«Татнефть» обладает большими запасами сверхвязкой нефти (СВН) и природных битумов. Однако добывать их на территории Татарстана непросто, поэтому компании нужно искать новые подходы к освоению СВН. Этим методом может стать шахтная разработка.

Об этом пишут главный геолог – заместитель генерального директора ПАО «Татнефть» Раис ХИСАМОВ; начальник научно-производственного центра «Геология сверхвязких нефтей» Татарского геологоразведочного управления Камиль СУХОВ и ведущий геолог НПЦ «Геология сверхвязких нефтей» ТГРУ Артур АХМЕТШИН в статье «Оценка возможности освоения залежей сверхвязкой нефти на территории деятельности ПАО «Татнефть» шахтными методами разработки». Информ-Девон приводит с сокращениями этот материал, опубликованный в журнале «Георесурсы».

 

ПРИМЕР ЯРЕГИ 

К настоящему времени накоплен значительный опыт добычи нефти из шахт. Это, в первую очередь, относится к Ярегскому месторождению в Республике Коми – единственному месторождению в мире, где (ЛУКОЙЛ – прим. ИА Девон) ведет промышленную добычу термошахтным методом. Многолетний опыт разработки этого месторождения шахтным дренажным методом свидетельствует о реальности достижения коэффициента извлечения нефти (КИН), равного 0,7. При этом уровень затрат на такую добычу вплотную приблизился к уровню затрат на добычу легкой нефти.

 

Классический же вариант разработки залежей СВН методом парогравитационного дренирования (SAGD) предусматривает бурение двух параллельных друг другу скважин, что ограничивает применимость способа при нефтенасыщенной толщине менее 10 метров. Поэтому геологам необходимо искать иное решение этой проблемы.

Татарстанскими учеными на первом этапе выполнена геолого-промышленная типизация 117 залежей сверхвязкой нефти пермского разреза, расположенных в пределах лицензионных участков «Татнефти». В результате выделено 6 геолого-промышленных типов залежей углеводородов пластового зонального типа, подавляющая часть из которых (104) относится к гипергенному пластовому, терригенному СВН.

 

На втором этапе исследований проведено обоснование шахтного метода разработки залежей сверхвязкой нефти на основании значений геолого-промышленных параметров.

Заключительный этап - выбор залежи СВН для проведения опытно-промышленной разработки его запасов с применением термошахтного метода по результатам ранжирования, выполненного на втором этапе. В дальнейшем должна быть обоснована методика разведочных работ, плотность разведочной сети, последовательность их проведения и др.

 

ЕСТЬ ОПЫТ ШУГУРОВО

Для территории Татарстана характерны, в основном, пластовые природные резервуары, реже литологически ограниченные. Внутри них обособляются крупные территории концентрации битумов, называемые битумоносными зонами (при рассеянном характере битумоносности – зонами битумопроявлений), месторождения, залежи и локальные скопления природных битумов. В целом, условия образования природных резервуаров и ловушек углеводородов в пермских отложениях республики достаточно сложные. При этом значительная роль в формировании залежей УВ принадлежит гипергенным процессам. В пределах недр Татарстана распространены залежи сверхвязкой нефти и битумов исключительно гипергенного генетического ряда, относящихся к подгруппе пластовых локальных.

 

В Татарстане проведены многолетние геологические исследования нефтеносности пермских отложений, включающие геологоразведочные, научно-исследовательские и опытно-промышленные работы по добыче УВ из выявленных залежей. Вместе с тем, опыт разработки месторождений пермского разреза рудничными способами в Татарстане невелик. К наиболее значимым из них относятся разработка Шугуровского месторождения битума штольнями и добыча битумосодержащих пород карьерным очистным способом на Спиридоновском и Васильевском месторождениях.

  

На территории Татарстана выявлено два геологических типа месторождений углеводородов в отложениях пермской системы – пластовый и покровный. При этом первый имеет подавляющее преимущество, как по количеству объектов, так и выявленным запасам и ресурсам. В РТ распространен лишь один геолого-промышленный подтип месторождений в отложениях пермского разреза – пластовый локальный.

 

ЕСТЬ ЕЩЕ РУДНИЧНЫЙ СПОСОБ

Исследованием было предусмотрено дополнение рудничных способов разработки месторождений еще одним методом – штольневым. Были уточнены отдельные рекомендуемые значения геолого-промышленных параметров. Минимальная мощность продуктивного пласта при термошахтном способе разработки принята равной 4 метра. Параметр минимального количества извлекаемых запасов углеводородов, в первую очередь, является экономическим.

 

Такие параметры, как динамическая вязкость УВ, проницаемость и нефтенасыщенность коллекторов для этих залежей приняты по аналогии с ближайшими разведанными.

Геологоразведочные работы по подготовке залежей нефти и газа для разработки их шахтным способом в значительной степени отличаются от искомых работ при разработке скважинным способом. В первую очередь это относится к плотности разведочной сети.

Для шахтного способа разработки она соответствует достигнутой плотности разведочной сети при подготовке 47 залежей песчаной пачки к разработке.

Ойкино-Алтунинская залежь песчаной пачки и Пионерская залежь серии «ядреный камень» по своим параметрам отнесены к перспективным для разработки шахтным термодренажным способом, что требует подтверждения посредством проведения доразведочных работ по уплотненной разведочной сети.

 

Рудничный способ разработки залежей нефти и битума объединяет 4 метода: карьерный, шахтный дренажный, шахтный очистной, штольневый очистной.

Кроме того, рассматриваются комбинированные методы разработки залежей, сочетающие различные варианты рудничной разработки и скважинного способа. Шахтный термодренажный метод применим для разработки ряда залежей в РТ.

К перспективным для термошахтной разработки отнесены, к примеру, Ойкино-Алтунинская, Пионерская, Грядинская, Южно-Кувакская залежи СВН.

 

ОЧИСТНОЙ И ШТОЛЬНЕВЫЙ МЕТОДЫ

Шахтный очистной метод разработки рекомендуется для Горской залежи битумов Камышлинской толщи немдинского горизонта. При рассмотрении этой залежи учтены геологические запасы (14,9 млн т УВ), расположенные на лицензионных участках «Татнефти» в Татарстане. Остальная часть залежи с геологическими запасами 13,2 млн т находится на территории Самарской области.

Объекты, удовлетворяющие штольневому методу разработки, на территории деятельности «Татнефти» пока не выделены. Спиридоновская залежь шешминского горизонта неприемлема для этого в силу незначительных запасов.

 

Залежи также должны удовлетворять критериям устойчивости горных пород, в которых проектируется проходка горных выработок и характеризоваться отсутствием зон интенсивной трещиноватости и плавунов. Значение газового фактора, согласно требованиям обеспечения взрывобезопасности, не должно превышать 10 м3 в сутки, а температура продуктивного пласта, по санитарным нормам, не должна превышать 260с.

 

К основным преимуществам шахтного очистного метода относятся:

- возможность вовлечения в разработку отложений с последующим извлечением из них ценных продуктов и элементов, применяющихся в дорожно-строительных целях, в фармацевтической промышленности, дизельного топлива для сверхнизких температур;

 - высокий КИН (0,7-0,9) и небольшая площадь земельного отвода под инфраструктуру;

- возможность промышленного освоения частей залежей углеводородов в санитарно-защитных зонах, на участках сложного рельефа местности и т.д.;

- вовлечение в освоение дегазированных обводненных залежей, содержащих легкие УВ, находящихся на поздней стадии разработки скважинным способом.

 

Применение данного способа добычи ограничивает высокий уровень капитальных и эксплуатационных затрат. В Татарстане штольневая технология была применена при разработке Шугуровской залежи СВН, приуроченной к песчаной пачке шешминского горизонта. Мощность продуктивного пласта в коренных выходах южного склона долины р. Лесная Шешма составляла 6 м. Среднее значение нефтенасыщенности песчаников составляло около 8% масс, достигая на отдельных участках 14 % масс.

 

ТЕРМОШАХТНЫЙ ОПЫТ

Шахтный дренажный (термошахтный) метод разработки отличается тем, что извлечение УВ из пород-коллекторов производится за счет термогравитационного дренирования пласта с использованием сети нагнетательных и добывающих скважин, пробуренных из подземных горных выработок. Метод был разработан в СССР и применяется в промышленных масштабах на Ярегском месторождении, начиная с 1972 г.

Опыт его разработки был использован при выполнении опытно-промышленных работ с применением термошахтной технологии на месторождении битуминозных песчаников Атабаска в Канаде и тяжелых нефтей Керн Ривер в США.

За период эксплуатации Ярегского месторождения было испытано около 10 технологий (одногоризонтная, двухгоризонтная и подземно-поверхностная системы разработки).

 

Принципиальное преимущество термошахтного метода - проведение процессов добычи непосредственно в продуктивном пласте или в перекрывающих их породах, чем достигается наиболее полное использование пластовой энергии. Нефтяной пласт вскрывается плотной сеткой подземных скважин, что обеспечивает его высокий охват дренированием и тепловым воздействием. Следствием этого является повышение нефтеотдачи пласта. На начало 2012 г. по 22,2 % отработанных запасов Ярегского месторождения КИН превысил 0,6, а по 6,4 % – 0,7.

Параметры, полученные при разработке Ярегского месторождения, позволили сделать заключение о наибольшей предпочтительности подземно-поверхностной системы термошахтного метода, которая повышает темпы добычи нефти в 1,5-2 раза по сравнению с другими системами и обеспечивает наивысший КИН. Эта система термошахтного метода рекомендуется для опробования в Татарстане.

 

В 1989 г. специалистами «ПечорНИПИнефть» была предложена технология разработки Ярегского месторождения с помощью минишахт. Она представляет собой усовершенствованную подземно-поверхностную систему термошахтного метода, предусматривающую блочную отработку залежей углеводородов. Каждая минишахта вскрывает отдельный шахтный блок площадью 40-100 га. Преимуществом технологии является сокращение проходки горных выработок до уровня 30-40 м/га, что существенно снизит затраты на их проходку и содержание. Для условий Ярегского месторождения одной минишахтой предполагается вовлечь в разработку от 11 до 30 млн. т запасов нефти, в зависимости от нефтенасыщенной толщины пласта в пределах блока.

Повышение показателей разработки месторождения возможно за счет увеличения протяженности подземных скважин с 300 до 1000 м; внедрения механизированного способа проходки горных выработок и автоматизации отдельных процессов.

По мнению авторов технологии, это позволит довести затраты на термошахтную добычу СВН до уровня затрат на добычу легкой нефти.

 

БЕЗЛЮДНАЯ ТЕХНОЛОГИЯ

В Коми разработан еще один вариант нефтедобычи, преимуществом которого является разработка месторождений без постоянного нахождения работников в горных выработках. Технология заключается во вскрытии нефтяного пласта двумя шахтными стволами небольшого диаметра (около 2 м). Далее осуществляется проходка двух кольцевых галерей: одна в кровле (нагнетательная), вторая в подошвенной части пласта (добывающая). Из нагнетательной галереи бурятся до 300 горизонтальных и пологонаклонных скважин длинной 300-500 м, а из добывающей галереи – до 300 скважин в два или более рядов в зависимости от мощности продуктивного пласта.

 

В«ПечорНИПИнефти» выполнены технико-экономические расчеты по реализации рассматриваемого метода применительно к Горскому месторождению природного битума в РТ. Предполагается, что площадь проектируемой к разработке залежи ПБ делится на 21 автономный эксплуатационный блок площадью 85-100 га с запасами углеводородов 0,75-1,7 млн т.

Каждый блок вскрывается основным и вентиляционным стволами глубиной 285 м. Расстояние между ними составит 18 м. Рабочими агентами может быть пар (теплоноситель) и сжатый воздух (вытеснитель). Проектный КИН в данном случае может составить до 0,6. Этот проект может быть реализован при высокой проницаемости и пористости нефтенасыщенных пород.

 

В Татарстане наилучшими показателями для проведения ОПР шахтным дренажным методом обладает Грядинская залежь. Особенностью объекта является то, что он состоит из двух частей – северо-западной с запасами сверхвязкой нефти около 1 млн т и юго-восточной с запасами 3,8 млн т. В качестве резервных залежей для разработки термошахтным методом рекомендуются, в первую очередь, Западно-екатериновская и сиреневская залежи СВН песчаной пачки шешминского горизонта.