Обоснование технологических решений по разработке месторождений Сирии с высоковязкими нефтями

Сирийская Арабская республика, расположенная в северной части Аравийского полуострова, не входит в число крупных нефтедобывающих государств Ближнего и Среднего Востока. К настоящему времени в Сирии выявлено 105 нефтяных и газовых месторождений, в разработке находится 17 месторождений. По разведанным запасам нефти она занимает одно из последних мест в регионе (340 млн. т) при добыче 30 млн. т/год. Запасы газа также оценены и составляют всего 235 млн. м3 при добыче газа 4,4 млн. м3/год (данные на 1.1997 г).

Нефтепоисковые работы на территории Сирии стали проводиться с 30-х гг. Первоначально они осуществлялись силами Iraq Petroleum Co. (IPC) и долгое время не давали положительных результатов. Лишь в 1956 г. американская компания Menholl открыла первое нефтяное месторождение Карачок, а в 1959 г. западногерманская фирма German Concordia обнаружила самое крупное месторождение страны Суэдия. После этих открытий правительство создало Syrian General Petroleum Co. (SGPC), призванную осваивать открытые месорожденияв конце 60-х г. SGPC открыла несколько месторождений, в том числе месторождение Джибисса.

В 1974 г. SGPC была преобразована в государственные компании: Syrian Petroleum Co. (SPC) — для проведения поисково-разведочных работ и подготовки к разработке новых месторождений, Syrian Crude Oil Transport Co. — для развития трубопроводной сети. До 1982 г. наряду с SPC поисково-разведочные работы осуществляли румынская Rompet-rol, американские Tripco (на шельфе Средиземного моря), Syrian American Oil Co. (Samo-co), Pecten Syria Petroleum Co., Challenger Desert Oil of Panama (Chadoil), Marathon Oil Co.

В 1982 — 1984 гг. нефтепоисковые работы продолжали только две иностранные компании — Marathon Oil Со. и Pecten Syria Petroleum Co. Первая из них в 1982 г. обнаружила газо-конденсатное месторождение Шерифе в 160 км к северо-востоку от Дамаска, а вторая в 1984 г. в районе Деризола открыла нефтяные месторождения Тайем и Шоля. В 1985 г. для разработки месторождения Тайем была создана новая компания Al Furat. Oil Co., объединяющая SPC, Pecten Syria Petroleum Co., Deminex u Shell Syria Petroleum Co.

В последнее десятилетие в центральной и южной, наиболее перспективных частях Евфратской впадины и в пределах восточного окончания Пальмарид геологоразведочные работы и разработку нефтяных месторождений осуществляет компания Pecten, а в пределах юго-западного замыкания Пальмарид — компания Marathon.

SPC осуществляла работы на северо-востоке и севере страны (Месопотамский прогиб, Алеппское поднятие), а также в районах Сирийской пустыни. Основные усилия были направлены на эксплуатацию и доразведку ранее открытых месторождений и выявление новых залежей. Около 100 тыс. км2 земель остаются открытыми для поисково-разведочных работ.

В результате проведенных в последние годы поисково-разведочных работ выявлено около 20 нефтяных и газовых месторождений, большая часть которых по запасам относится к категории мелких. Наиболее значительным открытием является обнаружение крупного месторождения высокосортной нефти Тайем и Евфратский нефтегазовый район. Все месторождения в Сирии сосредоточены в 5 нефтегазоносных и газоносных районах (Евфратском, Алеппском, Пальмирском, Джибиссинском и Румеланском). Диапазон промышленной нефтегазоносности охватывает большую часть мезозойско-кайнозойского разреза — от триасовых до неогеновых отложений включительно. Регионально нефтегазоносными являются триасовый, верхнемеловой и эоценолигоценовый комплексы. Основные запасы (80%) нефти сосредоточены в отложениях верхнемелового комплекса, представленных мощными толщами доломитизированных известняков с незначительными прослоями глин и песчаников. Все открытие в верхнемеловых отложениях скопления — нефтяные. Лишь на отдельных структурах в Месопотамском прогибе выявлены газонефтяные залежи.

В эоцен-олигоценовом комплексе, сложенном преимущественно карбонатными породами, выявлены нефтяные, газовые и нефтяные с газовыми шапками залежи. К отложениям триасового комплекса, представленным чередованием глинисто-карбонатных образований с регионально выдержанными толщами эвапоритов, приурочены преимущественно нефтяные, а в наиболее погруженных областях — газоконденсатные залежи. Глубина залегания продуктивных горизонтов изменяется в отложениях триаса 2850 — 3500 м, верхнего мела 1700 — 2800 м и эоцен-олигоцена 550 — 1050 м. Нефти верхнемеловых и эоценолигоценовых отложений преимущественно тяжелые (905 — 940 кг/м3) и высокосернистые 2.

3,9 — 4,8%). В триасовых породах нефти средней плотности (887 — 893 кг/м), малосернистые (0,62 — 0,93%).

Большая часть месторождений находится на северо-востоке страны и в тектоническом 0|р (c)шёнии приурочена к Месопотамскому краевому прогибу и Евфратской депрессии. Небольшие по запасам газовые месторождения открыты в пределах Пальмирской складчатой зоны. Ряд нефтяных месторождений обнаружены на юго-восточном склоне Алеппского поднятия. Все выявленные месторождения нефти и газа приурочены к антиклинальным складкам.

В Месопотамском прогибе, который на территории Сирии заходит своей северо-западной центриклиналью, обнаружено до 20 месторождений в том числе Суэдия — самое крупное месторождение страны (начальные извлекаемые запасы 280 млн. т нефти). Залежи углеводородов выявлены преимущественно в верхнемеловых (свиты «массив» и «шираниш») и триасовых (свиты «бутма» и «курачине-доломит») отложениях на глубинах 1700 — 2800 и 2850 — 3500 м соответственно. Основным продуктивным горизонтом является свита «массив» .

Евфратская депрессия, располагающаяся вдоль р. Евфрат от границы с Ираком, в настоящее время является наиболее перспективной на нефть и газ районом Сирии. Здесь выявлено более 15 нефтяных и нефтегазовых и одно газовое месторождение, в том числе месторождение Тайем с извлекаемыми запасами нефти 50 — 70 млн.т. Продуктивны олиго-цен-нижнемеловые известняки свит «шилу» и «евфрат» на глубине 800 — 1000 м и нижнемеловые песчаники свиты «рутба» на глубине 2900 — 3000 м.

В пределах Пальмирид залежи газа обнаружены в триасовых отложениях (группа «мулусса») на глубине от 2000 до 3200 м. Нефтяные залежи с очень вязкой тяжелой нефтью выявлены в сеноманских отложениях свиты «джуди-хайян» на глубине 900 — 1300 м и с нефтью средней плотности (887 — 892 кг/м3) — в триасе (группа «мулусса») на глубине 2200 — 2950 м. На крайнем северо-востоке Пальмирид известны выходы на поверхность скоплений асфальта в песчаных отложениях олигоцена. На юго-восточном склоне Алеппского поднятия залежи нефти связаны с триасовыми отложениями (группа «мулусса») на глубине 1400 — 1700 м. Обнаружена также высоковязкая нефть (месторождение Ваххаб) в отложениях свиты «хайян» мелового возраста на глубине 500 — 800 м .

В число нефтедобывающих стран Сирия вошла в 1968 г. Максимальные уровни добычи были получены в 1970 — 1980 гг. 25 — 30 млн. т, из них основная добыча приходится на Евфратский район (компания AL Furat Oil Со.) и на Румеланский район (SPC). Значительно меньшая добыча приходится на Джибиссинский и Алеппский районы. Добычу нефти в последних районах обеспечивает национальная компания SPC, которая разрабатывает 12 месторождений, характеризующихся тяжелыми и высоковязкими нефтями, в значительной степени выработанными и обводненными (до 40 — 65%). В Румеланском районе к ним относятся прежде всего наиболее крупные нефтяные месторождения страны Суэдия и Карачок, а также более мелкие месторождения Саид-Зураб-Бабаси, Али-ап и Румелан с основной продуктивностью в меловых отложениях свиты «массив». В Джибиссинском районе развиты в основном нефтегазовые месторождения, где тяжелые нефти (ТН) слагают подгазовые залежи и нефтяные оторочки в свитах «шилу» и «джадала» (олигоцен-н.миоцен) месторождений Джибисси, Гбейбе, Тишрин и др. Кроме указанных в рассматриваемых районах известны многочисленные более мелкие месторождения с запасами ТН, многие из которых слабо или совсем не освоены. Большинство этих месторождений имеют запасы < 1млн т (м-ния Шейх-Мансур, Тен-Брак, Вахаб, Амала и др.).

Перспектива дальнейшего освоения месторождений тяжелых нефтей зависит от улучшения их разработки, применения новейших достижений для решения многих геологических и технологических задач. Прежде всего, требуется улучшение проектируемых систем разработки ТН путем более полного привлечения всей геологической, геофизической и промысловой информации для полного учета особенностей строения залежей, распределения и характера коллекторов и продуктивности скважин. Не менее важным является вопрос изменения свойств нефтей в пределах залежей в пластовых и поверхностных условиях, включая вязкость, плотность, содержание смол, асфальтенов и т. д.

Предстоит оценить условия применения различных систем заводнения, возможность использования для разработки методов нестационарного заводнения, форсированного отбора жидкости, барьерного и площадного заводнения на газонефтяных залежах (пласты «шилу», «джадала»). Важной задачей остается проблема эффективной разработки малопродуктивных залежей с высокой неоднородностью коллекторов как по разрезу, так и по площади. Требуется продолжить исследование по оптимизации сетки скважин с учетом распределения удельных запасов, по вопросу переноса фронта нагнетания, разрезания залежей, оптимизации давления нагнетания на устье скважин. Весьма важными являются процессы совершенствования первичного и вторичного вскрытия продуктивных пластов и применения для повышения продуктивности скважин различных способов обработок призабойных зон, включая физико-химические, тепловые, комбинированные и Др.

• Цель исследований — обоснование технических решений по разработке месторождений Сирии с высоковязкими нефтями и низкопроницаемыми коллекторами. С этой целью в работе проанализированы критерии, контролирующие особенности условий залегания, формирования и разработки месторождений ТН в низкопроницаемых коллекторах, выделены типы месторождений ТН и дифференцированно определены по районам главнейшие показатели, влияющие на методы разработки и величину КИН. Научная новизна:

1. Выполнен анализ геологического строения и нефтегазоносности Северо-восточной Сирии;

2. Установлены закономерности размещения месторождений ТН по нефтегазоносным районам Сирии;

3. Проведены расчеты по математическим моделям оценки коэффициента извлечения нефти месторождений Сирии (на основании статистических зависимостей аналогов месторождений России) при увеличении температуры до 140° С;

4. Обосновано применение метода закачки горячей воды для довытеснения высоковязких нефтей месторождений Сирии;

5. Создана экспериментальная установка высокого давления для исследования влияния на коэффициент извлечения нефти при повышенной температуре;

6. Проведены лабораторные исследования довытеснения нефти горячей водой и раствором щелочи при температуре 110 °C.

Автор выражает глубокую благодарность доктору технических наук профессору Мищенко И. Т., кандидату технических наук Губанову В.Б.-научным руководителямдоктору технических наук Хавкину А. Я. за помощь при выполнении исследований и анализе первых результатовдоктору технических наук профессору Горбунову А. Т., доктору технических наук Малофееву Г. Е., доктору технических наук Юдину Г. Т., доктору технических наук профессору Сахарову В. А., профессору Палию А.О.- кандидату технических наук Мухову В. Т., кандидату технических наук Юсуповой З. С. за помощь в проведении исследований и обсуждение результатов работы, а также автор выражает благодарность коллективу научно-производственного центра (РМНТК «нефтеотдача»), где выполнялись лабораторные исследования, сотруднику СНКдоктору Резколлах М., оказавшему помощь в сборе первичных материалов по рассматриваемым в диссертации нефтяных месторождений.

Основные выводы:

1. Среди нефтей Сирии значительную долю составляют тяжелые нефти, характеризующиеся значительными колебаниями физико-химических свойств: плотности, вязкости, содержания асфальтенов, смол и серы: вязкость нефти колеблется от 28 мПа. с (свита Джадала) при пластовой температуре 60° С до 5000 мПа. с (свита Шилу) при температуре 20° С, проницаемость всех коллекторов месторождений тяжелой нефти Сирии в среднем составляет 0.1−0.25 мкм2, содержание (в среднем значении) асфальтенов 19.7%, смол 13.6%, парафина 2.5%, что в значительной степени предопределяет и особенности выработки запасов таких нефтей.

2. Проведены расчеты по математическим моделям оценки коэффициента извлечения нефти месторождений Сирии (на основании статистических зависимостей аналогов месторождений России) при увеличении температуры до 140° С.

3. Обосновано применение метода закачки горячей воды для довытеснения высоковязких нефтей месторождений Сириитермическое воздействие на нефтяные пласты и его сочетание с другими нетермическими методами при правильном выборе объектов обеспечивает повышение нефтеотдачи на 10 — 15% по сравнению с разработкой без такого воздействия. Эти методы являются эффективным средством интенсификации добычи нефти и увеличения нефтеотдачи, особенно в залежах с осложненными физико — геологическими условиями (повышенная вязкость нефти, высокое содержание парафино — смолистых веществ и т. д.), где другие методы воздействия оказьюаются мало эффективными для доотмыва остаточной нефти.

4. Создана термостатированная установка и экспериментальная методика для физического моделирования процесса довытеснения высоковязких нефтей горячей водой.

5. Подобраны коллекторские свойства модели, а также модели пластовой воды и нефти, отвечающие по основным параметрам свойствам реальных коллекторов и флюидов.

6. Экспериментально доказан технологический эффект от закачки горячей воды при довытеснении нефти, а также эффект последующего применения термощелочного заводнения. При проведении экспериментальных исследований процесса довытеснения нефти горячей водой при 110 °C коэффициент вытеснения нефти увеличился на 16.16%. На третьем этапе нефть довытеснялась раствором щелочи ЫаОН). В результате доотмыва дополнительно добыто еще 7.78% нефти. Суммарный прирост коэффициента вытеснения составил почти 24%.

7. При нагнетании теплоносителя через нетеплоизолированную колонну труб приглубине до 2000 м потери тепловой энергии могут составить от 16% (при продолжительности нагнетания жидкости 12 мес.) до 26.7% (при продолжительности нагнетания 1 месяц). Это подтверждает настоятельную необходимость щирокого внедрения надежных конструкций теплоизолированных труб для нагнетания в пласт теплоносителей.

8. С увеличением давления нагнетания горячей воды при глубине более 2000 м и соответственно температуры кипения воды, взаимная растворимость пластовой нефти и закачиваемой воды возрастает, приводя к более полному нефтеизвлечению.

9. Скорость процесса взаимодействия щелочи с нефтью резко возрастает при увеличении температуры: быстрое падение межфазного натяженияускорение химического.