Российские ученые придумали, как повысить нефтеотдачу на месторождении Омана

Казань, 20 янв - ИА Neftegaz.RU. Ученые из Казанского федерального университета совместно со специалистами Университета Султана Кабуса, фонда Ejaad и нефтяной компании Daleel Petroleum изучили сланцевые отложения Natih B в Омане.
Об этом сообщила пресс-служба КФУ.

Сегодня месторождения традиционной нефти в Омане активно разрабатываются и их доля за счет этого быстро снижается.
В результате нефтедобывающим компаниям все чаще приходится смотреть в сторону трудноизвлекаемых запасов (ТрИЗ) углеводородов.

Оманские ученые всерьез взялись за термические методы повышения нефтеотдачи, что стало началом нового совестного проекта с учеными Научного центра мирового уровня (НЦМУ) «Рациональное освоение запасов жидких углеводородов планеты» КФУ.
В КФУ отметили, что специалисты НЦМУ имеют большой опыт в области разработки и апробации тепловых методов увеличения нефтеотдачи.

Материнская порода мелового периода Натих Б

Оманский нефтегаз давно интересовался отложениями Natih B, известными своим высоким содержанием органического вещества и большими площадями.
Материнская порода мелового периода Натих Б - нефтеносная (<10% глинистых отложений), богата карбонатами.
Нефтяная система Натих образовалась в северной части Омана в приморском бассейне в средне-позднем меловом периоде.
Его нынешняя деформированная среда обитания происходит из-за обдукции континента океаном на севере Аравийской плиты и транспрессионных движений Индийской плиты вдоль Аравийской плиты в позднем меловом периоде.

Имея площадь 20 000 км², это одна из самых маленьких нефтяных систем в Омане.
Запасы нефти - около 1,3 млрд м³ (STOIIP), и большая часть находится в ловушке 2 гигантских структур, называемых Натих и Фахуд с разведанными запасами 0, 245 млрд м³, но извлекаемые лишь около 9%.
Есть несколько менее важных нефтяных месторождений, которые рассматриваются как будущие цели.
В 1970^х и 1980^х гг. в зоне разлома Маради были проведены исследования не увенчавшиеся успехом.

В 2018 г. были опубликованы результаты свежего масштабного исследования:

• было бурение пилотной скважины на основе оценки ТрИЗ;
• проектирование и оптимизация бокового ствола горизонтальной скважины, поскольку пилотную скважину не удалось протестировать из-за проблем с эксплуатацией;
• получены результаты эксплуатационных испытаний после многостадийного гидроразрыва пласта (ГРП).
• в пилотной вертикальной скважине был проведен полный комплекс каротажных исследований:
• измерения поверхности во время бурения (инфракрасная спектроскопия с преобразованием Фурье с диффузным отражением – DRIFTS и расширенный каротаж бурового раствора - AMGL),
• оценка качества коллектора (RQ) и качества заканчивания (CQ) были сделаны путем интеграции всех доступных измерений,
• данные о шламе во время бурения служили калибровкой для каротажа общего органического углерода и минералогии, сравнения с типом и зрелостью пластового флюида,
• оценка RQ показала, что резервуар представляет собой:
• слоистую карбонатную породу с низкой пористостью 3 - 7 p.u. и высоким удельным сопротивлением (>10 000 Ом*м),
• слой пористости, содержащей кероген, который чередуется с бедным керогеном слоем с обычными порами,
• во время бурения для оценки термической зрелости применялись 2 независимых показателя:
• степень зрелости керогена по данным DRIFTS составляла 0,6 - 0,7% эквивалента отражения витринита (VRE),
• расчет зрелости по коэффициентам бурового газа с использованием AMGL показал ~0,5 - 0,8% VRE, что подразумевает уровень зрелости нефти от ранней до пиковой.

• геоуправление бокового ствола проводилось с использованием каротажа во время бурения (расстояние до граничного инструмента и каротажные изображения с высоким разрешением), DRIFTS TOC и каротажа AMGL;
  
• после бурения бокового ствола была получена тройная комбинированная проводка с дипольным акустическим зондом,
• оценка RQ-CQ была выполнена для заканчивания и оптимизации конструкции ГРП,
• операция ГРП прошла успешно, 3 стадии закреплены в соответствии с инженерным проектом;
• наиболее значимым новым открытием стала хорошая корреляция между недавними усовершенствованными прокси-метрами керогена и зрелости флюида, полученными во время бурения (доступными в режиме реального времени), с уровнем зрелости флюида, полученным по данным геохимического анализа (SARA и анализ биомаркеров) пробы добытой нефти и хорошее совпадение того же с производительностью Natih B в боковом направлении.

Пришло время добычи

Термин Горючие сланцы - немножко устарел, и в разных странах называется по разному.
Тепловое воздействие на высоковязкую нефть с целью ее разжижения и последующей добычи известно давно.
Технология модифицированного парогравитационного воздействия была разработана в Канаде еще в 1980^х гг.
Нефтеносные пески Атабаски стимулировали новые технологии.
В России лидером по добыче сверхвязкой нефти является Татнефть.
Это знают, и к ним приезжают перенимать опыт.
Еще в 2011 г. на Ашальчинское месторождение сверхвязкой нефти Татнефти приезжали представители государства Бруней-Даруссалам во главе с министром энергетики М. бин Умаром.
Проще Горючие сланцы называть нефтью низкопроницаемых коллекторов.

Технология гидротермальной конверсии горючих сланцев

А теперь к низкопроницаемым коллекторам Омана присоединились ученые КФУ.
В целях получения нефти из низпропроницаемых коллекторов, специалисты НЦМУ дерзко изучили тепловое воздействие на образцы керна с данной структуры.
Итоги работы демонстрируют, при каких условиях можно получить максимальное количество синтетической нефти и углеводородных газов.
Подробности работы опубликованы в журнале FUEL.

Казанские ученые решили опираться на технологию гидротермальной конверсии горючих сланцев, в ее основе лежит использование пара высокой температуры.

Данный метод позволит эффективно преобразовать горючий сланец в легкую синтетическую нефть.

Горючий сланец считается 2^м по величине ресурсом твердого ископаемого топлива в мире.

В веществе есть кероген, которые можно преобразовать в синтетическую нефть с использованием закачки перегретого высокотемпературного водяного пара или сверхкритической воды.

Автор: А. Шевченко, О. Бахтина