Природный резервуар natural reservoir Коллектор и покрышка The

Природный резервуар natural reservoir Коллектор и покрышка The collector and the fluid sealing rocks

n В современном понимании природный резервуар- это часть нефтегазоносного комплекса (НГК), представляющая собой систему горных пород в пределах зоны профиля седиментации элементарного циклита (или нескольких соседних в разрезе циклитов), в которых могут реализоваться условия миграции и аккумуляции углеводородов (УВ). Он характеризуется следующими показателями: n типом коллектора; n соотношением коллектора с непроницаемыми (флюидоупорными) породами; n емкостью; n формой и условиями залегания; n гидродинамическими условиями и пластовой энергией.

2. Понятие «порода-коллектор» The collector Коллектор представляет собой геологическое тело различных формы, состава и происхождения, насыщенное водой и способное содержать в некоторой своей части промышленные объемы нефти и/или газа, сохранять их и отдавать при разработке. Это свойство коллектора обуславливается наличием в нем пористости, определяющей тот объем коллектора, который может быть наполнен флюидом, и проницаемости, обеспечивающей возможность движения флюидов при тех перепадах давления, которые возникают в пластовых условиях, и их гравитационное расслоение.

Пористость Porosity Пористость горных пород характеризуется наличием пустот (пор), заключённых в горных породах. Благодаря пористости горные породы могут вмещать (за счёт влияния капиллярных сил) жидкости и газы. 1 — минеральные зёрна, 2 — поровое пространство породы, занятое жидкостью или газом

Пористость Porosity К пористости не следует относить ёмкость каверн и трещин, характеризующих общую пустотность горных пород (ввиду влияния гравитационных сил).

Проницаемость Permeability В международной системе единиц (СИ) за единицу проницаемости принимается проницаемость такой породы, при фильтрации через образец которой площадью 1 м 2, длиной 1 м и перепаде давления 1 Па расход жидкости вязкостью 1 Па*с составляет 1 м 3/с. Размерность единицы – м 2

Проницаемость зависит n n от размера поперечного сечения пор формы каналов пор От характера сообщения между порами От трещинноватости породы. Проницаемость изучают n Лабораторным методом Гидродинамическими исследованиями скважин n Математическим моделированием n

Покрышка fluid sealing rocks Покрышка для залежи — комплекс пород с крайне низкими значениями проницаемости, перекрывающий продуктивный коллектор и препятствующий разрушению залежи.

Покрышка fluid sealing rocks

Экранирующая способность покрышек определяются их следующими свойствами: Литологический и минеральный состав Физико-химические особенности Глубина залегания Выдержанность по площади распространения и мощность

Глинистые породы – это самые распространенные покрышки для залежей нефти и газа. К тому же они характеризуются наиболее высокими содержаниями РОВ и поэтому являются основными нефтематеринскими свитами.

Соли – обладают высокой экранирующей способностью и определяют высокое качество соленосных региональных покрышек. Соли являются надежными покрышками и на глубине, так как с глубиной их пластичность растет.

Глинисто-карбонатные породы (тонкозернистые известняки, мергели и карбонатные глины) обладают худшими изолирующими свойствами из-за малой пластичности даже при небольших глубинах, а с глубиной они теряют свои свойства быстрее глин.

Сульфаты (ангидрит, гипс) - также встречаются среди пород–покрышек, так как способны поглощать воду и таким образом заполнять пустоты.

Классификация пород-покрышек Classification По площади распространения In the area of distribution Региональные Нефтегазоносная провинция Субрегиональные Нефтегазоносная область Зональные Нефтегазоносный район или зона нефтегазонакопления Локальные Отдельное месторождение По соотношению с этажами нефтегазоносности Межэтажные Перекрывают этаж нефтегазоносности в моноэтажных месторождениях или разделяют их в полиэтажных месторождениях Внутриэтажные Разделяют продуктивные горизонты внутри этажа нефтегазоносности

Классификация пород-покрышек По литологическому составу Однородные Состоят из литологически однородных пород Неоднородные Состоят из пород различного литологического состава

НЕТРАДИЦИОННЫЕ КОЛЛЕКТОРЫ UNCONVENTIONAL COLLECTORS принципиально отличаются от традиционных: • Низкой пористостью и проницаемостью вмещающей толщи • Рассеянным состоянием УВ • Непрерывностью скоплений • Отсутствием ВНК и других традиционных систем контроля (в т. ч. структурного)

Сланцевая нефть (shale oil)- это полностью «вызревшая» , но не ушедшая из материнской породы - нефтяных сланцев (oil shale) легкая нефть. Кроме этой жидкой нефти нефтяные сланцы содержат и органическое вещество (кероген), представляющее собой недозревшую нефть. 2 млн барр. /сут. жидких нетрадиционных УВ, что сегодня добывают в США – это, в основном, не сланцевая нефть, а нефть плотных пород (tight oil) и газовый конденсат, получаемый из сланцевого газа (shale gas) и газа плотных пород (tight gas)

Диаграмма соотношения нахождения нефти и газа в сланцевых и плотных породах

Виды скоплений природного газа Types of gas accumulations Источник: U. S. Energy Information Administration. - http: //www. eia. gov/oil_gas/natural_gas/special/ngresources. html (дата опубликования 27. 01. 2010) ВНИГРИ

Унифицированная схема распространения углеводородов в различных резервуарах (Total c дополнениями) ВНИГРИ

Битуминозные сланцы в США

Основные нефтегазоносные сланцевые формации в США.

Нефтеносные сланцы в России

Запасы сланцевой нефти в Иордании

Иные технологии для работы на сланцах применяют компании, ведущие добычу на формации Monterey в Калифорнии, которая, согласно оценкам Е 1 А, имеет самые крупные технически извлекаемые запасы сланцевой нефти (13, 7 млрд барр. ). ущественное снижение стоимости было достигнуто еще и за счет применения так называемого кислотного стимулирования скважин. суть которого заключается в закачке в пласт плавиковой или соляной (НС 1) кислоты. Кислотная стимуляция повышает контакт между стволом скважины и продуктивным пластом, так как очищает продуктивный пласт от продуктов загрязнения, попавших или образовавшихся в призабойной зоне в процессе вскрытия бурением, а также растворяет карбонатные минералы, такие как кальцит и доломит, тем самым повышая проницаемость и увеличивая дебит (скорость потока). Таким образом, в настоящее время базовой технологией освоения формации Monterey является бурение вертикальных скважин в сочетании с кислотной стимуляцией. Именно так работают Уепосо и Оху - основные компании этого региона.

Месторождения сланцевой нефти в Австралии

Месторождения сланцевой нефти Бразилии

n. Новые технологии используется для извлечения и газа и нефти n При этом если для газа, по сути, нет разницы в технологиях изучения и освоения между собственно сланцевым газом и газом в плотных коллекторах, то для нефти разница крайне существенна. n В США ведется разработка скоплений нефти уже генерированной из керогена, т. е. в условиях прошедшей или находящейся в нефтяном окне и пока не ведется разработка недозревшей нефти (начало намечено в США на 2017 г). При этом “непрерывные” скопления нефти могут быть как непосредственно в генерирующей толще, так и выше ее, либо латерально с ней совмещенными. n Добыча “сланцевой” нефти (не путать с tight) потребует еще более сложных технологий и будет возможна только при очень высокой цене нефти. ВНИГРИ

Сланцевая нефть в России доманиковые отложения Волго-Уральской нефтегазоносной провинции хадумская свита Предкавказья баженовская свита в Западной Сибири

Распространение основных чёрносланцевых (нефтегазоматеринских) формаций на территории России Цветом показан возраст рассматриваемых толщ, согласно геохронологической шкале): доманиковые отложения девонского возраста; 1 - с газовым насыщением; 2 -с нефтяным насыщением; 3 - границы Федеральных округов; 4 - границы нефтегазоносных провинций (НГП) ВНИГРИ

Условиями, определяющими нефтегазоносность углеводородных формаций являются: 1) высокое содержание в формации органического вещества, как правило, выше 2%; 2) соответствующая катагенетическая зрелость этого вещества; 3) ощутимое содержание в формации пород способных формировать трещинные коллекторы (примесь кварцевых алевролитов, кремнистого вещества, карбонатов); 4) пористость отложений не менее 5%, для того, чтобы сланец содержал достаточные для разработки объемы газа; 5) наличие перекрывающих и подстилающих толщ обеспечивающих удержание УВ флюидов в нефтематеринской формации. ВНИГРИ

Характеристика керна «оптимальных» газоносных сланцев: 1) 2) 3) 4) 5) 6) 7) 8) 9) 10) 11) 12) 13) морской генезис, органическое вещество II типа; TOC более 1. 00%; «газовое окно» , Ro более 1. 4%; нефтенасыщение менее 5% (So); Si более 30% и немного карбоната; неразбухающие глины; проницаемость менее 1000 м. Д; пористость менее 15%, в типичных от 4 до 7%; GIP (геолог. запасы газа) более 100 (bcf/section) млрд. куб. футов/секцию; органически богатая пелитическая порода мощностью более 45 м; сверхвысокое давление; скважины пробурены вдали от разломов и осложнений; непрерывная закартированная ресурсная система газоносных сланцев. ВНИГРИ

Площадь распространения термически зрелых материнских пород, генерирующих нефть формации Баккен, и вероятные пути ее миграции в бассейне Уиллистон [Pollastro et all. , 2011] ВНИГРИ

Схематический разрез центральной части формации Баккен [UND EERC, 2013] ВНИГРИ

Схематический стратиграфический разрез формации Баккен с указанием характера развития трещин в непрерывном коллекторе [Pollastro et all. , 2011] ВНИГРИ

Газосланцевая толща Barrnet также весьма схожа по условиям и истории образования с доманикитами Восточно-Европейской платформы и характеризуется схожим литологофациальным разнообразием ВНИГРИ

Формация Barnett Shale характеризуется разнообразным фациальным составом - черными сланцами, известняками (прослои до 60 м), карбонатными сланцами, доломитовыми и фосфатными сланцами. Представлены два разреза, на которых видно замещение фаций. ВНИГРИ

Сланцевая формация Игл Форд в Примексиканской впадине Отложения являются нефтематеринскими сильно битуминозными карбонатно-глинистыми породами, сформированными в условиях окраины шельфа и континентального склона в меловой период. На территории Примексиканской впадины преобладающими были нисходящие движения. Также в это время произошла активизация вулканической деятельности, которая обогатила откладывающиеся породы железом и магнием. Привнос терригенного материала происходил в виде илов, как продукт разрушения из центрального Техаса

Схематичный разрез мезо-кайнозойских отложений Западной Сибири Схема районирования ЗС НГБ с ареалом развития отложений баженовской свиты М 0 -1500 -3000 Баженовская свита: -4500 Площадь распространения – более 1, 000+ км 2, Глубина залегания увеличивается с юга на север: от 600 до 3800 м. Толщина ~ 10 -120 м, средняя – 30 м.

Уникальные свойства отложений баженовской свиты Выявление коллектора, способного отдавать нефть при существующих технологиях разработки, в разрезе баженовской свиты – одна из основных задач

Применение технологий множественного ГРП на горизонтальных скважинах в Северной Америке ГС с МГРП Добыча нефти из низкопроницаемых пластов США и Канады за счет применения ГС с МГРП (тыс. т/сут) 144 120 96 72 Проппант Гидроразрыв 48 Начало широкого внедрения ГС с МГРП 24 0 • • • Применение ГС с МГРП Низкопроницаемые пласты ( <0. 1 м. Д ) Длина горизонтального ствола 1000 -3000 м 15 -30 стадий ГРП В основном – поперечные трещины ГРП Создание зон повышенной трещиноватости в пласте за счет интенсивного воздействия на пласт

Особенности ГРП сланцевой нефти в США • Цель – изменить проницаемость пласта, увеличить зону дренирования скважин Скважина • Геомеханические свойства пласта играют ключевую роль для ориентации скважин и для выбора технологии ГРП Зона вторичной техногенной проницаемости Но… • 100 % низкопроницаемых запасов с применением ГС с МГРП в Америке эксплуатруются на режиме истощения без ППД • Средний КИН нефтяных месторождений ~ 10%

Технология проведения многозонного гидравлического разрыва пласта в горизонтальных скважинах Подвеска хвостовика (якорь-пакер) Обсадная труба Циркуляционные клапана(порты ГРП) Башмак с обратным клапаном Набухающийе пакера Цель : Вовлечение трудноизвлекаемых запасов УВ. При положительном результате изменение системы разработки на разработку системой ГС с МЗГРП. 58