторождений СВН плотной сеткой скважин потребует больших капитальных и эксплуатационных затрат, которые могут не окупиться из-за небольших запасов нефти.
Продуктивный пласт возможно разбурить сверхплотной сеткой подземных практически горизонтальных скважин, стоимость которых на порядок ниже стоимости аналогичных поверхностных горизонтальных скважин, строительство которых производится из шахты. Этим достигается практически полный охват месторождения процессами теплового воздействия и дренирования пласта, обеспечиваются высокий КИН и темпы отбора нефти, которые превышают темпы отбора нефти на месторождениях легкой нефти.
Впервые в мире термошахтный способ добычи нефти был применен в промышленном масштабе на Ярегском месторождении высоковязкой нефти (Республика Коми). В 1968 г. начались опытные работы по применению паротеплового воздействия на нефтяной пласт в условиях нефтешахт (термошахтный способ), а с 1972 г. термошахтный способ был внедрен в промышленных масштабах [3–6].
Характеристика Ярегского месторождения. Пласт терригенный, глубина – 200 м, проницаемость – 2–3 мкм2, нефтенасыщенность – 0,87, пористость – 0,26. Вязкость нефти – 16000 мПа.с при начальной температуре пласта 6 °С. Плотность нефти в пластовых условиях – 933 кг/м3, в стандартных – 945 кг/м3. Газовый фактор 10–13 м3/т.
Этапы разработки Ярегского месторождения:
- 1932 г. – открытие;
- 1932–1943 гг. – опытные работы по добыче нефти через поверхностные скважины без воздействия на пласт. КИН составил 0,017. Разработка нерентабельна;
- 1939–1972 гг. – шахтная разработка без воздействия на пласт. КИН – 0,04
- 0,06. – Строительство первой шахты началось 9 июня 1937 г. Первая шахтная нефть получена в августе 1939 г.;
- 1972 г. по настоящее время – термошахтная разработка.
Разработка ведется блоками. По отработанным блокам КИН составляет 0,51 д.ед. при паронефтяном отношении 2,68 т/т. Среднее время отработки блока – 17–20 лет. Средняя толщина пласта 20 м. Отработка пласта ведется до толщины 6 м;
- 1998 г. – внедрение подземно-поверхностной системы термошахтной разработки. К настоящему времени по этой системе отработано два блока (1Т-2 и Юг-2бис). Средний КИН составляет 0,681 д.ед. при паронефтяном отношении 2,60 т/т. Срок разработки – 12,5 лет.
После внедрения подземно-поверхностной системы удельная проходка горных выработок сократилась в 8,6 раза (с 240 до 28 м/га), объем бурения подземных скважин в 8,3 раза (с 5,8 до 0,7 тыс. м/га).
На рис. 2 показаны системы термошахтной разработки, применяемые в настоящее время на Ярегском месторождении. При всех системах термошахтной разработки добывающие скважины бурятся из горных выработок. Все системы отличаются только способом закачки пара.
- Рис. 2 Системы термошахтной разработки, применяемые на Ярегском месторождении (одногоризонтная, подземно поверхностная м
комбинированная)
Одногоризонтная система. Пар закачивается в пласт через подземные нагнетательные скважины.
Подземно-поверхностная система. Пар закачивается в пласт через поверхностные нагнетательные скважины, которые пробурены вблизи границы разрабатываемого участка (блока). К забоям нагнетательных скважин пробурены подземные парораспределительные скважины, по которым осуществляется распределение пара по пласту. Вертикальная поверхностная скважина вместе с подземной парораспределительной скважиной представляют собой аналог поверхностной горизонтальной нагнетательной скважины, но стоимость их на порядок меньше.
Комбинированная система. Является комбинацией одногоризонтной и подземно-поверхностной систем. Пар закачивается как через подземные нагнетательные скважины, так и через поверхностные. Комбинированная система обеспечивает более равномерный и быстрый прогрев пласта. В 1977 г. нефтешахты Ярегского месторождения посетила делегация нефтяников из Канады. После этого на основании опыта Яреги на месторождении Атабаска была построена нефтяная шахта недалеко от форта Мак Муррей [7].
Характеристика нефтяной шахты на месторождении природного битума Атабаска. Пласт терригенный, глубина –150 м, проницаемость – 0,1–10 мкм2, битумонасыщенность – 0,85, пористость – 0,33. Вязкость битума – 5·106 мПа·с при начальной температуре пласта 7 °С. Плотность битума в пластовых условиях – 1014 кг/м3. Толщина пласта – 20 м. Начало проекта по разработке природного битума термошахтным способом датируется июлем 1984 г. Начало добычи нефти – 1987 г., окончание – 2000 г. Конечный КИН составил 0,7 д.ед. Паронефтяное отношение в литературных источниках не приводится, но проект признан успешным. Месторождение Ярегское относится к крупным, поэтому оно делится на блоки, которые отрабатываются параллельно или последовательно. Размер блока определяется длиной подземных скважин. В настоящее время протяженность подземных, практически горизонтальных скважин достигает 2000 м.
При разработке небольших месторождений все месторождение может представлять из себя один блок. На рис. 3 приведена принципиальная схема нефтяной шахты для разработки небольших месторождений.
- Рис. 3 Принципиальная схема нефтяной шахты для разработки небольших месторождений (1 блок)
С дневной поверхности проходятся два шахтных ствола – подъемный и вентиляционный, по которым производится проветривание горных выработок, а также спуск-подъем людей и грузов.
Внизу в районе стволов проходятся горные выработки рудного двора, в которых размещается трансформаторная подстанция, электровозное депо, склад взрывчатых веществ, насосная и другие службы, обеспечивающие работу шахты. От стволов проходят горные выработки, из которых бурят подземные скважины. Шахтная вентиляция обеспечивает проветривание горных выработок от стволов на расстояние до 5000 м, поэтому данная конструкция шахты может применяться и для крупных месторождений. В совокупности с достигнутой длиной подземных скважин 2000 м площадь, которая может быть охвачена разработкой, составляет 10·4+3,14·22 = 52,5 км2.
Если размеры месторождения небольшие, то возможно пройти только кольцевую галерею вокруг стволов протяженностью порядка 100 м и с нее разбурить всю площадь. В ПАО «Татнефть» выполнено технико-экономическое обоснование разработки двух небольших залежей СВН по термошахтной технологии. В таблице приводятся основные объекты обустройства залежей.
- Основные объекты обустройства залежей СВН для термошахтной разработки
Характеристика залежи СВН с условным номером 1. Пласт терригенный, глубина – 131,6 м, проницаемость – 2,31 мкм2, нефтенасыщенность – 0,576, пористость – 0,268. Вязкость нефти –11840 мПа.с при начальной температуре пласта 8 °С. Плотность нефти в пластовых условиях – 955 кг/м3. Разрабатываемая площадь – 1258 м2, средняя толщина – 10,8 м, запасы нефти – 2039 тыс. т. Газ отсутствует. Термошахтная разработка планируется по комбинированной системе, а по участку, где условия поверхности не позволяют бурить поверхностные нагнетательные скважины, – по одногоризонтной системе.
Характеристика залежи СВН с условным номером 2. Пласт терригенный, глубина – 65,7 м, проницаемость – 1,33 мкм2, нефтенасыщенность – 0,415, пористость – 0,275. Вязкость нефти –15189 мПа.с при начальной температуре пласта 8 °С. Плотность нефти в пластовых условиях – 982 кг/м3. Разрабатываемая площадь – 1180 м2, средняя толщина – 14,5 м, запасы нефти – 1851 тыс. т. Газ отсутствует. Термошахтная разработка планируется по комбинированной системе.
- Рис. 4 Технологические показатели термошахтной разработки залежей СВН
На рис. 4 приводятся технологические показатели термошахтной разработки залежей 1 и 2. Подземными скважинами охватывается вся нефтеносная площадь залежи в пределах изопахиты с двухметровой нефтенасыщенной толщиной. Согласно выполненным расчетам технологически эффективная термошахтная разработка залежей может продолжаться при добыче нефти более 25–30 тыс.т/год. Это соответствует сроку разработки 19–20 лет (без учета времени на проектные работы, строительство и бурение).
Термошахтным способом по залежи 1 возможно достичь КИН 0,73 за 29 лет при накопленном паронефтяном отношении (ПНО) более 3,7 т/т, для залежи 2 – соответственно 0,71 за 29 лет при более высоком накопленном ПНО – 5,1 т/т. Значительное отличие между залежами по ПНО связано с величинами нефтенасыщенности продуктивного пласта.
В малых толщинах пласта (менее 5 м) происходят огромные потери тепла в окружающие породы за счет теплопроводности, которые превышают 90–95% от закачанного тепла. Это приводит к высокому паронефтяному отношению и снижает энергетическую эффективность проекта. Для снижения влияния данного негативного фактора дополнительно рассмотрен вариант термошахтной разработки залежей СВН с вовлечением в разработку нефтенасыщенных толщин более 5 м в области пласта выше ВНК. Сопоставление результатов расчета с вариантами разработки в пределах 2 м показало, что существенное увеличение толщины пласта и сокращение площади разработки значительно повышает тепловую эффективность процесса и соответственно нефтеотдачу пласта.
Технико-экономическая оценка показала, что чистый дисконтированный доход (ЧДД) проекта разработки залежей СВН в обоих вариантах отрицательный. Реализация проекта не позволяет окупить суммарные инвестиции капитального характера.
Перспективы шахтных вариантов разработки
Одним из направлений повышения экономической привлекательности проекта термошахтной добычи являются автоматизация процесса управления разработкой залежи СВН с минимизацией ручного труда, а также снижение затрат на сооружение нефтяной шахты.
Горная выработка с пробуренными из нее подземными скважинами представляет собой аналог поверхностной разветвленной скважины, в которой роль основного ствола играет сама горная выработка. Одними из главных параметров при термической добыче нефти являются степень и равномерность разогрева пласта. Если на устьях подземных скважин установить датчики температуры добываемой жидкости (оптическое волокно), то по температуре жидкости можно определить (косвенно) степень разогрева участков пласта и на основе этого регулировать закачку пара по поверхностным нагнетательным скважинам.
Из сказанного выше следует, что процесс термошахтной добычи нефти можно автоматизировать. Управление системой работы поверхностных нагнетательных скважин производится по температуре добываемой жидкости. Далее следует, что нефтяную шахту можно закрыть или ликвидировать, а оставить только поверхностные откачивающие и поверхностные нагнетательные скважины и эксплуатировать месторождение как обычную горизонтальную скважину. За счет этого резко сокращаются эксплуатационные затраты на содержание шахты и соответственно персонал для обслуживания промысла.
Стоит понимать, что шахта нужна только для вскрытия пласта сверхплотной системой дешевых подземных скважин. С поверхности такую плотность создать практически невозможно из-за высокой стоимости.
Поэтому в случае автоматизации добычу на промысле можно продолжать даже при невысоких уровнях добычи, так как эксплуатируются только откачивающие скважины, которые экономически целесообразно эксплуатировать даже при дебитах 10–20 т/сут.
Шахтный способ добычи нефти без теплового воздействия возможно использовать и на месторождениях легкой нефти. Это доказано опытом разработки месторождений Пешельброн (Франция), Битце (Германия), Сарата Монтероу (Румыния), Хигашияма (Япония), по которым коэффициент извлечения нефти достигал 0,6–0,8.
В настоящее время по шахтной технологии разрабатывается месторождение легкой нефти Фридония (США, Канзас). Уровни добычи нефти в 1,5 раза превышают ранее достигнутые при разработке с поверхности.
Выводы
1. Для разработки залежей СВН шахтным способом по очистно-выемному методу необходимо снижение затрат на строительство и производство работ.
2. Шахтным способом (дренажный метод) можно разрабатывать месторождения легкой нефти, а также возможна повторная разработка уже закрытых месторождений.
3. Выполненные технико-экономические обоснования для залежей СВН с малыми запасами (порядка 2 млн т) показывают, что они могут быть объектами термошахтной разработки.
4. Коэффициент извлечения нефти при термошахтной разработке может до 2 раз превысить КИН по сравнению со скважинной разработкой с поверхности.
5. Одним из перспективных направлений снижения затрат на добычу СВН является автоматизация технологического процесса термошахтной технологии.
