Новые технологии повышения нефтеотдачи в проектных документах ЦКР Роснедр по УВС

New enhanced oil recovery technologies in design documents of the central reserves commission, federal agency for subsoil USE (Rosnedra)

V. SHELEPOV, VNIGNI

В последнее время в России и в мире наблюдаются небольшие объемы прироста запасов за счет геологоразведочных работ, уже не восполняющие объемы добытой нефти, а также ярко выражена тенденция ухудшения структуры и качества нефтяных ресурсов. По мере выработки запасов нефти на месторождениях, открытых и введенных в разработку еще в прошлом веке, растет доля запасов, относящихся к категории трудноизвлекаемых.

Lately, discovery additions in Russia and other countries of the world are insignificant, and the issue of oil recovery factor improvement becomes more and more vital.

Проект – не догма, а руководство к действию

Если в прошлом веке заводнение как метод воздействия на нефтяной пласт отвечало задачам развития добычи нефти в стране, то сейчас, с вводом в разработку все большего количества трудноизвлекаемых запасов, необходимость внедрения принципиально новых технологий и методов увеличения нефтеотдачи стала очевидной для всех.

Поскольку заводнение пока остается одним из ведущих методов разработки, важным направлением работ является повышение его эффективности за счет различных геолого-технических мероприятий (ГТМ) на скважинах, а также дополнительных гидродинамических методов воздействия (гидроразрыва пласта (далее – ГРП), горизонтальных скважин, системного воздействия и других). Не менее важным направлением повышения эффективности нефтеизвлечения является использование методов воздействия, основанных на других, более эффективных вытесняющих агентах (тепловые, газовые, физико-химические методы), – «третичные» или «современные» методы увеличения нефтеотдачи.

Проектный документ является неотъемлемой частью лицензионного соглашения на разработку нефтяного месторождения и обязателен для исполнения недропользователем. Поэтому содержание в проектном документе новых передовых технологий и систем разработки является одним из действенных механизмов внедрения в практику разработки нефтяных месторождений достижений научно-технического прогресса. Таким образом, проектирование систем разработки с применением новых технологий повышения нефтеотдачи пластов является наиболее ответственным этапом в освоении месторождений УВС.

Величина коэффициента нефтеотдачи в различных странах, по имеющимся данным, разнится весьма значительно. По данным зарубежной печати, сейчас средняя проектная нефтеотдача в мире составляет около 30%, а по месторождениям США – около 39%. Средний проектный коэффициент нефтеотдачи, по данным ГКЗ, по России сейчас составляет 38,6%. Вместе с тем величина КИН существенно изменяется по разным месторождениям и даже пластам, в зависимости от конкретных геолого-физических условий каждого из 2747 разрабатываемых в стране месторождений.

В последние годы Центральная комиссия, нефтяные компании и проектные организации страны повышают внимание к использованию новых технологий нефтеизвлечения на стадии выполнения проектных документов. Это касается как совершенствования систем заводнения, увеличения объемов и технологий геолого-технологических мероприятий (далее – ГТМ), применения гидродинамических методов воздействия, так и (правда, в меньшей степени) «третичных» методов увеличения нефтеотдачи. Это приводит к дополнительному приросту извлекаемых запасов и увеличению КИН.

Резервы нефтеизвлечения

Приросты извлекаемых запасов в проектных документах, рассмотренных ЦКР в 2005 – 2010 гг., показаны на табл. 1. Всего за этот период извлекаемые запасы увеличились более чем на 1 млрд тонн.

В объемах текущей добычи нефти значительную долю составляют мероприятия по повышению эффективности нефтеизвлечения. В основном они направлены на повышение эффективности процесса заводнения (рис. 1). По материалам, представленным организациями нефтяных холдингов по каждому разрабатываемому месторождению (в рамках ежегодной отчетности фактического выполнения принятых решений по проведению ГТМ, использованию новых методов повышения нефтеотдачи и интенсификации добычи нефти) за 2010 г., дополнительно добыто 117 млн тонн нефти, что составляет 27% от всего объема добычи нефти по крупным нефтяным компаниям Российской Федерации за этот год. Тогда как в докризисном 2007 г. эти показатели были значительно выше показателей кризисных 2008, 2009 и 2010 гг. Объемы дополнительной добычи в 2007 г. достигали 146 млн тонн, что составляло 33% от общей добычи (438,4 млн тонн) по этим организациям.
Табл. 1. Прирост начальных извлекаемых запасов. По материалам ПД на разработку месторождений УВС, рассмотренных Центральной комиссией в 2005–2010 гг.
Рис. 1. Объемы базовой добычи (внизу графика) и дополнительно добытой нефти (в середине графика) в своде по крупным нефтяным компаниям Российской Федерации за счет применения ГТМ, новых методов повышения КИН и интенсификации добычи нефти за 2001-2015 гг.
Интересны диаграммы (рис. 2), демонстрирующие объемы дополнительно добытой в 2010 г. нефти за счет ГТМ, методов повышения КИН и интенсификации добычи нефти (верхняя диаграмма), а также количество проведенных операций (средняя диаграмма) и среднюю технологическую эффективность их проведения (нижняя диаграмма). По объемам дополнительно добытой нефти, полученной за счет реализации ГТМ, новых методов повышения КИН и интенсификации добычи, лидирующие позиции, как и ранее, занимают операции по проведению гидроразрыва пласта. За счет ГРП в 2010 г. дополнительно добыто 45,2 млн тонн нефти, что составляет 37% от всего объема дополнительной добычи по крупным нефтяным компаниям России. Затем следует зарезка вторых стволов – 20 млн тонн (17%) и бурение горизонтальных скважин – 18,4 млн тонн (16%). Свыше 9,5 млн тонн (8%) компаниями дополнительно добыто за счет потокоотклоняющих технологий, 6,7 млн тонн (6%) – за счет физико-химических и 3,2 млн тонн – за счет нестационарного заводнения. И совсем мало – за счет тепловых, газовых и микробиологических методов: по 0,5; 0,2; 0,1 млн тонн соответственно. За счет прочих методов (лидерами по количеству проведенных операций в 2010 г. (31% от всего объема) являются перфорационные методы, переводы на другой объект и др.) дополнительно добыто 13,6 млн тонн, что составило 12% от всего объема дополнительной добычи нефти по крупным отечественным нефтяным компаниям. На месторождениях крупных нефтяных компаний РФ наибольшее распространение (без учета «прочих методов») – по состоянию на 01.01.2010 г. – получили физико-химические методы воздействия на призабойную зону пласта – 7245 (22% от всего количества проведенных операций), гидроразрыв пласта – 6574 (20%) и потокоотклоняющие технологии – 5689 (20%). С каждым годом увеличиваются объемы проведенных операций по зарезке боковых стволов – 1518 (5%) и бурению горизонтальных скважин – 578 (2%), которые дают значительное увеличение нефтеотдачи.
Рис. 2. Средняя технологическая эффективность (тыс.т/скв-опер), дополнительная добыча нефти (млн тонн) и количество проведенных операций по внедрению методов повышения КИН и интенсификации добычи нефти на месторождениях крупных нефтяных компаний Российской Федерации в 2010 г.
По факту в 2010 г. наибольшую технологическую эффективность показали следующие методы: бурение горизонтальных скважин – 31,8 тыс. т/скв.-опер. и тепловые методы – 15,6 тыс. т/скв.-опер. Высокая эффективность была достигнута при реализации зарезки боковых (вторых) стволов – 13,2 тыс. т/скв.-опер. и проведении гидроразрыва пласта – 6,9 тыс. т/скв.-опер.

Показатели средней технологической эффективности физико-химических методов оказались крайне низкими: всего 0,9 тыс. т/скв.-опер. И это при том, что они лидировали по количеству проведенных в 2010 г. операций – 22% от общего объема. Средняя технологическая эффективность от проведения потокоотклоняющих технологий и газовых методов составила – 1,7 и 0,6 тыс. т/скв.-опер. соответственно; от закачки композиции БП-92 – 0,4.

Технологии-лидеры и аутсайдеры

Лидерами по количеству дополнительно добытой нефти являются гидроразрыв пласта, горизонтальные скважины, бурение боковых стволов и т. д. Гидроразрыв пласта по своим технологическим возможностям является наиболее эффективным методом, применяемым при разработке пластов с очень низкими фильтрационно емкостными характеристиками, и выступает не только как способ интенсификации добычи нефти, а по существу как способ разработки низкопроницаемых коллекторов, как способ повышения нефтеотдачи.

Анализ результатов применения ГРП позволяет рассматривать этот процесс также как инструмент регулирования процесса разработки месторождения. Грамотное проведение ГРП позволяет оптимизировать заводнение пласта и разрабатывать его наилучшим образом. Особенно эффективно проектирование разработки с использованием ГРП на начальной стадии эксплуатации месторождения с пластами низкой проницаемости. Примером применения ГРП в промышленных масштабах является Северная лицензионная территория Приобского месторождения (ОАО НК «Роснефть»), где все добывающие и нагнетательные скважины вводятся из бурения с проведением ГРП. Дополнительная добыча нефти за счет ГРП в 2009 г. в целом составила 47 млн тонн, или 40% от всей дополнительно добытой нефти по стране, в 2010 г. этот показатель несколько снизился.

По средней технологической эффективности лидером также является бурение горизонтальных скважин. Этот показатель составил в 2010 г. 31,8 т/скв.-опер. На месторождениях нефтяных компаний, работающих в России, с каждым годом возрастают объемы бурения горизонтальных и наклонно-направленных скважин. По сравнению с 2000 г. число пробуренных горизонтальных скважин к 2010 г. увеличилось почти вдвое – 578 единиц.

Дополнительная добыча нефти за счет применения горизонтальных, разветвлено-горизонтальных скважин и зарезки вторых стволов в 2009 г. составила 37,8 млн тонн, в 2010 г. – 38,4 млн тонн, а вместе с дополнительной добычей, полученной за счет ГРП, эта цифра, по предварительной оценке, увеличивается больше, чем вдвое, и составляет 83,5 млн тонн.

ОАО «Сургутнефтегаз» может по праву считаться ведущей компанией по внедрению и применению ГТМ, новых методов повышения КИН и интенсификации добычи. Доля дополнительно добываемой нефти за счет проведения этих мероприятий составляет около 66% от фактической добычи по предприятию в целом (59,5 млн тонн). Такой эффект достигнут в первую очередь за счет применения ГРП, бурения горизонтальных скважин и зарезки вторых стволов. Только за счет этих методов в 2009 г. в ОАО «Сургутнефтегаз» дополнительно добыто 30,5, а в отчетном 2010 г. – 31,3 млн тонн нефти.

Суммарные показатели ОАО «ЛУКОЙЛ» за счет применения ГРП, бурения горизонтальных скважин и зарезки вторых стволов более чем вдвое – скромнее: в 2010 г. добыто 13,9 млн тонн.

На месторождениях ОАО «Татнефть» наибольшее распространение по количеству проведенных в 2009 г. операций получили «прочие методы» (перфорационные методы, переводы на другой объект и др.) – 775 операций, физико-химические методы воздействия на пласт – 765 операций, потокоотклоняющие технологии – 477 операций, гидроразрыв пласта – 239 операций. В 2010 г. в эксплуатацию введено 95 скважин с зарезкой боковых и боковых горизонтальных стволов. Средний прирост дебита нефти на одну скважину составил 8,2 т/сут. За счет этих технологий в 2010 г. дополнительно добыто 1284 тыс. тонн нефти. К сожалению, можно отметить крайне низкую степень применения в 2010 г. тепловых методов, которые заслуженно считаются лучшими технологиями при разработке месторождений вязкой нефти. За счет реализации этих методов дополнительно добыто 29 тыс. тонн нефти.

Безусловно, лидирует в ОАО «Татнефть» метод нестационарного, или циклического заводнения, за счет которого в 2010 г. на месторождениях предприятия дополнительно получено 2,7 млн тонн нефти, или 33% от всего объема дополнительной добычи (8,2 млн тонн). В последние годы он нашел достаточно широкое применение на нефтяных месторождениях Татарии, Башкирии и других регионов. Общепризнанными достоинствами метода являются простота осуществления, применимость в широком диапазоне пластовых условий и достаточно высокая экономическая и технологическая эффективность. Применим как на ранней, так и на поздней стадии разработки. Циклическое заводнение можно использовать и на сильно обводненных месторождениях, даже после наступления предела рентабельности эксплуатации скважин. Заводнение наиболее эффективно для мощных слоисто-неоднородных пластов с хорошей гидродинамической связью между прослоями, а также для трещиновато-пористых коллекторов. Благоприятным фактором является гидрофильность коллекторов. Применение метода в условиях коллекторов Татарии позволяет рассчитывать на повышение нефтеотдачи в среднем на 6 – 8% на первой стадии разработки, на 4 – 5% – на второй стадии и на 1 – 3% – на завершающих стадиях.

«Третичные методы». Перспективы внедрения

В последнее время нефтяные компании планируют увеличение объема применения газовых, водогазовых, термогазовых, тепловых и физико-химических методов воздействия на пласт. В ЦКР Роснедр рассмотрено несколько новых проектных документов по их опытным испытаниям и промышленному внедрению. Эти технологии, как правило, основаны на более сложных процессах нефтевытеснения, поэтому проектирование опытных и промышленных работ должно основываться на максимально полной геологической информации о пласте. На стадии опытно-промышленных испытаний отрабатываются основные особенности реализации новых технологий, при этом важно предусмотреть и выполнить усиленный комплекс промысловых исследований, а в случае необходимости – и дополнительных лабораторных работ. На эти разделы проектных документов по применению «третичных» методов ЦКР обращает особое внимание. Физико-химические МУН более последовательно и системно применялись в последние годы на месторождениях крупных нефтяных компаний: ОАО «Сургутнефтегаз», ОАО «ЛУКОЙЛ», ОАО «Роснефть», ОАО «Татнефть». Год от года растет количество проведенных операций на месторождениях ОАО «ТНК-ВР» и ОАО «Башнефть». Начиная с 60-х годов, за рубежом и в СССР начали проводиться опытно-промышленные работы по полимерному заводнению. Основная идея этих работ – снижение подвижности вытесняющей жидкости и, как следствие, преодоление вязкостной неустойчивости вытеснения, увеличение охвата заводнением, предотвращение ранних прорывов воды, закачиваемой в пласт к добывающим скважинам, снижение обводненности добываемой нефти и, в конечном счете, водонефтяного фактора. Создание в пласте оторочки полимерного раствора в объеме около 30% объема от порового пространства может увеличить нефтеотдачу на 10 – 13%. Применяются полимеры – полиакриламид и его модификации: РИТИН, темпоскрин и т. д.

Тепловые методы подразумевают паротепловое воздействие на пласт, внутрипластовое горение, вытеснение нефти горячей водой, пароциклические обработки скважин, а также комбинированное использование этих технологий. Россия обладает значительными запасами тяжелых нефтей (9,0 млрд тонн), что позволяет рассматривать их как важный резерв сырьевой базы. Из всех новых методов повышения нефтеотдачи пластов, насыщенных тяжелыми нефтями, как в России, так и за рубежом, наиболее подготовленными в технологическом отношении являются термические методы, которые позволяют добывать нефть вязкостью до 10 000 мПа.с, увеличивая нефтеотдачу с 6 – 20% до 30 – 50%, что сегодня невозможно достичь никакими другими методами.

Тепловое воздействие, основанное на снижении вязкости нефти при нагревании, приводит к увеличению ее подвижности в пластовых условиях. Общеизвестным примером применения тепловых методов является разработка тяжелых нефтей Усинского и Гремихинского месторождений. Фактическая дополнительная добыча при охвате процессом паротеплового воздействия и пароциклических обработок скважин всего 15% запасов пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения, за срок 1982 – 2010 гг., составила свыше 15 млн тонн. Дополнительная добыча за счет применения тепловых методов увеличения нефтеотдачи при разработке верейского горизонта и башкирского яруса Гремихинского месторождения за 1997 – 2005 гг. – 437,2 тыс. тонн.

Приведенные выше примеры единичны ввиду того, что технологии паротеплового воздействия весьма энергоемки и требуют крупных начальных материальных затрат, а также сложного оборудования (парогенераторных установок, поверхностных коммуникаций – трубопроводов, компенсаторов температурных деформаций, устьевого и внутрискважинного оборудования). Однако в последнее время растет число проектных документов, предусматривающих паротепловое воздействие на пласт при разработке высоковязких нефтей (например, «Дополнение к технологической схеме разработки Восточного нефтяного месторождения Ульяновской области» (протокол № 5172 от 16.06.2011 г.).

Основными факторами, приводящими к осложнениям при эксплуатации скважин Восточного месторождения, являются высокая вязкость нефти (от 80 до 83 мПа.с в пластовых условиях), содержание в нефти парафина, смол, серы. В состав попутного газа входят сероводород и углекислый газ. Пластовая вода является высокоминерализованной (204,9 мг/л) и содержит коррозионноактивные ионы растворимых солей.
Рис. 3. Технология птос
Рекомендуемый вариант разработки предусматривает паротепловые обработки скважин (ПТОС). Технология ПТОС заключается в периодической закачке пара в добывающие скважины. Длительность закачки пара на первом этапе опробования технологии ПТОС составляет 12 – 24 часа, затем уточняется в зависимости от эффективности обработки. После закачки пара в расчетное время осуществляется отбор продукции. В результате проведения технологии ПТОС на Восточном месторождении за 2011 – 2015 гг. будет дополнительно добыто 6,9 тыс. тонн нефти (рис. 3).

В течение 2007 – 2010 гг. ОАО «РИТЭК», в рамках государственного контракта на создание инновационной технологии разработки залежей баженовской свиты, осуществляет разработку технологии и комплекса технических средств реализации термогазового воздействия (ТГВ) на нефтяные залежи баженовской свиты Средне-Назымского месторождения, (рис. 4).
Рис. 4. Механизм вытеснения нефти при термогазовом воздействии
Разработка нефти баженовской свиты актуальна в силу ряда причин. Во-первых, прогнозные геологические запасы нефти, содержащиеся в отложениях баженовской свиты, колоссальны – по оценкам разных исследователей, составляют 100 – 170 млрд тонн. Во-вторых, широкое площадное распространение в Западной Сибири (свыше одного миллиона квадратных километров) позволяет организовать разработку отложений баженовской свиты в пределах месторождений с уже развитой инфраструктурой. В марте прошлого года Центральная комиссия (протокол № 4842 от 17.03.2010) приняла Технологическую схему опытно-промышленной разработки с применением термогазового воздействия по освоению залежей баженовской свиты Средне-Назымского месторождения. Метод также может быть эффективен на месторождениях Западной Сибири с низкопроницаемыми глиносодержащими коллекторами. Нефтеотдача залежей Баженовской свиты традиционными способами – 3 – 5% (табл. 2).

По ежегодным отчетам нефтяных компаний, фактические показатели дополнительной добычи нефти за счет применения тепловых методов составили в 2007 г. – 0,482 млн тонн, в 2008 г. – 1,07, в 2009 г. – 1,1 млн тонн и в 2010 г. – всего 0,5 млн тонн.
Табл. 2. Оценка прогноза прироста извлекаемых запасов нефти и добычи нефти из залежей Баженовской свиты
Применение газовых методов предполагает воздействие на пласт углеводородного газа, двуокиси углерода, азота, дымового газа, а также водогазового воздействия. Газовые методы давно применяют в США, Норвегии и Канаде. Методы газового и водогазового воздействия в России успешно применяются специалистами ОАО «РИТЭК» на Восточно-Перевальном месторождении, а также на Средне-Хулымском, Сергинском и Южно-Хулымском месторождениях.

Газовое заводнение – технология разработки нефтяных залежей, сочетающая преимущества газа и воды. Первым опытом довольно успешного водогазового воздействия были работы на Восточно-Перевальном месторождении. Дополнительная добыча за счет применения ВГВ на участке нагнетательной скважины №222 этого месторождения составила 3641 тонну нефти. В 2010 г., в рамках опытно-промышленных работ (ОПР), на Южно-Хулымском месторождении запроектировано водогазовое воздействие (один очаг) на участке объекта Ач1. Его реализация позволит решить сразу две проблемы: повысить процент использования (утилизации) растворенного (попутного) газа и одновременно увеличить нефтеотдачу пласта (объем закачки газа – 99,4 млн·нм3; дополнительная добыча нефти – 81,1 тыс. тонн; прирост КИН – 0,039 д. ед.. Примером побуждения к применению газовых методов может служить недавнее рассмотрение ЦКР «Дополнений к технологической схеме разработки Верхнечонского нефтегазоконденсатного месторождения» (протокол №5190 от 04.08.2011). По ежегодным отчетам нефтяных компаний, фактические показатели дополнительной добычи нефти за счет применения газовых методов составили в 2009 и в 2010 гг. всего 0,1 млн тонн.

В заключение отметим, что в уже принятых ЦКР Роснедр по УВС проектных документах на текущий момент и на перспективу значительная роль отводится новым технологиям повышения эффективности метода заводнения и увеличению объемов применения «третичных» методов увеличения нефтеотдачи.

Всего за счет применения ГТМ, новых методов повышения КИН и интенсификации добычи нефти на месторождениях крупных нефтяных компаний Российской Федерации за проектный период 2011 – 2030 гг. будет дополнительно добыто 2,2 млрд тонн нефти, что составит 20% от суммарных проектных показателей добычи по этим организациям за тот же период (10,9 млрд тонн).

Есть уверенность, что доля объема применения новых технологий (особенно «третичных» методов) с годами будет дополнительно возрастать.

Комментарии посетителей сайта

    Функция комментирования доступна только для зарегистрированных пользователей


    Авторизация


    регистрация

    Шелепов В.В.

    Шелепов В.В.

    д.г.-м.н., заместитель Председателя ЦКР Роснедр по УВС, Руководитель нефтяной секции ЦКР Роснедр по УВС, заместитель генерального директора по разработке

    ФГУП «ВНИГНИ»

    Просмотров статьи: 17282

    Рейтинг@Mail.ru

    admin@burneft.ru