Курс на карбонаты

Курс на карбонаты

Разработка карбонатных коллекторов в «Газпром нефти»

Текст: Александр Алексеев
Фото: Максим Авдеев, Руслан Шамуков, Александр Таран, Андрей Ростока
Инфографика: Татьяна Удалова

Объем нефти, добытой из карбонатных коллекторов в России, пока невелик. Однако уже в ближайшие годы разработка таких запасов станет насущной необходимостью, ведь к ним относится значительная часть еще не введенных в эксплуатацию месторождений, а также перспективных ресурсов. Для того чтобы найти оптимальные подходы к этим совсем непростым залежам, в «Газпром нефти» началась реализация технологической программы «Разработка карбонатных и трещиноватых коллекторов»

Вторые по значимости

Большая часть нефти и газа добывается из терригенных отложений. Коллекторы такого типа сформировались из снесенных ветрами и течениями обломков горных пород. Карбонатные коллекторы — вторые по распространенности — образуются в основном из останков разнообразных морских организмов — например, кораллов, планктона. Они остаются на том же месте, где когда-то обитали, и сохраняют значительно более сложную структуру, обусловленную их биогенным происхождением, а также процессами, которые происходят с ними на глубине.

Роль карбонатных активов в росте и поддержании объемов добычи компании со временем будет все более значительной

В отличие от достаточно инертных минералов, из которых состоят терригенные отложения, карбонаты (кальцит, доломит) очень активно вступают в реакции. В результате протекающие в них вторичные процессы (засолонение, перекристаллизация, доломитизация и др.) со временем меняют свойства породы и осложняют добычу нефти. Такой коллектор может остаться пористым, но если поры при этом не связаны между собой, движение скопившихся в них углеводородов к скважине становится практически невозможным.

Вторичные процессы могут протекать в породе неравномерно. В результате свойства коллектора будут существенно различаться в разных точках, и две скважины, пробуренные в непосредственной близости друг от друга, могут дать совершенно разный дебит.

Достаточно часто в результате тектонических процессов, при образовании геологических разломов и складок в карбонатных пластах возникают трещины. Они могут пронизывать пористый каркас коллектора (так называемую «матрицу») в разных направлениях, разделяя его на отдельные фрагменты — блоки. В таких случаях образуется «двойная среда» (см. рис.), так как фильтрация нефти через коллектор происходит и по блокам породы, содержащим поровое пространство, и по разделяющим их трещинам (трещинное пространство). В этих двух видах пустот движение нефти подчиняется разным законам, поэтому наличие «двойной среды» необходимо учитывать при разработке.

«Двойная среда» карбонатного трещиноватого коллектора

С одной стороны, трещины повышают проницаемость коллектора, что обеспечивает лучшие притоки нефти. Это стараются использовать, пытаясь предсказать развитие зон повышенной трещиноватости и буря в них скважины. С другой — они могут создавать дополнительные проблемы, например, притягивать к скважинам воду и газ.

Серьезные перспективы

Трещиноватые пласты-коллекторы известны почти так же давно, как существует сама нефтяная отрасль. Понятие «трещинная пористость» было введено геологом Е. Б. Эндрюсом всего лишь через два года после того, как Эдвин Дрейк пробурил первую в США нефтяную скважину. В 1861 году он писал о связи трещин и аккумуляции углеводородов в пласте, а также показал, что существует прямая зависимость между величиной добычи нефти и количеством трещин. Однако вновь интерес к такого рода коллекторам вернулся лишь в начале 1950-х годов в связи с открытием залежей Спраберри в Западном Техасе и гигантских месторождений на Ближнем Востоке.

В настоящее время 60% запасов нефти в мире сосредоточено в карбонатных залежах. К этому же типу относится и большинство новых открытий. Больше всего нефти из таких месторождений добывают в регионе Персидского залива.

Что касается «Газпром нефти», в карбонатных коллекторах заключены 43%, или 577 млн т. извлекаемых запасов компании. Извлечено пока лишь 18 млн т. — всего 3% от начальных извлекаемых запасов (НИЗ). Для сравнения: накопленная добыча на терригенных коллекторах «Газпром нефти» составляет 68% от НИЗ. Это означает, что роль карбонатных активов в росте и поддержании объемов добычи компании со временем будет все более значительной.

Среди активов «Газпром нефти» карбонатные коллекторы представлены на Приразломном месторождении в Печорском море, на месторождениях Бадра и Саркала в Ираке, месторождении Турия в Сербии, Урманском, Арчинском и Южно-Табаганском месторождениях «Газпромнефть-Востока», на Восточном участке Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения (ВУ ОНГКМ), Капитоновском и Балейкинском месторождениях «Газпромнефть-Оренбурга», в крупных перспективных проектах Чона и Куюмба в Восточной Сибири и еще в целом ряде объектов, находящихся на стадии геолого-разведочных работ. С карбонатами связывают серьезные перспективы развития ресурсной базы компании в разных регионах.

Неприступная порода

В отрасли накоплен огромный арсенал методик и технологий, которые в большинстве случаев позволяют эффективно осуществлять поиск наилучших по качеству запасов терригенных коллекторов, а также управлять процессами добычи из них углеводородного сырья. Однако они начинают работать значительно хуже, когда речь заходит о карбонатах.

Наиболее частые проблемы, с которыми сталкиваются нефтяники, — это «сухие» скважины рядом с высокодебитными, быстрое обводнение скважин, прорывы газа, стремительное падение добычи. Эффективная разработка невозможна, если подходить к таким залежам с традиционным набором инструментов сейсморазведки, геофизических исследований скважин (ГИС) и геологического моделирования.

Типичные проблемы при разработке карбонатных коллекторов — быстрое обводнение скважин, прорывы газа, стремительное падение добычи

«Многие факторы и силы, которыми можно было пренебречь при исследовании и моделировании традиционных терригенных коллекторов, становятся важны», — объясняет начальник управления перспективных проектов «Газпромнефть НТЦ» Сергей Нехаев. Трещины могут быть длинными и короткими, частыми и редкими, идти параллельно или пересекать друг друга. От этого зависят размеры и форма отдельных блоков, на которые они делят породу — матрицу, а это, в свою очередь, влияет на соотношения разных сил (капиллярных, гравитационных), которые воздействуют на флюиды в коллекторе во время добычи нефти. Важно понимать и то, содержится ли нефть преимущественно в порах или в трещинах, а также какая из этих двух сред определяет фильтрацию нефти — ее движение в коллекторе во время добычи.

Характерная особенность некоторых трещиноватых коллекторов состоит в том, что нефть может двигаться в них только в определенных направлениях — вдоль трещин. Это явление называют анизотропией. Если трещины, пронизывающие нефтяной пласт, уходят выше или ниже него в газовую шапку или водоносный слой, по таким разломам к нефтяным скважинам может прорываться газ или вода. Большое влияние на добычу оказывает и раскрытость трещин, которая может меняться при изменении давления. Учет всех этих особенностей карбонатных коллекторов требует очень высоких компетенций инженеров-нефтяников и тщательного подбора технологий для того, чтобы разработка таких запасов была эффективной. Для выявления трещиноватости и определения ее характеристик используют современные геофизические исследования скважин, нестандартные методики обработки и интерпретации данных сейсморазведки, специализированные исследования керна и гидродинамические исследования скважин.

Помимо трещин еще один важный фактор, влияющий на добычу и, в первую очередь, на подход к организации системы поддержания пластового давления, — смачиваемость коллектора. Породы бывают гидрофильными и гидрофобными. В первом случае вода хорошо смачивает поверхность породы, растекается по ней, образуя пленки. Во втором — наоборот, собирается в капли, будто бы отталкиваясь от поверхности. Обычно гидрофобные породы лучше смачиваются нефтью, чем водой.

Большинство карбонатных коллекторов — как раз гидрофобные или смешанного типа. Это означает, что в карбонатах для поддержания пластового давления и вытеснения нефти вода подходит плохо: нефть вытесняется только из крупных и средних пор, а в мелких ее удерживают капиллярные силы, вода между тем может прорваться к скважинам. Коэффициент извлечения нефти (КИН) при использовании традиционных методов повышения нефтеотдачи на таких коллекторах будет заметно ниже средних показателей. Для улучшения смачиваемости пород могут быть использованы различные химические добавки — растворы щелочных реагентов, поверхностно-активные вещества и др.

На собственном опыте

Хотя «Газпром нефть» уже ведет добычу на карбонатных месторождениях, опыта работы пока не очень много. А главное, его трудно тиражировать, так как характеристики коллекторов сильно различаются от актива к активу. К примеру, коллектор на Приразломном месторождении — высокопористый и слаботрещиноватый, по свойствам — близкий к традиционному терригенному, поэтому специфических проблем, связанных с большинством карбонатов, здесь не возникает.

Карбонатный коллектор на Приразломном месторождении по своим свойствам близок к традиционному терригенному

На месторождении Бадра трещиноватость также отсутствует. Скважины здесь функционируют в фонтанном режиме и с высокими дебитами. Правда, для этого приходится обрабатывать их кислотой. «Из-за специфики коллектора и применяемых на нем технологий бурения без проведения большеобъемных кислотных обработок скважины не работают, — отмечает начальник управления геологии и разработки зарубежных и совместных активов „Газпромнефть НТЦ“ Алексей Бородкин. — Такой подход позволяет добиться снижения скин-фактора (см. справку) скважин до сопоставимого с эффектом от проведения ГРП на терригенных коллекторах Западной Сибири». Сейчас идет работа над усовершенствованием этой технологии: кислотные обработки станут селективными.

На месторождении Саркала в иракском Курдистане, напротив, трещиноватость играет существенную роль. Поэтому здесь помимо кислотных обработок тестируются новые подходы к моделированию двойной среды и прогнозированию ее свойств.

Различные методы интенсификации добычи были опробованы на Восточном участке ОНГКМ, который, как и Саркала, представлен каверно-порово-трещиноватыми коллекторами. Так, в 2015 году кислотный гидроразрыв пласта (см. справку) был проведен на 11 скважинах месторождения. В 2016 году впервые в российской нефтегазовой отрасли здесь был реализован многостадийный ГРП с использованием так называемого самоотклоняющегося кислотного состава. Такой состав способен превращаться в гель и закупоривать уже образованные трещины, направляя оставшуюся кислоту к другим зонам пласта и увеличивая таким образом зону обработки. Впоследствии при реакции с углеводородами вязкость геля падает, и он вымывается вместе с нефтью в скважину. Полученный за счет применения этой технологии эффект позволит увеличить дебит скважин на 50%.

Для «Газпромнефть-Востока» Урманское месторождение стало первым карбонатным активом, разработку которого начали еще в 2007–2008 годах. Полученный здесь опыт в дальнейшем был учтен на Арчинском месторождении, что позволило избежать многих ошибок и осложнений. «Проблемы, с которыми мы столкнулись на Урманском, а позднее на Арчинском месторождениях, — это катастрофические поглощения бурового раствора, постоянные аварийные ситуации при бурении, высокое газосодержание пласта, — рассказывает Анатолий Верин, главный геолог „Газпромнефть-Востока“. — Чтобы избежать таких ситуаций, была применена схема бурения на обсадных трубах».

Кроме того, высокая скорость движения жидкости по системе трещин внутри пласта создавала риск прорывов воды к скважинам. Как показывали трассерные исследования в нагнетательных скважинах, скорость движения флюида могла достигать почти двух километров в сутки. «Когда на Арчинском месторождении начались опытно-промышленные работы, мы постарались все это учесть, — продолжает Анатолий Верин, — поменяли схему бурения и технологию заканчивания. Так, если на Урманском месторождении все скважины наклонно-направленные, то на Арчинском стали бурить горизонтальные скважины, что позволило уменьшить их количество, увеличить дебит и вскрыть больше трещиноватых зон в пласте».

Кислотный многостадийный ГРП, который проводился на горизонтальных скважинах Арчинского месторождения, повысил их продуктивность на 30–50%. Однако пока разработка идет в чисто нефтяных зонах. Выход в подгазовую зону потребует дополнительных мер, чтобы не допустить прорывов газа к скважинам при интенсификации притока.

Специфика сербского месторождения Турия — в высоких температурах пласта. Для ГРП здесь приходится использовать специальные высокотемпературные жидкости. К настоящему времени на месторождении были пробурены две горизонтальные скважины с многостадийным ГРП.

Уже есть некоторый опыт по строительству многозабойных скважин на карбонатных месторождениях. Так, несколько скважин с двумя стволами было пробурено на месторождении Куюмба, а на Арчинском месторождении рассматривается вопрос о бурении скважины «фишбон» (см. справку).

Скин-фактор — параметр, характеризующий снижение проницаемости призабойной зоны и, соответственно, добычи в скважине по сравнению с естественной проницаемостью пласта. Проницаемость может ухудшиться в результате разно-образных повреждений и других проблем при бурении. Нулевой скин-фактор соответствует идеальной скважине, положительный — свидетельствует о снижении проницаемости, отрицательный — достигается дополнительными средствами стимуляции пласта (ГРП, кислотная обработка).

Кислотная обработка — метод очистки призабойной зоны скважин от загрязнения в процессе бурения, цементажа обсадной колонны или при эксплуатации скважины. Для проведения кислотных обработок используют раствор соляной кислоты (реже — других кислот) с различными добавками (поверхностно-активные вещества и др.). При селективных кислотных обработках каждый пропласток в скважине обрабатывается отдельно, что позволяет повысить эффективность процедуры.

Кислотный гидроразрыв пласта — ГРП, при котором вместо жидкости с проппантом (расклинивающим агентом) используется специальная кислота. За счет высокого давления она также формирует трещины в пласте, но при этом еще и очищает стенки скважины от остатков бурового раствора, который мешает притоку нефти. После начала добычи кислота полностью вымывается из скважины нефтью.

«Фишбон» — многозабойная скважина, у которой от одного горизонтального ствола в разные стороны отходят многочисленные ответвления. По форме она напоминает рыбий скелет (англ. fishbone), из-за чего и получила свое название. Такой дизайн позволяет существенно увеличить охват нефтенасыщенных участков пласта по сравнению с традиционной горизонтальной скважиной и при этом требует меньшего объема буровых работ, чем строительство отдельной скважины на каждый горизонтальный ствол.

По программе

Для успешной работы с карбонатным — в особенности трещиноватым — коллектором, в отличие от типового терригенного, нужно комплексировать большой объем разнообразных данных. Задача новой технологической программы — найти оптимальный набор методов и инструментов, которые позволят наиболее эффективно работать с такими разнообразными и непредсказуемыми коллекторами.

В программе выделено три технологических вызова. Первый — управление смачиваемостью — связан с поиском методов повышения нефтеотдачи для гидрофобных пластов. Второй — управление фильтрацией в двойной среде — затрагивает вопросы о том, как управлять потоками нефти в сложном по структуре карбонатном коллекторе, какие данные необходимо учитывать, выбирая места для скважин, определяя режимы разработки и т.д. Третий вызов — повышение достоверности прогноза фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) — связан с поиском методов определения наиболее перспективных для бурения зон коллектора.

На решение этих вызовов направлены 12 технологических проектов, два из которых уже запущены. Так, на месторождении Куюмба началась реализация пилотного проекта по моделированию трещиноватости и определению зон, в которых лучше всего размещать скважины. А Чонский актив с его сложными засолоненными коллекторами стал пилотным для реализации проекта по интенсификации притока: здесь будут искать наиболее эффективные способы заставить породу отдать нефть.

Успешная разработка карбонатных коллекторов требует развития компетенций специалистов

В программе также обозначены этапы развития внутренней экспертизы по разработке карбонатов в «Газпром нефти». Для наращивания собственных компетенций компания взаимодействует с российскими и зарубежными нефтяными и нефтесервисными компаниями, а также с мировыми центрами экспертизы по карбонатным коллекторам.

«Первоочередная задача — повысить наши компетенции до уровня развития отрасли, — отмечает Андрей Яковлев, начальник департамента новых технологий по геологии и разработке „Газпромнефть НТЦ“. — У нас уже есть определенный опыт работы на карбонатных коллекторах, но пока он позволяет лишь сформулировать основные проблемы и вызовы. Нам нужно научиться правильно ставить задачи, чтобы получить максимальный эффект от сотрудничества с нефтесервисными компаниями и применять на наших активах оптимальные технологии».

Согласно программе, дополнительные вовлекаемые запасы на карбонатных и трещиноватых коллекторах в результате ее реализации составят 110 млн т. При этом за счет повышения эффективности бурения и уточнения геологической основы капитальные затраты удастся снизить на 10 млрд руб.

ЧИТАЙТЕ ТАКЖЕ