Системно-адресные технологии – основа повышения эффективности разработки нефтяных месторождений

System and address technologies are the basis of upgrading the efficiency of oil fields development

D. KRYANEV, A. PETRAKOV, R. ZHUKOV, D. REINGART, JSC VNIIneft
M. VINOKHODOV, JSC Slavneft-Megionneftegaz

По данным Минэнерго, в Российской Федерации запасы промышленных категорий нефти могут обеспечить сегодняшний уровень добычи на ближайшие 35 – 40 лет. При детализации структуры запасов промышленных категорий оказывается, что 80% запасов находятся в уже разрабатываемых месторождениях с развитой производственной инфраструктурой. Именно данная категория запасов требует пристального внимания и создания особых условий для повышения эффективности их разработки.

The authors discuss the necessity of accounting particular conditions of each field for using the oil recovery stimulation methods.

Доля новых же месторождений составляет только 20% и вовлечение их в разработку потребует значительных вложений в доразведку, освоение месторождений и строительство новой производственной инфраструктуры. При этом геологический потенциал ресурсов существенно ниже сегодняшних запасов в уже открытых месторождениях.

Учитывая тот факт, что многие месторождения характеризуются рядом неблагоприятных факторов, затрудняющих их разработку, суммарная доля трудноизвлекаемых нефтей в текущих разведанных запасах России к настоящему моменту превысила 60% (в ХМАО – 67%). При этом около 38% запасов нефти приходится на коллектора с низкой проницаемостью, в т. ч. ~ 47% текущих запасов Западной Сибири [1].

В настоящее время полного единства взглядов исследователей на классификацию трудноизвлекаемых запасов нефти не существует, что, видимо, объясняется чрезвычайным многообразием условий залегания нефти в различных объектах. К этой категории в основном относятся запасы залежей, обладающие рядом геолого-физических признаков пород-коллекторов и насыщающих их флюидов.

Трудноизвлекаемые запасы – это запасы месторождений, залежей или отдельных их частей, отличающиеся сравнительно неблагоприятными для извлечения геологическими условиями залегания нефти и (или) физическими ее свойствами. Для добычи трудноизвлекаемых запасов требуются повышенные затраты финансовых, материальных и трудовых ресурсов, нетрадиционные технологии, специальное несерийное оборудование и дефицитные реагенты и материалы.

По экономическим критериям эффективности разработки трудноизвлекаемые запасы занимают промежуточное положение между забалансовыми (нерентабельными при существующих экономических условиях, технике и технологии добычи нефти) и извлекаемыми запасами нефти, разработка которых может быть осуществлена рентабельно в современных условиях [2].

По мнению ряда ученых и специалистов, к категории техногенных трудноизвлекаемых должны быть отнесены остаточные запасы нефти объекта при достижении выработки начальных извлекаемых запасов нефти до 65 – 75% и обводненности продукции свыше 75 – 80%. Для выработки запасов нефти месторождений, находящихся на 4-й стадии разработки, требуются капитальные вложения и эксплуатационные затраты, соизмеримые с затратами за первый период эксплуатации месторождения.

Невыполнение проектных решений, возрастание доли трудноизвлекаемых запасов, применение форсированного отбора на фоне разреженных сеток скважин (разреженность 50 га/скв. в 2,0 – 2,8 раза больше проектных величин), ряда других технологических и экономических причин привели к тому, что на рубеже веков уровень добычи нефти как по стране в целом, так и по Западной Сибири снизился в 1,5 и более раза, а проектный коэффициент нефтеизвлечения составляет менее 40% [3].

В условиях высокой обводненности и возрастающей доли трудноизвлекаемых запасов особую роль в поддержании стабильной нефтедобычи и повышении эффективности извлечения нефти из недр приобретают методы увеличения нефтеотдачи (МУН) пластов. В США, где месторождения нефти и газа также находятся на поздней стадии разработки, добыча нефти за счет применения МУН стабильно превышает 30 млн тонн в год [4].

Другая картина наблюдается в Западной Сибири. Многими нефтяными компаниями, работающими здесь, практически игнорируются даже те не очень большие объемы внедрения физико-химических методов повышения нефтеотдачи пластов, которые предусмотрены в технологических схемах и проектных документах.

В настоящее время в соответствии с официальной отчетностью объем применения методов повышения нефтеотдачи, в которые нефтедобывающие компании включают гидроразрыв пласта, бурение горизонтальных скважин и зарезку боковых стволов, на месторождениях Западной Сибири составляет 10 – 15% от годовой добычи нефти. В то же время третичные методы повышения нефтеотдачи пластов, весьма актуальные для современной стадии разработки большинства месторождений Западной Сибири, практически не применяются.

Важно отметить, что применение ряда методов МУН (таких, как газовые и тепловые) требует создания на месторождении дополнительной инфраструктуры и дополнительных финансовых и временных затрат на внедрение. Вместе с тем существуют методы воздействия (такие, как нестационарное заводнение, внедрение потокоотклоняющих технологий и т. д.), которые не требуют большого времени для начала производства работ. Имеющиеся в этом секторе нефтяного сервиса свободные производственные мощности, как показывает опыт, могут быстро и эффективно быть развернуты в течение календарного года.

По мнению многих специалистов, кардинального повышения среднего коэффициента нефтеотдачи в стране можно достигнуть только при существенном увеличении масштабов применения тепловых, газовых и химических («третичных») методов [5, 6]. По существу, объем применения этих методов является качественным показателем уровня работ по повышению нефтеотдачи пластов.

Учитывая то, что сейчас средняя обводненность добываемой продукции по отрасли составляет около 85%, можно говорить об особой актуальности проблемы повышения эффективности разработки нефтяных месторождений на поздней стадии на основе дополнительного увеличения нефтеотдачи пластов. Повышение нефтеотдачи пластов в рассматриваемом случае может, как обычно, обеспечиваться увеличением коэффициента вытеснения и коэффициента охвата, однако при этом есть существенные особенности.

Если увеличение коэффициента вытеснения на поздней стадии разработки может достигаться ограниченным числом технологий (в основном для маловязких нефтей – растворами химических реагентов), то набор технологий для повышения охвата пласта воздействием намного разнообразнее (уплотнение сетки скважин, применение растворов реагентов, гидродинамические методы воздействия, регулирование разработки и др.), хотя при этом также имеется ряд осложняющих факторов. В первую очередь это связано с высокой неопределенностью расположения недренируемых и слабодренируемых запасов нефти.

Внедрение в практику проектирования геолого-гидродинамических моделей дает достаточно действенный инструмент оценки, однако одновременно в отрасли в последние годы значительно снизились объемы и качество гидродинамических исследований скважин, целенаправленных геофизических работ, прямых керновых исследований разрабатываемых пластов и других. Это приводит к недостаточному информационному обеспечению геолого-гидродинамических моделей, по существу снижая их прогнозные возможности.

Наиболее перспективный путь повышения нефтеотдачи на месторождениях, уже находящихся на поздней стадии разработки, заключается в использовании адресных методов воздействия.

В связи с этим можно заметить, что тенденция развития технологий повышения эффективности разработки нефтяных месторождений во времени связана с постепенным сужением области применения создаваемых и используемых технологий – переходом от универсальных технологий заводнения в 50-х – 60-х гг. к технологиям для определенных геолого-физических условий отдельных месторождений (60-е – 70-е гг.) и далее к объектам разработки, пластам и зонам пластов. Этому сопутствуют появляющиеся новые методы более точной оценки геолого-физических характеристик пластов (объектов) как по толщине, так и по их площади. Такие данные особенно важны при применении технологий повышения нефтеотдачи пластов на поздней стадии разработки нефтяных месторождений.

Таким образом, дополнительное повышение КИН на поздней стадии разработки для каждого конкретного объекта является комплексной задачей, требующей постановки целенаправленных научных и промысловых исследований и технологических решений [5].

Имеющийся во ВНИИ опыт свидетельствует, что применение адресных технологий и системных подходов может в значительной степени увеличить эффективность разработки нефтяных месторождений, особенно находящихся на поздней стадии разработки. В качестве примера рассмотрим результаты промысловых работ, выполненных на месторождениях ОАО «Славнефть–Мегионнефтегаз» в период с 2005 – 2010 гг.

Проведенный анализ показал, что основные запасы углеводородов (высокопродуктивные месторождения) ОАО «Славнефть–Мегионнефтегаз» вводились до 1980 г. Это месторождения – Мегионское, Ватинское, Мыхпайское, Аганское и Северо-Покурское, на долю которых приходится более 70% суммарных извлекаемых запасов нефти [7]. В последующем была начата эксплуатация месторождений (вторая группа), запасы которых относятся в основном (82%) к юрским и ачимовским отложениям.

Анализ данных, отражающих КИН по разрабатываемым месторождениям, показывает, что средняя величина проектного КИН для всей группы разрабатываемых месторождений составляет 0,375, текущий КИН – 0,241, при этом средняя обводненность добываемой продукции – более 85%.

В неоднородных пластах малопроницаемые нефтенасыщенные участки и прослои могут оказаться не охваченными заводнением на 20 – 50% и более. Низкий процент извлечения нефти объясняется, прежде всего, малым охватом пласта заводнением. За счет первоочередной выработки высокопродуктивных высокопроницаемых коллекторов все большее количество остаточных запасов переходит в категорию трудноизвлекаемых. В таких условиях сложившиеся стационарные системы разработки месторождений становятся малоэффективными. Все это свидетельствует о необходимости применения методов повышения нефтеотдачи пластов, интенсификации добычи нефти и сокращения объема попутно добываемой воды.

В этой связи в ОАО «ВНИИнефть» для условий месторождений, находящихся на поздней стадии, была разработана комплексная технология сочетания нестационарного воздействия и адресных обработок скважин в целях увеличения охвата пласта. Для адаптации технологии нестационарного заводнения к конкретным геолого-физическим условиям объектов разработки были подготовлены методические положения критериального выбора пригодности тех или иных объектов разработки для дальнейшего осуществления на них технологии нестационарного заводнения [8]. Созданная методика критериального выбора объектов реализации нестационарного заводнения была использована для месторождений ОАО «Славнефть–Мегионнефтегаз», выполнена классификация объектов разработки по пригодности применения нестационарного заводнения, намечены перспективные объекты.

Помимо этого для условий месторождений ОАО «Славнефть–Мегионнефтегаз» были проведены работы по созданию и адаптации технологий обработки призабойных зон нагнетательных скважин композициями химических реагентов, основной задачей применения которых было увеличение охвата пластов процессом заводнения, повышения приемистости скважин и сокращение объем попутно добываемой воды.

Выбор эксплуатационных объектов для проведения нестационарного воздействия, в основном обусловливался геологическими особенностями и их текущим состоянием разработки. Выбор участков воздействия для реализации, как комплексной технологии, так и обработок скважин с позиций системной технологии, осуществлялся на основании анализа сложившейся системы разработки, карт текущего состояния разработки, имеющейся геолого-промысловой информации, а также на основании распределения остаточных нефтенасыщенных толщин (рис. 1).
Рис. 1. Опытный участок реализации комплексной технологии. Мегионское месторождение, объект АВ1-2
Для каждого из опытных участков были составлены адресные «Программы работ», в которых проведены расчеты реализации нестационарного заводнения, определена оптимальная длительность полуцикла отключения скважин, рассмотрены технические возможности системы ППД и оснащение соответствующих КНС, намечены порядок и периодичность отключения и включения нагнетательных скважин, представлены технологии и параметры адресных обработок нагнетательных скважин, указаны рекомендуемые сроки их проведения [9].

Промежуточные результаты работ были опубликованы в печати и освещались на конференциях [10, 11 и др.]

Промысловые работы проводились как в виде комплексной технологии (нестационарное воздействие с адресными обработками скважин), так и в виде адресных обработок скважин, выполняемых в соответствии с принципами системной технологии. Общее количество участков воздействия на 13 месторождениях ОАО «Славнефть–Мегионнефтегаз» за эти годы составило 67 шт., при этом объекты разработки были представлены достаточно широком набором геолого-физических параметров и относились как к пластам группы А и Б, так и юрским отложениям.

Всего было выполнено 864 скв.-операции, в том числе 395 скв.-операций – по системной технологии. Дополнительная добыча нефти за счет комплексной технологии составляет более 340 тыс. тонн, при этом сокращение попутно добываемой воды – более 600 тыс. тонн.

При выполнении адресных обработок (по системной технологии) дополнительно получено 410 тыс. тонн нефти, или более 1000 тонн на 1 скв.-операцию, суммарное сокращение попутно добываемой воды превысило 1,7 млн м3.

Кроме того, в результате выполненных работ достигнута экономия непроизводительной закачки воды только за последние 2 года в объеме более 3,4 млн м3, что позволило сократить затраты на электроэнергию в размере более 24 млн кВт. Общая эффективность выполненных работ представлена в табл. 1. Полученные результаты позволяют утверждать, что применение адресных технологий и соответствующих методических подходов является действенным средством для повышения эффективности разработки месторождений, находящихся на поздней стадии разработки, а также приуроченным к низкопроницаемым коллекторам, то есть месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти.
Табл. 1. Эффективность выполненных работ на месторождениях ОАО «Славнефть–Мегионнефтегаз» за период 2005 – 2010 гг.
Технологическая эффективность выполненных мероприятий подтверждается стабилизацией обводненности продукции и увеличением добычи нефти, как по отдельным скважинам, так и по участку воздействия в целом, а это, в свою очередь, является доказательством правильности выбора параметров реализации технологии на каждом опытном участке. Проведенные работы позволили накопить опыт по выбору пригодных объектов и реализации комплексной технологии и адресных обработок скважин в различных геолого-физических условиях, выявить особенности осуществления нестационарного заводнения в коллекторах различной проницаемости, вплоть до юрских отложений.

Продолжительность полуциклов нестационарного заводнения для месторождений Западной Сибири, определенная в прошлые годы на уровне 15 – 30 дней, потребовала существенных корректировок, а само осуществление работ – новых методических подходов и решений. В частности, выявилась потребность использования скважинных насосов с изменяющимися параметрами работы, позволяющих не только своевременно и адекватно реагировать на изменение уровней жидкости при реализации нестационарного заводнения, но и осуществлять постоянный контроль за показателями работы скважин и пластовыми характеристиками так называемых умных скважин. Последние требуют не только новых системно-методических подходов к сбору, обработке информации и принятию решений, но и коренного пересмотра самого процесса проектирования нефтяного месторождения и созданию «умного месторождения».

Все эти вопросы будут основными направлениями дальнейших работ в области повышения эффективности разработки нефтяных месторождений для специалистов ОАО «ВНИИнефть», имеющих большой опыт, как в проектировании процесса разработки, так и в области методов повышения нефтеотдачи пластов.

Литература

  1. Якуцени В.П. Динамика доли относительного содержания трудноизвлекаемых запасов нефти в общем балансе / В.П. Якуцени, Ю.Э. Петрова, А.А. Суханов // Нефтегазовая геология. Теория и практика / ВИГРИ 2007. Вып. 2. С. 11.
  2. Лесничий В.Ф. «Трудная» нефть. Что делать? / В.Ф. Лесничий, В.А. Николаев // Нефтегазовая вертикаль. 1998. № 2. С. 59 – 61.
  3. Шпуров И.В. Нефть Западной Сибири «2020» / И.В. Шпуров // Нефтегазовая вертикаль. 2005. № 5. С. 34 – 42.
  4. Крянев Д. Ю. Третичные методы увеличения нефтеотдачи / Д. Ю. Крянев // Нефтесервис. 2010. № 3 (11). С. 18 – 21.
  5. Жданов С.А. Повышение нефтеотдачи на поздней стадии разработки месторождений / С.А. Жданов, Д.Ю. Крянев // Междунар. науч. симп. Теория и практика применения методов увеличения нефтеотдачи пластов (2; 15 – 16 сент. 2009; Москва): материалы в 2 т. М.: ОАО «ВНИИнефть», 2009. Т. 1. С. 11 – 14.
  6. Спиридонов Ю.А. Концепция программы преодоления падения нефтеотдачи / Ю.А. Спиридонов, Р.А. Храмов, А.А. Боксерман. М.: Госдума, 2006. 144 с.
  7. Шульев Ю.В. Повышение уровня добычи нефти на объектах месторождений Западной Сибири (ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз»), приуроченных к высокообводненным и низкопродуктивным коллекторам / Ю.В. Шульев, А.В. Билинчук, Д.Ю. Крянев, А.М. Петраков // Междунар. науч. симп. Теория и практика применения методов увеличения нефтеотдачи пластов (1; 18 – 19 сент. 2007; Москва): материалы в 2 т. М.. ОАО «ВНИИнефть», 2007. Т. 1. С. 48 – 55.
  8. Крянев Д.Ю. Разработка и использование методики критериального выбора объектов для реализации нестационарного заводнения / Д.Ю. Крянев, А.М. Петраков, И.И. Минаков [и др.] // Вестник ЦКР. 2007. № 1. С. 28 – 35.
  9. Крянев Д.Ю. Расчет параметров проведения технологии нестационарного заводнения на примере конкретно выбранного участка воздействия / Д.Ю. Крянев, А.М. Петраков, И.И. Минаков, А.В. Билинчук: сб. науч. тр./ ВНИИнефть, 2006. Вып. 133. С. 28 – 43.
  10. Крянев Д.Ю. Результаты применения нестационарного заводнения на месторождениях ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» / Д.Ю. Крянев, А.М. Петраков, Ю.В. Шульев [и др.] // Нефт. хоз-во. 2007. № 1. С. 54 – 57.
  11. Билинчук А.В. Обобщение опыта применения технологии нестационарного заводнения и комплекса мероприятий по повышению эффективности разработки месторождений ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» в 2005 – 2008 гг. / А. В. Билинчук, Д. Ю. Крянев, И. И. Минаков, А. М. Петраков [и др.] // Междунар. науч. симп. Теория и практика применения методов увеличения нефтеотдачи пластов (2; 15 – 16 сент. 2009; Москва): материалы: в 2 т. М.: ОАО «ВНИИнефть», 2009. Т. 1. С. 71 – 76.

References

  1. V.P Yakutseni. Share dynamics relative to composition of hardly retractable oil reserves in total balance/ V.P Yakutseni, Yu.E. Petrova, A.A. Sukhanov// Oil & gas geology. The theory & practice // VIGRI. 2007. Issue 2. Page 11
  2. V.F. Lesnichy. “Hardly - retractable”oil. What to do? / V.F. Lesnichy, V.A. Nikolaev// Oil & gas vertical. 1998. # 2. Page 59-61.
  3. R.Kh. Muslimov. Modern methods to heighten oil recovery: projecting, optimization & assessment of effectiveness: manual/ R.Kh. Muslimov. Kazan’: FEN, 2005. 688 pages
  4. I.V.Shpurov. West-Siberian oil “2020”/ I.V.Shpurov // “Oil & gas vertical”. 2005. # 5. Page 34-42.
  5. S.A. Zhdanov. Increasing of oil yield in development’s late phase of wells // S.A. Zhdanov, D.Yu. Kryanev // International scientific symposium “Theory & practice to use methods of increasing oil yield of formations-strata-beds” (2; Sept. 15-16, 2009; Moscow): proceedings: in 2 volumes/ “VNII-napht’”. Moscow: 2009, Vol. # 1. Pp. 11-14.
  6. Yu.A. Spiridonov. Program conception to overcome drop of oil yield // Yu.A. Spiridonov, R.A. Khramov, A.A. Boxerman. Moscow: State Duma-Parliament, 2006. 144 pages
  7. Yu.V. Shul’yev. Level increasing of oil production at objects of West-Siberian fields (“Slav napht’ – Megion naphta gas” JSCo) dated to high-watered (cut) & low-productive reservoirs / Yu.V. Shul’yev, A.V. Bilinchuk, D.Yu. Kryanev, A.M. Pyetrakov// International scientific symposium “Theory & practice to use methods of increasing oil yield of formations-strata-beds” (1; Sept. 18-19, 2007; Moscow): proceedings: in 2 volumes/ “VNII-napht’” JSCo. Moscow: 2009, Vol. # 1. Pp. 48-55.
  8. D.Yu. Kryanev. Development & use of criteria choosing methods for objects to implement unconventional water- cut. / D.Yu. Kryanev, A.M. Pyetrakov, I.I. Minakov [et al.] // Resources’ Central Commission’s news. 2007. # 1. Pp. 28-35.
  9. D.Yu. Kryanev. Calculation of parameters of conducting know-how of unconventional water- cut on example of certain chosen site of influence / D.Yu. Kryanev, A.M. Pyetrakov, I.I. Minakov, A.V. Bilinchuk // Collection of scientific works /VNII-napht’. 2006, issue 133. Pp. 28-43.
  10. D.Yu. Kryanev. Use results of unconventional water- cut at fields of “Slav napht’ – Megion naphta gas” JSCo / D.Yu. Kryanev, A.M. Pyetrakov, Yu.V. Shul’yev [et al.] // Oil economy. 2007. # 1. Pp. 54-57.
  11. A.V. Bilinchuk. Use experience summarizing of unconventional water- cut know-how & measures’ complex to increase development efficiency of “Slav napht’ – Megion naphta gas” JSCo‘s fields in 2005-2008 / A.V. Bilinchuk, D.Yu. Kryanev, I.I. Minakov, A.M. Pyetrakov [et al.] // International scientific symposium “Theory & practice to use methods of increasing oil yield of formations-strata-beds” (1; Sept. 18-19, 2007; Moscow): proceedings: in 2 volumes/ “VNII-napht’” JSCo. Moscow: 2009, Vol. # 1. Pp. 71-76.

Комментарии посетителей сайта

    Функция комментирования доступна только для зарегистрированных пользователей


    Авторизация


    регистрация

    Крянев Д.Ю.

    Крянев Д.Ю.

    д.т.н., академик РАЕН, генеральный директор

    ОАО «ВНИИнефть»

    Петраков А.М.

    Петраков А.М.

    к.т.н., директор центра повышения нефтеотдачи пластов

    ОАО «ВНИИнефть»

    Жуков Р.Ю.

    Жуков Р.Ю.

    научный сотрудник центра повышения нефтеотдачи пластов

    ОАО «ВНИИнефть»

    Рейнгарт Д.В.

    Рейнгарт Д.В.

    научный сотрудник центра повышения нефтеотдачи пластов

    ОАО «ВНИИнефть»

    Виноходов М.А.

    главный геолог

    ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз»

    Просмотров статьи: 6902

    Рейтинг@Mail.ru

    admin@burneft.ru