Исследование процесса термического воздействия на образцы пород баженовской свиты

По оценкам разных специалистов геологические запасы нефти в отложениях баженовской свиты в Западной Сибири составляет от 0,8 до 2,1 трлн т, а извлекаемые запасы могут достигать нескольких десятков миллиардов тонн. Однако более чем тридцатилетний опыт разработки таких месторождений традиционными методами убедительно доказал, что добыча нефти на естественном режиме обеспечивает достижение коэффициента нефтеизвлечения на уровне всего лишь 3...5 % запасов нефти, содержащихся в пустотном пространстве. Вполне логично, что такая низкая эффективность добычи не может удовлетворять современным требованиям к разработке недр и потому привела к сворачиванию промысловых работ на таких объектах. Решение этого вопроса требует принципиально новых подходов [24].
Основные причины такого положения, по нашему мнению, заключаются в следующем. Баженовская свита представляет собой чрезвычайно сложный геологический объект, стратигафически классифицируемый как Ю0, основой которого является органоминеральный каркас из глинистых, кремнистых и карбонатных пород с высоким содержанием органического вещества (керогена). В разрезе баженовской свиты одновременно может быть представлено несколько литотипов породы [1] (до семи-восьми). Эти пласты характеризуются чрезвычайно низкой проницаемостью, открытая пористость редко превышает 5 %. Отличительная особенность этих пластов — повышенная температура, достигающая 140 °C; вышележащие пласты ачимовской пачки имеют температуру на уровне 85...90 °C, однако нижележащие пласты
Ю1 редко имеют температуру, превышающую 100 °C. По мнению большинства исследователей, отложения баженовской свиты — нефтематеринские породы [1, 2]. В результате взаимного влияния органической и минеральной составляющих породы при повышенных температурах и давлениях происходит преобразование твердого органического вещества (керогена) в жидкую нефть и газ. Однако те же условия (тонкое смешение пород и наличие значительных количеств глинистых минералов) создают трудности для эффективной фильтрации нефти и газа к добывающим скважинам. Здесь существуют многочисленные замкнутые объемы, поры, содержащие нефть и газ, которые не могут выйти наружу. В результате возникают зоны аномально высокого пластового давления, превышающего гидростатическое в 1,5...2,0 раза. С другой стороны, количество керогена, катагенетически готового для преобразования в нефть, чрезвычайно велико. Поэтому первоочередной технологической задачей становится создание условий ускоренного преобразования керогена в жидкие и газообразные продукты, с одной стороны, и создания каналов фильтрации для обеспечения продвижения как нативной (содержащейся в исходном поровом пространстве) нефти, так и полученной в результате ускоренного преобразования керогена «синтетической» нефти, а также газа к забоям эксплуатационных скважин.
Промысловые данные, полученные разными авторами при разработке месторождений баженовской свиты, показали, что такие важные для разработки параметры, как пустотность, начальный дебит и накопленная добыча, являются функцией пластовой температуры. Чем она выше, тем больше эти параметры [31].
Базируясь на результатах этих исследований, можно допустить, что наиболее перспективным направлением повышения эффективности разработки баженовской свиты, является использование тепловых методов воздействия на нефтенасыщенный коллектор, в частности термогазовый метод. При применении этого метода для разработки залежей нефти в пластах с "нормальной" открытой пористостью за счет термоокислительных процессов образуется вытесняющий агент, обладающий большей, по сравнению с водой, нефтевытесняющей способностью, а повышение давления в зоне протекания реакций приводит к увеличению дренирования залежи. Принципиальная отличительная особенность термогазового воздействия применительно к разработке керогенсодержащих пород баженовской свиты заключается в том, что тепло, генерируемое в результате внутрипластовых окислительных процессов, используется не столько для повышения эффективности извлечения легкой нефти из дренируемых зон (как это происходит при традиционной реализации этой технологии), сколько для прогрева низкопроницаемой матрицы, приводящего как к деструкции керогена, так и к образованию в ней техногенной трещиноватости. [29]Это, в свою очередь, обеспечит гидродинамическую связь зон пласта, в которых произойдет образование в результате термического воздействия нефти, с проницаемыми коллекторами, в роли которых выступают высококарбонизированные прослои.
Придавая большое значение освоению в ближайшей перспективе запасов трудноизвлекаемых и нетрадиционных видов углеводородного сырья, Правительство РФ включило в Федеральную целевую программу "Исследования и разработки по приоритетным направлениям развития научно-технологического комплекса России" научно- исследовательские и опытно-конструкторские работы по теме "Создание и внедрение инновационного технологического комплекса для добычи трудноизвлекаемого и нетрадиционного углеводородного сырья (кероген, битуминозные пески, высоковязкие нефти)". Ответственный исполнитель по Государственному контракту ОАО "РИТЭК". В настоящее время в ОАО "РИТЭК" ведется широкомасштабная работа по созданию технологии разработки нефтяных месторождений баженовской свиты на основе термогазового метода. Уже ведутся опытно-промысловые работы на экспериментальном участке Средне-Назымского месторождения [16].
Для обеспечения этой работы проводятся исследования процесса образования жидкой нефти вследствие термодеструкции керогенсодержащих образцов пород баженовской свиты. В данной работе представлены результаты изучения распределения органического вещества и карбонатсодержащих пород в разрезе пластов баженовской свиты Средне-Назымского месторождения и предложена методика изучения основных характеристик пласта для оценки возможности проведения эффективной его паротермической обработки.
Целью термических опытов в условиях автоклава было определение количества и состава углеводородов, образующихся при нагреве кернов, в зависимости от температуры. Такие данные позволяют, с одной стороны, оценить возможный потенциал приращения добычи за счет применения термогазового метода, а с другой - они необходимы для проведения математического моделирования процессов в пласте [16, 14].
Методики изучения процесса деструкции органического вещества керна баженовской свиты в автоклаве
Пиролитические исследования образцов исходных и термически обработанных кернов проводили на установке Rock-Eval 6 французской фирмы Turbo Vinci Technologies [20].
Литологические характеристики образцов исходных кернов из скв. 3000 Средне-Назымского месторождения предоставлены ГП "НАЦ PH им. В.И. Шпильмана".
Для изучения влияния термического воздействия на преобразование битуминозных пород использовали образец, приготовленный смешением нескольких образцов кернов преимущественно из низкопроницаемой матрицы скв

. 3000 Средне-Назымского месторождения. (осредненный образец). Интервал отбора — 2834...2850 м.
В табл. 2.2. приведены пиролитические характеристики образца, полученные по методу Rock-Eval.
Таблица 2.2.
Пиролитические характеристики осредненного образца керна Средне-Назымского месторождения (скв. 3000) по данным Rock-Eval
Интервал, м S1 S2 Сорг
S3
2834...2850* 4,56 37,42 Н.4 135,87
Примечание.
S1 — свободные углеводороды в керне, мг УВ/r породы;
S2 — нефтегенерационный потенциал, мг УВ/r породы;
Сорг — содержание органического углерода, %;
S3 — выход СО2 из минеральных источников (карбонаты),
мг СО2/г породы.
* Образец, использованный в термических экспериментах.
В табл. 2.3 приведены некоторые физико-химические характеристики керна, использованного в автоклавных экспериментах.
Таблица 2.3
Физико-химическая характеристика осредненного образца керна баженовской свиты Средне-Назымского месторождения (% мас)
Влажность,
Wa
Зольность,
Ad Сера общая, Std
Углерод,
Сdaf
Водород,
Hdaf
СО, карбонатов
0,77 73,9 6.19 17,4 1.43 14,49
В экспериментах использован вращающийся автоклав объемом 500 см3, в который загружали 100 г дробленого керна (фракции менее 1,0 мм) и 10 мл воды. Опыты проводили при температурах 200...400 °C в течение 2 ч. После охлаждения брали пробы газообразных продуктов и образцов термообработанной породы [20].
Из исходного и термообработанного керна выделяли жидкие продукты экстракцией спиртобензолом (1:4) в аппарате Сокслета. Компонентный состав жидких продуктов пиролиза (асфальтены, смолы, углеводороды) определяли по методике, описанной в. Газообразные продукты анализировали на хроматографе ЛХМ-8 МД с использованием колонок (NaX и силикагель КСМ, фракции 0,25...0,50 мм). Основные результаты приведены в табл. 3.3 - 3. 6 и на рисунке.
Характеристика исследуемых образцов
Состав образцов кернов, отобранных в интервалах 2834,42...2864,50 м и 3118,0...3135,4 м скв. 3000 и 3002 Средне-Назымского месторождения, соответственно приведен по результатам наших пиролитических исследований (методика Rock-Eval) с привлечением результатов описания шлифов, выполненных в ГП "НАЦ PH им. В.И. Шпильмана” (по скв. 3000).
Породы в кернах обеих скважин месторождения представлены в основном аргиллитами, кремнистоглинистыми и кремнисто-кальцитными разностями разной степени битуминизированности, пиритизированности с различным содержанием алевролитных и алевритных пород. Результаты описания 21 шлифа образцов керна из скв. 3000, выполненные в ГП "НАЦ PH им. В.И. Шпильмана”, показали, что основу большинства образцов (18 из 21) составляют аргиллит и его смеси со сцементированными мелкообломочными породами (алевролиты), с включениями кремнистых пород и известняков. Практически все аргиллитные образцы битуминизированы (до 20 %) и пиритизированы (до 10...20 %). Три образца (глубины отбора 2835,45; 2857,05 и 2861,50 м, соответственно) представлены в основном карбонатами (известняками и доломитами) [20].
В табл. 3.3 представлены результаты пиролитических исследований кернового материала скв. 3000 и 3002 методом Rock-Eval по толщине пласта.
Как следует из рассмотрения данных, представленных в табл. 3.3, органические и неорганические компоненты (карбонаты) распределены по разрезу пластов очень неравномерно. Содержание свободной нефти (Si) колеблется от - 0,2 до -0,8 % (1,8...8,2 мг УВ/г породы). Нефтегенерационный потенциал (S2) — от - 1,0 до 9,6 % (0,9...96,3 мг УВ/г породы)’. При этом общее содержание органического вещества меняется от 0,46 до 24,8 %. Количество СО2, полученного от разложения карбонатов, колеблется от 5,13 до 476,3 мг/кг породы, что соответствует содержанию в керне от - 10 до -100 % карбонатов (в расчете на доломит – CaxMg1-xCO3).
Некоторая неоднородность распределения компонентов пород проявилась также при проведении повторных анализов для двух разных кусков керна одного и того же образца. Разница в значениях нефтегенерационного потенциала достигала у отдельных образцов более 10 мг УВ/г породы, а содержание органического углерода (Сорг) — более 2,2 % (см. табл. 3.3, обр. № 11). В целом же повторные анализы с помощью аппаратуры Rock- Eval показали высокую надежность метода и сходимость результатов параллельных анализов.
Анализ представленных в табл. 2.4 данных позволяет разделить образцы кернового материала на три группы.
1. К первой следует отнести породы с величиной нефтегенерационного потенциала (S2) порядка единицы и имеющие в своем составе значительное количество карбонатов (S5 более 200 мг СО2/г породы). Типичным представителем этой группы является образец N° 2 (см. табл. 3.3). При описании шлифа этого образца специалистами центра им. В.И. Шпильмана, он был охарактеризован как известняк разнозернистый, алевритовый с глинисто-карбонатной цементирующей массой. В соответствии с классификацией [4] такие слои можно отнести к плотным карбонизированным трещиноватым прослоям (ПКТП). В процессе разработки месторождения именно по ним осуществляется движение флюидов, кроме того, они являются коллекторами нефти. К этой группе также можно отнести образцы N° 14 и 15.
Таблица 2.4
Пиролитические характеристики пород баженовской свиты Средне-Назымского месторождения (скв. 3000 н 3002) по данным Rock-Eval
Номер образца Интервал, м Расстояние от кровли, м S1 S2 Cорг
S5
Скважина № 3000
1 2834...2841 0,48 4,64 (Д)- 5,53 49,44 (Д) — 58,73 14.9КД)-16,97 75,53
2 2834...2841 1.27 1,72 (Д)- 1,97 0,86 (Д)- 0,91 0,46 —0,55 (Д) 476,30
3 2834...2841 1.73 1.69 (Д) — 2,29 12,50 (Д)—16,78 3,93(Д) —5,0 275,00
4 2841...2850 1,92 4,20 19,24 6,71 5.13
5 2841...2850 2,58 2,58 (Д) —4,92 41,39 —45,96 (Д) 11,92— 12,67 (Д) 9,53
6 2841...2850 4,35 1,80 9,32 3,27 293,33
7 2841...2850 6,78 5,50 6,72 2,86 27,87
8 2841...2850 7.35 6.78 (Д) — 7,70 10,24 (Д)—11,97 4.32 (Д) —5,36 2,93
Скважина 3002
9 3118...3124 0,84 2,99 14,16 5,52 9,90
10 3118...3124 3,78 8,18 96,29 24,76 11,37
11 3118...3124 4,65 4,81 (Д) —6,58 37,05 (Д) — 47,33 12,69(Д)— 14,95 55,73
12 3I24...3130 1.61 4.12 38,1 10,23 55,73
13 3130...3135,4 2.71 5,98 7,56 2,90 70,03
14 3130...3135.4 3,41 2.11 (Д) — 4,94 3,45 —5,40 (Д) 1,13 —2,21(Д) 451,73
15 3130...3135,4 3.85 2,38 2,35 0,99 215,97
16 313O...3135,4 5,22 3,65 18,41 7,19 4,03
2. Ко второй группе можно отнести образцы с величиной S2 порядка 20 и более (№ 1,4, 5, 9, 10, 11, 16). Это типичные нефтематеринские породы, которые следует рассматривать как низкопроницаемую матрицу. Они характеризуются высоким содержанием органического углерода (массовая доля больше 10 %) и значительным нефтегенерационным потенциалом.
3. К третьей группе относятся образцы с промежуточными значениями величин Сорг. и (можно обозначить как "midl"). В частности величина S2 находится в диапазоне 5...15 мг УВ/г породы (обр