Основные методы увеличения охвата пластов воздействием в России

Basic methods of increasing of recoverable oil in Russia

A. LUTFULLIN, GKZ Rosnedra

Проблема увеличения нефтеизвлечения в России стоит особенно остро: за последние 25 – 30 лет в стране наблюдается тенденция к медленному снижению средневзвешенной проектной величины коэффициента нефтеизвлечения (КИН) со стабилизацией на уровне 34 — 36% [1].

About increasing of recoverable oil in Russia. Estimation of methods and recommendations for their application.

Это не означает, что наметилась тенденция к снижению эффективности разработки нефтяных месторождений, по интерпретации некоторых исследователей. Наоборот, в последние годы отмечается даже увеличение проектных величин КИН по месторождениям РФ. Это происходит как по «старым» нефтедобывающим провинциям, с длительной историей разработки месторождений, так и по относительно «новым». Понижение величины КИН в целом по стране вполне объяснимо изменением так называемой структуры запасов нефти, а именно увеличением доли запасов нефти и объемов ее добычи по регионам с более сложными рельефом, климатическими, а также геологическими условиями: низкопродуктивными пластами и более глубоко залегающими залежами. В объеме добычи нефти за прошедшие десятилетия с падением добычи в европейской части страны и на Урале, в освоенных регионах с хорошей инфраструктурой, значительно возросла роль месторождений Западной Сибири.

В Советском Союзе еще с конца 70-х годов проблеме увеличения КИН уделялось значительное внимание (обзор используемых методов увеличения нефтеизвлечения дан в работе [1]). Потрясения в экономике в период известных событий конца 90-х годов вызвали катастрофическое сокращение объема внедрения методов увеличения нефтеизвлечения (МУН). К сожалению, в последнее десятилетие в России отсутствует официальная статистическая отчетность по объемам и эффективности применения современных МУН. Согласно различным оценкам [2, 3], число проектов с реализацией действительных МУН, таких, как закачка газа, водогазовое воздействие, термические способы нефтеизвлечения и остальные так называемые методы «третичной» разработки месторождений, в последнее время снижалось, и объем дополнительной добычи нефти от их применения в общей добыче нефти практически незаметен (рис. 1).

В последние 20 лет также сошло на нет заводнение пластов с использованием химических реагентов и сейчас под физико-химическими МУН понимают, в основном, потокоотклоняющие технологии (ПОТ). Зачастую наряду с ПОТ увеличением нефтеизвлечения считаются и различные геолого-технические мероприятия, приводящие к интенсификации добычи нефти, а не к увеличению нефтеизвлечения. Общая дополнительная добыча нефти за счет использования традиционных МУН (к которым во всем мире относят методы «третичной» разработки месторождений) не превышает 2,8 – 3 млн тонн в год, тогда как ПОТ и другие методы воздействия на пласт и призабойную зону приносят порядка 44 – 45 млн тонн (рис. 1). Часть этой дополнительной добычи нефти связана с её интенсификацией, другая – с увеличением охвата пласта воздействием.

Основным методом воздействия на нефтяные пласты в России является заводнение, и поэтому мы в дальнейшем будем рассматривать охват пласта при заводнении. Представляется возможным условно объединить все существующие методы воздействия на охват пласта в четыре группы:
  • воздействие сеткой скважин:
    • уплотнение сетки скважин;
    • горизонтальные скважины;
    • боковые стволы;
  • гидравлический разрыв пласта;
  • гидродинамические методы;
  • потокоотклоняющие технологии (иногда их называют «физико-химическими методами заводнения»).
Первые две группы методов направлены, в основном, на вовлечение в разработку несвязанных зон прерывистых пластов, тогда как две вторые – на увеличение эффективности охвата связанных, но неоднородных коллекторов.

Рассмотрим эти методы подробнее.

Уплотнение сетки скважин

Уплотнение сетки скважин в процессе разработки довольно широко использовалось на месторождениях практически всех нефтедобывающих регионов России. В большинстве случаев уплотняющее бурение оказалось эффективным, хотя отмечались также и неудачные примеры попыток увеличения охвата пласта уплотняющими скважинами. Эффективность данного способа воздействия на залежи нефти зависит от многих факторов, включая геологическое строение, неоднородности и прерывистости пластов месторождений, реализуемую систему разработки, вид и плотность сетки скважин, степень выработки пласта к началу осуществления уплотняющего бурения.

В то же время поразительно хорошие эффекты от бурения уплотняющих скважин наводят на мысль о том, что, возможно, на этих месторождениях были использованы слишком редкие первоначальные сетки скважин или были возможности для выделения в эксплуатационные объекты меньшего количества пластов, то есть уплотнение, по сути, было корректировкой проектной сетки скважин. Тем не менее уплотнение сетки скважин при верном учете всех геологических и технологических факторов является одним из наиболее действенных методов увеличения охвата пласта. Детальный анализ уплотнения сетки скважин как способа увеличения охвата пласта выходит за рамки данный статьи и более полно изложен нами в работе [4].
Рис. 1. Динамика во времени дополнительной добычи нефти в России
Рис. 2. Ввод горизонтальных скважин по годам в России

Горизонтальные скважины (ГС)

Основные направления использования ГС:
  • «обычные пласты» – за счет «геометрии» (контакт с пластом);
  • «газовые шапки и подошвенная вода»;
  • низкопродуктивные зоны;
  • карбонатные пласты с системой естественных трещин.
Количество ежегодно вводимых в эксплуатацию в России горизонтальных скважин неуклонно растет (рис. 2) и в 2007 г. достигло около 400 ед. Годовая добыча по вновь введенным в 2007 г. горизонтальным скважинам составила больше 4 млн тонн нефти. Горизонтальные скважины используются на различных по своим характеристикам месторождениях и для решения разнообразных задач, в том числе и для указанных выше проблем повышения охвата пласта воздействием [5, 6, 7].

В то же время горизонтальные скважины не могут рассматриваться как «панацея» для всех без исключения случаев и месторождений. Имеются и отдельные примеры невысокой эффективности горизонтальных скважин вследствие различных причин: не учет геологического строения пласта и его неоднородности, значительной интерференции скважин c дренированием удельных объемов соседних скважин и т. д. Поэтому возможность применения горизонтальных скважин в каждом конкретном случае должна обосновываться технико-экономическими расчетами показателей разработки месторождения или отдельных его залежей и блоков.

Боковые стволы (БС)

Основные направления использования БС:
  • выработка остаточных запасов из целиков;
  • восстановление (совершенствование) системы разработки (без/или в сочетании с другими ГТМ);
  • уплотнение сетки скважин;
  • «газовые шапки и подошвенная вода»;
  • низкопродуктивные и краевые зоны.
Рис. 3. Ввод горизонтальных скважин по годам в России
Наряду с чисто экономическими преимуществами боковых стволов (БС) для уплотнения сеток скважин немаловажным фактором является также и возможность адресной проводки отдельных БС на остаточные запасы нефти, «точечным» использованием их в зонах повышенной концентрации остаточных запасов. Причем хорошо изученное геологическое строение пласта позволяет практически во всех случаях получить положительный результат.

Объем бурения боковых стволов в России за последнее десятилетие существенно возрос (рис. 3), и число пробуренных боковых стволов за 2007 г. оценивается в 940 – 960 ед. Дополнительная добыча за счет боковых стволов (БС), завершенных бурением в 2007 г., в целом по стране оценивается на уровне 4 млн тонн.

Проведенный анализ [4] показывает, что вовлечение в разработку остаточных запасов нефти боковыми стволами достигается за счет двух факторов. Первым из них является отбор нефти из пропластков в обводненных зонах пластов непосредственно боковыми стволами, пробуренными в эти зоны. Вторым механизмом увеличения охвата пласта оказываются перераспределение потоков в пластах и вовлечение в процесс фильтрации остаточной нефти из застойных зон с отбором их в соседних скважинах. В газонефтяных месторождениях наряду с указанными механизмами воздействия на остаточные запасы нефти боковыми стволами отбирается также часть невыработанных запасов в области контактов: водонефтяного и газонефтяного.

Таким образом, накопленный к настоящему времени опыт бурения и эксплуатации боковых стволов на многих месторождениях в России показывает, что использование боковых стволов (особенно с горизонтальным участком) является одним из наиболее эффективных способов увеличения коэффициента охвата пластов (и, соответственно, величин КИН) в самых разнообразных условиях их разработки.

Гидравлический разрыв пласта (ГРП)

Существуют полярные мнения о возможности использования ГРП не только как метода интенсификации добычи, но и как способа увеличения охвата пласта воздействием. Представляется необходимым выделить в этой проблеме два аспекта: чисто технологический и технико-экономический. В технологическом плане, безусловно, ГРП, прежде всего, рассматривают в качестве метода интенсификации притока и увеличения производительности скважин. В то же время в сильно неоднородных и прерывистых пластах при соответствующих размерах «крыльев» трещин ГРП может обеспечить дополнительный охват пласта за счет подключения неохваченных дренированием пропластков и линз. Однако в определенных случаях тот же так называемый массированный, или большеобъемный, ГРП (с большой длиной «крыльев» трещины) может вызвать и уменьшение охвата пласта. Так, в случае рядной системы размещения скважин на залежи ГРП с направлением трещин поперек рядов может привести к уменьшению латерального охвата пласта за счет изменения направлений фильтрации воды в полосе между рядами нагнетательных и добывающих скважин и преимущественной фильтрацией воды к кончикам трещин. Для площадных систем заводнения, при соответствующей длине, трещина разрыва также деформирует линии тока в элементе сетки.

С технико-экономической точки зрения ГРП в низкопроницаемых пластах, безусловно, способствует увеличению охвата пласта заводнением, поскольку позволяет с приемлемой рентабельностью разместить скважины в зонах более низких эффективных толщин, а также увеличить рентабельный срок эксплуатации скважин (или обеспечить более высокие накопленные объемы добычи нефти по этим скважинам). К примеру, в настоящее время целый ряд месторождений Юганского региона (Западная Сибирь) с низкопроницаемыми пластами не может разрабатываться без применения ГРП вследствие низких дебитов скважин. К таким месторождениям, в первую очередь, относятся: Приобское, Приразломное, Малобалыкское, Обминское и ряд других [8, 9]. В связи с этим в ООО «РН – Юганскнефтегаз» (подразделение компании ОАО «Роснефть») ГРП рассматривается не только как средство интенсификации добычи нефти по отдельным скважинам, но и в качестве процесса регулирования в целом разработки месторождений с низкопродуктивными коллекторами и способа увеличения коэффициента извлечения нефти [8]. Так, за период с 1992 по 2004 гг. на одном из крупнейших месторождений страны – Приобском (в пределах северной лицензионной территории) было выполнено более 1300 ГРП (включая более 500 скважино-операций на вновь вводимых из бурения скважин), в результате чего было обеспечено до 50% всей добычи нефти [9].

Таким образом, накопленный к настоящему времени опыт проведения ГРП на многих месторождениях в различных регионах России указывает на возможность использования его в качестве метода охвата пластов воздействием.

Гидродинамические методы

К гидродинамическим МУН в России относятся методы воздействия на фильтрационные потоки в пластах за счет изменения технологических режимов работы скважин. В категорию гидродинамических МУН обычно включаются:
  • смена направлений фильтрационных потоков;
  • циклическое изменение давления в пластах;
  • форсированный отбор жидкости из скважин.
Каждый из трех указанных видов воздействия направлен на извлечение того или иного вида остаточной нефти из пластов: из застойных зон с начальной нефтенасыщенностью – целиков нефти; из низкопроницаемых зон пласта (или поровых матриц трещиновато-пористых пластов); использование так называемого эффекта срыва остаточной нефти, выражающегося в зависимости остаточной нефти от капиллярного числа.

Доля текущей добычи нефти за счет гидродинамических методов воздействия на отдельных месторождениях Урала – Поволжья, находящихся на поздней стадии разработки, в настоящее время достигает 40 – 50%.

Гидродинамические МУН в более широком смысле следует относить не к методам увеличения КИН, а к процессам управления разработкой месторождений. В контексте управления процессами разработки пластов они, безусловно, могут рассматриваться как способы увеличения охвата пласта заводнением (дополнительное воздействие на пласт вместе с другими методами увеличения КИН).

Потокоотклоняющие технологии (ПОТ)

Потокоотклоняющие технологии основаны на закачке в нагнетательные скважины ограниченных объемов специальных реагентов, предназначенных для снижения проницаемости высокопроницаемых прослоев пласта (вплоть до их блокирования), с целью выравнивания приемистости скважины по разрезу пласта и, тем самым, создания более равномерного фронта вытеснения и уменьшения прорывов воды в добывающие скважины. Данные технологии активно используются в России с 80-х годов прошлого века и в настоящее время практически 100% методов химического заводнения в России связано именно с этими технологиями. В стране применяется около 100 разновидностей ПОТ. Их можно разбить на несколько групп по механизму воздействия на коллектор пласта и классифицировать по типу используемого агента [4].

В России выполнены десятки тысяч обработок скважин с использованием потокоотклоняющих технологий [4, 10 – 13]. На крупных месторождениях число их может достигать сотен в год. Консолидированная оценка эффективности применения различных ПОТ определяется значительным разнообразием строения и характеристик месторождений, на которых они применялись. Анализ результатов использования ПОТ в России [4] показывает, что их эффективность существенно различается. Как правило, она оценивается в виде или удельной добычи тонны нефти на тонну используемого реагента, или в виде дополнительной добычи нефти на одну обработанную скважину. Часто ПОТ рассматриваются как МУН, но используются локально на отдельных участках месторождения. Иногда производится оценка изменения КИН по таким участкам воздействия. Но такие оценки, даже для замкнутых участков, представляются недостаточно точными вследствие влияния иных технологических факторов на извлечение нефти, а также незначительных объемов воздействия на пласт. Кроме того, в подавляющем большинстве случаев в качестве основного метода оценки эффекта от применения указанных технологий воздействия на пласт использовался «метод характеристик». Наряду с многочисленными примерами высокой эффективности реализации ПОТ имеется и немало результатов с явно завышенным расчетным эффектом. Как уже отмечалось выше, в ходе разработки месторождений различные воздействия на пласт технологического характера способны вызвать изменения в показателях работы скважин гораздо более существенные, чем воздействие от проведенных обработок призабойных зон скважин по методу ПОТ. Кроме того, во многих случаях ПОТ и не могли дать эффект, исходя из условий их применения: строения и геолого-физической характеристики пластов, состояния фонда скважин реализуемой системы разработки [4].

Потокоотлоняющие технологии будут широко применяться и в дальнейшем ввиду простоты и низких затрат на их реализацию, а также благодаря эффекту сокращения обводненности скважин во многих случаях. Тем не менее, не следует считать их кардинальным средством для воздействия на весь объем пласта и существенного увеличения охвата пласта.

Выводы

Исходя из всего вышесказанного, можно прогнозировать в дальнейшем все больший объем применения боковых стволов (включая горизонтальные и многозабойные) для увеличения охвата пласта воздействием, а также дальнейшее развитие потокоотклоняющих технологий при возможном сокращении количества используемых рецептур и агентов. По-прежнему будет возрастать объем бурения горизонтальных скважин и проведения ГРП.

Литература

  1. Shandrygin A.N. and Lutfullin A.А. Current Status of Enhanced Recovery Techniques in the Fields of Russia. – Paper SPE115712 – PP presented at the 2008 SPE Annual Technical Conference and Exhibition held in Denver, Colorado, USA, 21 – 24 September.
  2. Боксерман А.А. Повышение нефтеотдачи – важная составляющая производственной программы ОАО «Зарубежнефть» // Нефтяное хозяйство. 2007. №8. С. 18 – 21.
  3. Жданов С.А. Опыт применения методов увеличения нефтеотдачи пластов в России // Нефтяное хозяйство. 2008. №1. С. 58 – 61.
  4. Шандрыгин А.Н., Лутфуллин А.А. Основные тенденции развития методов увеличения охвата пластов воздействием в России. SPE – 117410 – PP.
  5. Богданов В.Л. и др. Анализ результатов бурения и эксплуатации горизонтальных скважин на Федоровском месторождении // Нефтяное хозяйство. 2000. №8. С. 30 – 42.
  6. Назимов Н.А. и др. Выработка запасов нефти локальных участков залежей системой горизонтально-разветвленных скважин // Нефтяное хозяйство. 2006. №7. С. 58 – 59.
  7. Сучков Б.М. Добыча нефти из карбонатных коллекторов // Москва – Ижевск, НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика». 2005.
  8. Хасанов М.М. Методические основы управления разработкой месторождений ОАО «НК «Роснефть» с применением гидроразрыва пласта // Нефтяное хозяйство. 2007. №3.
  9. Афанасьев И.С. и др. Результаты внедрения массированного гидроразрыва пласта на Приобском месторождении // Нефтяное хозяйство. 2005. №8. С. 62 – 64.
  10. Бриллиант Л.С. и др. Результаты опытно-промышленных работ ОАО «НК Черногорнефтеотдача» по увеличению нефтеотдачи пластов // Нефтяное хозяйство. 1997. №10. С. 37 – 44.
  11. Галеев Р.Г. и др. Результаты и перспективы применения новых технологий увеличения нефтеотдачи пластов на месторождениях Татарстана // Нефтяное хозяйство. 1998. №7. С. 14 – 17.
  12. Газизов А.Ш. и др. Применение полимердисперсных систем и их модификаций для повышения нефтеотдачи // Нефтяное хозяйство. 1998. №2. С. 12 – 14.
  13. Лозин Е.В. и др. Разработка и внедрение осадкогелеобразующих технологий // Нефтяное хозяйство. 1996. №2. С. 39 – 41.

Комментарии посетителей сайта

    Функция комментирования доступна только для зарегистрированных пользователей


    Авторизация


    регистрация

    Лутфуллин А.А.

    Лутфуллин А.А.

    заместитель генерального директора, главный геолог

    ООО «НОВАТЭК-Таркосаленефтегаз»

    Просмотров статьи: 15655

    Рейтинг@Mail.ru

    admin@burneft.ru