О современном состоянии нефтедобычи, коэффициенте извлечения нефти и методах увеличения нефтеотдачи

Current oil production state, oil recovery factor and enchanced oil recovery methods

В постперестроечный период, вплоть до 2000 г., коэффициент извлечения нефти (КИН) падал. Лишь в 2000 г. наметилась стабилизация, обозначился рост и ныне, по документам ЦКР, средний показатель КИН по России зафиксирован на уровне 38%. Однако некоторые известные нефтяники утверждают, что КИН в стране падает, и называют значительно меньшие цифры. Как обстоит ситуация с КИН в мире, в РФ, по регионам России и, если возможно, по отдельным месторождениям?
В настоящее время около 40% мирового потребления топливно-энергетических ресурсов составляет нефть. Создание новых крупных мощностей, способных существенно изменить как структуру добычи, так и структуру потребления этих ресурсов, требует значительных инвестиций и времени. Поэтому можно уверенно прогнозировать на ближайшие 15 – 20 лет сохранение жизненно важных стабильных поставок нефти для развития мировой экономики. Стабилизация и рост экономики России во многом определяются эффективной и устойчивой работой нефтяной промышленности, которая наряду с газовой отраслью способна обеспечить потребности не только внутреннего, но и внешнего рынка.

Однако за 60 лет промышленной разработки нефтяных месторождений их основные эксплуатационные объекты находятся в поздней стадии, которая характеризуется высокой выработанностью залежей нефти и значительным обводнением продукции скважин. Наметилась четкая негативная тенденция: истощение традиционных запасов нефти и снижение темпов роста ее добычи (рис. 1).

Темпы роста добычи нефти в России снизились с 11% в 2003 г. до 2,2% в 2007 г. и продолжают снижаться: объем добычи нефти за восемь месяцев 2008 г. по отношению к соответствующему периоду 2007 г. уменьшился на 0,56%.

Снижение темпов роста добычи происходит на фоне роста объемов бурения и роста капитальных затрат нефтяных компаний, что свидетельствует об ухудшении минерально-сырьевой базы. Одновременно произошло ухудшение качества запасов нефти в России (рис. 2).

Рис. 2. Запасы нефти в России
А. Прирост запасов и добыча нефти, млн т.
Б. Ухудшение качества запасов

За период 1995 – 2007 гг. превышение добычи нефти над приростом запасов за счет ГРР составило около 1,3 млрд тонн. Ухудшается структура текущих промышленных запасов углеводородов в основных нефтегазодобывающих регионах. Прирост запасов углеводородов в основном достигается за счет доразведки и переоценки старых месторождений. Вновь подготавливаемые запасы сосредоточены, в основном, в средних и мелких месторождениях.

В создавшихся условиях ввод новых запасов с целью стабилизации добычи нефти сопряжен с необходимостью значительных инвестиций в разведку, бурение и обустройство месторождений, причем эффективность капитальных вложений при этом резко падает, т. к. вводятся в разработку малопродуктивные и трудноизвлекаемые запасы. Более привлекательным и экономически оправданным является создание высокоэффективных технологий увеличения нефтеотдачи пластов на заводненных нефтяных месторождениях, содержащих значительные остаточные запасы на освоенных и обустроенных объектах. Это внесет существенный вклад в обеспечение рентабельного прироста извлекаемых запасов и дополнительной добычи нефти при минимальных капитальных вложениях.

Большую сложность при разработке методов увеличения нефтеотдачи (МУН) пластов представляют исследование и идентификация свойств остаточных после заводнения нефтей и характеристик техногенных изменений коллектора. Разнообразие, сложность и слабая изученность геолого-физических характеристик в межскважинных интервалах на объектах применения, а также невозможность точного моделирования совокупности внутрипластовых физических, химических и микробиологических процессов в лабораторных условиях требуют обязательного включения в комплекс промысловых испытаний. Разработка новых технологий увеличения нефтеотдачи тесно связана и с проблемой технологической эффективности при промысловой реализации метода, т. к. эти результаты являются базой для экономической оценки и определения целесообразности промышленного применения технологий.

Для создания и эффективного применения технологий увеличения нефтеотдачи пластов необходимо комплексное решение указанных задач.

Полнота процесса извлечения нефти определяется параметрами, характеризующими воздействие на пласт и пластовые флюиды в микро- и макромасштабе. В микромасштабе этот процесс принято количественно оценивать коэффициентом вытеснения К_выт. (определяемым обычно в лабораторных условиях), а в макромасштабе – коэффициентом охвата вытеснением К_охв. В общем случае микромасштабные результаты, т. е. К_выт., переносятся на масштабы объекта разработки для определения коэффициента извлечения нефти (КИН) в соответствии с формулой Крылова:

(1)

или

(2)

где Q_доб. – объем добытой нефти; К_выт·Q_{геол.зап.} объемы извлекаемой (подвижной) нефти, зависящие от свойств вытесняющей жидкости; КИН/К_выт. – коэффициент извлечения нефти как доля начальных извлекаемых запасов (НИЗ), который численно равен коэффициенту охвата. Некоторые авторы для более детальной оценки КИН вводят в формулы (1), (2) дополнительные сомножители, такие как коэффициент сетки скважины, коэффициент заводнения и др. Другие авторы предлагают суммировать КИН при переходе от одной технологии воздействия на пласт к другой, что вряд ли корректно. Например, при прекращении заводнения и переходе к закачке другого реагента процесс продвижения воды по пласту продолжается некоторое время. Дискуссия по поводу расчета КИН носит скорее методический характер и показывает, что при переходе от технологии заводнения к какой-либо другой необходимо учитывать специфику механизмов соответствующего процесса вытеснения нефти.

Наша позиция близка к точке зрения Н.Н. Лисовского, который считал, что коэффициент охвата является основным показателем проекта разработки. Но при этом надо понимать, что как проектный, так и текущий КИН зависит от точности подсчета геологических запасов, точности измерения дебита, забойных давлений, от изменения характеристик коллектора и свойств флюидов в процессе эксплуатации.
Почему средний по Татарстану показатель КИН много выше среднероссийского и составляет 56%? Даже к 2020 г., согласно энергетической стратегии, в целом по России предполагается довести КИН до 42%, а Татарстан ставит для себя задачу – до 60%. Разрешима ли задача увеличения среднероссийского КИН до уровня Татарстана? Кстати, какой максимальный КИН теоретически возможен?
Современное состояние нефтедобычи. Главным центром нефтяной промышленности России является Западная Сибирь, где, начиная с середины 1980-х гг., добывается 67 – 72% российской нефти. Основным нефтедобывающим регионом Западной Сибири является Ханты-Мансийский автономный округ (ХМАО), в котором добывается более 80% нефти региона. Ведется крупномасштабная добыча нефти и конденсата в Ямало-Ненецком автономном округе и Томской области (табл.).

Табл. Добыча нефти в России и мире в 1970 – 2007 гг.

В настоящее время с учетом аффилированных связей добычу нефти и конденсата в стране осуществляют восемь вертикально-интегрированных нефтегазовых компаний – Газпром (включая активы компаний «Газпром нефть» и «Славнефть»), «Роснефть», ЛУКОЙЛ, ТНК-ВР (включая активы «Славнефти»), «Сургутнефтегаз», «Татнефть», «Башнефть», «РуссНефть» – и более 150 сравнительно небольших компаний, которые представлены организациями с российским, иностранным и смешанным капиталом, а также операторы соглашений о разделе продукции (СРП).

Благодаря высокой цене на нефть на мировых рынках и завершению в основном процесса формирования новой институциональной среды рост добычи и переработки нефти в стране проходил значительно более быстрыми темпами, чем это предполагалось в самых оптимистичных вариантах утвержденной Правительством РФ «Энергетической стратегии России до 2020 года» (распоряжение 1234-р от 28.08.2003).

На сегодняшний день начата добыча нефти из новых крупных месторождений, в т. ч. на Верхнечонском и Талаканском. Активно осваиваются месторождения Тимано-Печорской нефтегазоносной области, где годовая добыча превысила 25 млн тонн, запасы на шельфе острова Сахалин («Сахалин 1» и «Сахалин 2»).

Бурное развитие нефтедобычи в последние годы обострило существующие негативные тенденции в нефтедобыче, состоящие в следующем:

А. Истощение основных нефтяных месторождений Западной Сибири и месторождений Волго-Уральской области, а также на Северном Кавказе

В последние годы дебиты нефтяных скважин имели устойчивую тенденцию к снижению по некоторым оценкам до 7,8 тонн в 2007 г. По прогнозу средний дебит эксплуатационных скважин будет снижаться и далее и может составить к 2030 г. всего лишь 5,39 т/сут.

Осваиваемые месторождения на северо-западе европейской части и в Восточной Сибири имеют изначально более низкую продуктивность, чем для месторождений Западной Сибири: дебит новых скважин не превышает 25 – 30 т/сут.

Истощение запасов обусловило замедление темпов роста добычи нефти в 2006 – 2007 гг. и проявление тенденций к снижению уровней добычи нефти в ряде крупных компаний. Крупнейшие нефтегазовые компании опубликовали достаточно низкие прогнозы роста добычи нефти, которые отражают исчерпание возможностей роста добычи на эксплуатируемых объектах. ТНК-ВР прогнозирует, что в 2008 г. ее добыча составит около 70 млн тонн (2007 г. – 69,5 млн тонн, рост 0,7%), «Газпром нефть» – 33,5 млн тонн (2007 г. – 32,6 млн тонн, рост 2,8%), «Татнефть» – 25,7 млн тонн (2007 г. – также 25,7 млн тонн, рост 0%).

B. Нерациональное использование имеющихся запасов в результате их «разубоживания»

Несовершенство налогового законодательства привело к выборочной обработке запасов из наиболее продуктивных зон разрабатываемых месторождений. Традиционно разработка нефтяных месторождений осуществлялась с использованием относительно редкой сетки скважин 25 – 30 га/СКВ и более. В проектных документах каждая скважина обязана выработать определенную долю запасов. Однако в настоящее время в отрасли простаивает 32,4 тыс. нефтяных эксплуатационных скважин. В условиях ныне существенно снизившихся цен на нефть нефтяные компании считают экономически нецелесообразным эксплуатировать скважины с дебитами менее 3 т/сут, не заботясь о потерях в текущей добыче нефти и о ее конечной нефтеотдаче. Все это приводит к росту объемов невыработанных запасов.

В США благодаря гибкой налоговой политике в течение более чем 50 лет поддерживается высокий уровень добычи нефти: 350 – 400 млн тонн в год, хотя средний дебит 583 тыс. действующих нефтяных скважин не превышает 1,5 т/сут, а 75% эксплуатационного фонда нефтяных скважин работает с дебитом менее 1 т/сут.

С. Неудовлетворительная деятельность большинства нефтяных компаний по воспроизводству минерально-сырьевой базы

Воспроизводство минерально-сырьевой базы (ВМСБ) не соответствовало и продолжает не соответствовать быстро растущей добыче нефти, сократились абсолютные объемы геологоразведочных работ (ГРР), основные приросты запасов происходили на разрабатываемых месторождениях, в т. ч. за счет переоценки коэффициентов извлечения нефти (КИН). В большинстве нефтегазоносных провинций России за последние десятилетия не было открыто ни одного крупного месторождения. Связано это с тем, что поисковые работы проводились только на распределенном фонде недр и были направлены на выявление месторождений-сателлитов вблизи выявленных ранее гигантов. В период 1991 – 2007 гг. в Российской Федерации добыча нефти превзошла прирост запасов на 1 млрд 252 млн тонн.

D. Нересурсосберегающие системы разработки

Принятые на сегодняшний день системы разработки опираются, в основном, на использование заводнения (вторичные методы) с регулярными системами расстановки скважин. Часто системы разработки спроектированы и реализуются без учета индивидуальных геолого-физических особенностей конкретных месторождений. Также системы не учитывают специфической геологии или аномального поведения отдельных геологических тел (пластов). Наиболее ярким примером проявления таких упрощенных систем разработки является Красноленинское месторождение (Талинская площадь). Здесь недоучет специфики пластов привел к преждевременному обводнению порядка 95% и низкой нефтеотдаче порядка 11%. Аналогично «стандартные» системы не позволяют извлекать нефть из краевых зон месторождения (толщина 1 м и менее) из линз с отличной литологией и т. д.

E. Рост обводненности на разрабатываемых месторождениях

Длительный период разработки большинства действующих месторождений России обусловливает значительную обводненность добываемой продукции. Существующие оценки дают среднюю обводненность в РФ порядка 86%. По прогнозам к 2030 г. эта цифра может достигнуть 89%.

F. Увеличение доли трудноизвлекаемых запасов

В структуре минерально-сырьевой базы по нефти России постоянно растет доля трудноизвлекаемых запасов, которая, по некоторым оценкам, уже сейчас составляет более 56% от всех открытых запасов нефти. Кроме того, имеется явная тенденция изменения географии нефтедобычи за счет вовлечения в эксплуатацию месторождений Восточной Сибири и Дальнего Востока, полуострова Ямал, шельфа арктических морей и Каспийского моря, что требует дополнительных капитальных вложений.
КИН зависит от горно-геологических, экономических, технических условий, применяемых МУН, времени разработки и, прежде всего, от точности определения запасов УВ на данном месторождении. Однако, по мнению некоторых ученых и практиков, несовершенство приборов и техники в построении горно-геологических моделей дает погрешность до 30%. Как же посчитать КИН? Можно ли говорить как-то однозначно о месторождении, что здесь КИН такой? Но через некоторое время уплотнили сетку скважин, применили различные МУН – и величина КИН изменилась…
Снижение нефтеотдачи (КИН) на разрабатываемых месторождениях. Уровень нефтеотдачи нефтяных пластов принято считать основным критерием рациональности принятой системы разработки месторождения.

Чем выше коэффициент нефтеотдачи (или, как принято теперь его называть, – «коэффициент извлечения нефти» — КИН, либо «коэффициент нефтеизвлечения»), тем больше система разработки месторождения отвечает критериям рациональности.

Основы рациональной разработки нефтяных месторождений, сформировавшиеся в советское время, обеспечивали уже в 60-е годы достижение КИН-уровня, близкого к 50%, тогда как в настоящее время он едва дотягивает до 33%. В нефтедобывающих странах активно используются технологии увеличения КИН. Как инструмент для его увеличения и получения дополнительной добычи нефти МУН широко используются в США, Канаде, Венесуэле, Индонезии, а также в Китае, где в течение последних 5 – 6 лет реализовано 36 проектов с МУН и получено 30,7 млн тонн дополнительной нефти.

По степени использования МУН Россия занимает 3 – 4-е место в мире, интенсивно применяют МУН НК «ЛУКОЙЛ» (20% годовой добычи), НК «Сургутнефтегаз» (17% годовой добычи), ОАО «Татнефть» (15%), ОАО «Башнефть» (13%) и др.

Каждая из технологий МУН характеризуется своими специфичными условиями применимости, методами воздействия на продуктивные пласты, типом используемых рабочих агентов (реагентов), разным уровнем энергозатрат, различной себестоимостью добычи дополнительной добываемой нефти, а также временем достижения результата по увеличению нефтеотдачи.

Практически все из известных технологий МУН достаточно затратны, используемые рабочие агенты, реагенты — дорогостоящие, а себестоимость дополнительно добываемой нефти за счет МУН на 20 – 40 долл. за баррель выше по сравнению с нефтью, добываемой традиционными методами.

Данное обстоятельство явится главным сдерживающим фактором для использования и развития технологий, предусматривающих МУН при разработке нефтяных месторождений, особенно в периоды существенного падения мировых цен на нефть.

При цене нефти в 70 – 75 долл/барр. практически все МУН (кроме технологий разработки битуминозной нефти) становятся экономически рентабельными.

Как показывает опыт разработки гигантского Ромашкинского нефтяного месторождения в Татарии, при кропотливой промысловой работе и вдумчивом использовании различных технологий гидродинамического воздействия на пласт на многих из площадей этого уже сильно обводненного месторождения удалось достичь значения КИН до 83%.

Расцвет МУН в мире приходится на конец 70-х — начало 80-х годов прошлого столетия, хотя один из первых проектов с использованием МУН был реализован еще в 1865 г. В пиковые годы в мире реализовывалось 800 – 810 проектов с МУН, но в последующие годы их число сокращалось и в настоящее время составляет 320 – 340 проектов в год.

Однако эффективность МУН и количество дополнительно добытой нефти с их применением постоянно увеличивалось, достигнув в 2008 г. 148 млн тонн.

В США в течение 2008 г. реализовано 147 проектов с использованием МУН, дополнительная добыча нефти при этом составила 33,1 млн т. Наибольшее применение в США находят технологии с использованием тепловых методов воздействия на пласт — 65 проектов, газовых — 68 проектов.

В Канаде также отдается предпочтение технологиям с тепловым и газовым воздействием на пласт: из 47 проектов с МУН, реализованных в 2008 г., тепловые составили — 16 проектов, газовые — 31 проект.

В Китае используется более широкая гамма технологий и МУН: из 36 проектов, реализованных в 2008 г., обеспечивших дополнительную добычу нефти в объеме 9,6 млн тонн, тепловые составили — 16 проектов, физико-химические — 18 проектов, микробиологические — 2 проекта.

В России МУН начали применяться в середине 70-х годов прошлого столетия. Помимо методов гидродинамического воздействия на пласт, которые применяются практически на всех разрабатываемых нефтяных месторождениях, в стране опробировано более 130 иных технологий и МУН.

МУН охвачено 7,3 млрд тонн трудноизвлекаемых запасов нефти, работы по повышению нефтеотдачи проводились более чем на 300 нефтяных месторождениях.

В годы экономических реформ с их режимом всеобщего недофинансирования дорогостоящие работы по повышению нефтеотдачи в значительной степени были свернуты. Однако с ростом мировых цен на нефть, когда дополнительно добываемая нефть с использованием МУН стала рентабельной, работы вновь возобновились и получают новое развитие.

Отличительной чертой применения МУН в России является широкое использование самых разнообразных технологий гидродинамического воздействия на пласт.

Различные технологии гидравлического разрыва продуктивных пластов, проводка протяженных горизонтальных участков ствола в продуктивном пласте, бурение горизонтально-разветвленных скважин, зарезка новых боковых стволов в старых скважинах — вот основной набор технологий гидродинамического воздействия на пласт. Они, увеличивая охват продуктивного пласта и его конечную нефтеотдачу, одновременно являются мощным инструментом для интенсификации добычи нефти, увеличения дебитов скважин и форсированного отбора их продукции.

Поэтому не случайно, что в структуре дополнительной нефти, добываемой НК «ЛУКОЙЛ» и НК «Сургутнефтегаз» с использованием МУН, свыше 60% приходится на нефть, добываемую за счет технологий гидродинамического воздействия на пласт.

Иное положение в НК «Татнефть», где эксплуатируются значительно истощенные и сильно обводненные месторождения. Здесь форсированные отборы не будут эффективными, поэтому проводится кропотливая промысловая работа по повышению конечной нефтеотдачи месторождений с использованием широкого набора различных технологий, включая различные химические гелеобразующие и полимердисперсные системы, ПАВ и их различные композиции, комбинированные химико-физические методы.
КИН зависит от горно-геологических, экономических, технических условий, применяемых МУН, времени разработки и, прежде всего, от точности определения запасов УВ на данном месторождении. Однако, по мнению некоторых ученых и практиков, несовершенство приборов и техники в построении горно-геологических моделей дает погрешность до 30%. Как же посчитать КИН? Можно ли говорить как-то однозначно о месторождении, что здесь КИН такой? Но через некоторое время уплотнили сетку скважин, применили различные МУН – и величина КИН изменилась…
Предпосылки развития нефтедобычи. В пределах суши основные (гигантские, крупные и средние) месторождения разведаны и находятся в стадии разработки или освоения. Исключение составляют так называемые «некондиционные запасы», освоение которых при существующем уровне цен и развитии используемых технологий нерентабельно. К такой категории относятся запасы в глинистых сланцах (алевролиты), в плотных карбонатных и терригенных коллекторах, в баженитах и т. д.

Запасы в таких коллекторах огромны. Имеющийся опыт показывает, что некондиционные запасы ( Кпр < Кпр конд) эффективно осваиваются с использованием новых технологий, таких как горизонтальные и многозабойные скважины, массивный гидроразрыв пласта и т. д. Так, на крупном Приобском месторождении (Кпр – 4 – 9 мд) с применением стандартных технологий не удавалось получить приток, и запасы были некондиционные. Однако с применением гидроразрыва приток был получен, и месторождение оказалось высокорентабельным.

В США, Канаде и Европе с помощью специальных технологий (протяженные горизонтальные скважины с секционным проведением гидроразрывов) ведется рентабельная добыча газа из коллекторов с матричной проницаемостью от 0,01 до 0,001 мд.

Таким образом, вовлечение не рентабельных на сегодняшний день запасов в процесс добычи является одной из предпосылок развития ресурсной базы на нераспределенных площадях. Второй источник возможного пополнения ресурсной базы и добычи – это углеводороды (нефть, газ, конденсат) на разрабатываемых месторождениях в распределенном фонде:

а) недоразведанные запасы – запасы выше- и нижележащих горизонтов, прилегающих структур, неструктурные залежи на сложнопостроенных территориях;

б) остаточные запасы на выработанных залежах. Средняя нефтеотдача в РФ порядка 33%, т. е. 67% нефти, остается не извлеченной из недр. Она не извлекается в силу экономических причин при реализации запроектированных технологий добычи. Однако применение новых технологий позволяет использовать «остаточные запасы» для развития ресурсной базы и повышения добычи, что актуально при повышении цен на нефть. Увеличение степени извлечения нефти на 1% равнозначно открытию месторождения с гигантскими запасами (типа Самотлорского).

Важным резервом увеличения ресурсной базы является совершенствование технологий разработки многопластовых залежей. На некоторых разрабатываемых месторождениях в единый объект разработки объединяют от 3 – 5 до 50 пластов с разными фильтрационными свойствами. Эффективно вырабатываются наиболее продуктивные пласты, а пласты с ухудшенной характеристикой вырабатывают лишь на 10 – 20% (КИН). Экономические соображения не позволяют разрабатывать каждый отдельный пласт по своей системе разработки, и большое количество запасов остается неизвлеченным. Поэтому важным резервом увеличения извлекаемых запасов и наращивания добычи является разукрупнение эксплуатационных объектов вплоть до одного пласта. Для достижения этого могут быть использованы современные технологии совместно-раздельной эксплуатации;

в) невырабатываемые запасы в краевых зонах малой мощности (1 м и менее). Такие запасы не вырабатываются типовыми системами разработки. Однако имеется опыт (Татария) проводки горизонтальных скважин с дугообразным контуром специально на малотолщинные зоны (порядка 0,5 м) и эффективной выработки этих зон.

Современные МУН и интегрированные технологии воздействия на пласт должны быть направлены на интеллектуализацию добычи углеводородов: использование так называемых умных скважин, оборудованных современной измерительной аппаратурой и датчиками с автоматизированной передачей информации, «умных» вытесняющих реагентов, избирательно воздействующих на флюидопотоки.

Представленный материал основан на некоторых данных «Энергетической стратегии России на период до 2030 г.», в разработке которой автор принимал участие; на цитируемых публикациях и беседах с коллегами (академиком Дмитриевским А.Н., профессором Михайловым Н.Н. и др. членами ЦКР Роснедра).

Комментарии посетителей сайта