В России проблемы нефтегазодобычи имеют исключительно важное значение. Добыча нефти и газа в значительной мере наполняет государственный бюджет и создает большое количество рабочих мест. Эта актуальная тема находится в поле зрения и политиков, и экономистов, и ученых, и производственников.
Геологоразведка и геофизика обеспечивают восполнение ресурсов и запасов в действующих и открываемых месторождениях. При этом очень важным аспектом является вопрос извлечения из недр максимального количества углеводородов, т. е. повышения коэффициента извлечения нефти (КИН). Для решения этих вопросов ученые, инженеры, производственники разработали большое количество методов увеличения нефтеотдачи пластов (МУН). В России в 2011 году были апробированы и внедрены более 280 технологий МУН. Для сравнения: в США в 1985 г. количество проектов МУН насчитывалось более пятисот. В последние годы в связи с кризисами и падением цен на нефть их количество сократилось до 133 единиц в 2017 г.
Конечно, речь не идет об их одномоментном применении в рамках одного месторождения. Они применяются избирательно в строгом соответствии с конкретными горно-геологическими, литологическими, экономическими условиями, со строгим учетом проектов разработки месторождения и техническими возможностями разработчиков.
Десять лет назад редакция журнала «Бурение и нефть» посвятила один из номеров проблемам нефтегазодобычи, озаглавив его: «О КИНе и МУНе замолвите слово…». В нем было сформулировано 11 вопросов по этой теме. Тогда мы попросили авторитетных ученых, преподавателей различных ВУЗов, сотрудников НИИ, организаторов производства ответить на предложенные вопросы.
На наш взгляд, эти вопросы не утратили своей актуальности и сегодня. Нам интересно проанализировать современное положение КИН и МУН в России. Изменились ли взгляды ученых и специалистов за эти годы?
Редакция журнала «Бурение и нефть» оставляет практически те же вопросы и приглашает специалистов высказать свое мнение по этой проблеме.
1. По документам Центральной комиссии по разработке полезных ископаемых 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 России, по регионам России и, если возможно, по отдельным месторождениям?
2. КИН зависит от горно-геологических, экономических, технических условий, применяемых МУН, времени разработки и, прежде всего, от точности определения запасов углеводородов 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?
3. Какие МУНы считаются наиболее популярными, рентабельными, или все они должны применяться адресно, то есть в строгом соответствии с горно-геологическими условиями и проектами разработки данного месторождения?
4. Что обычно понимается под термином «интенсификация нефтедобычи»? Не вредно ли форсирование добычи нефти? Не следует ли более тщательно подходить к подбору темпов отбора продукции скважин, чтобы не погубить месторождение и предотвратить преждевременное обводнение?
5. Насколько эффективны современные МУН для добычи тяжелых и вязких нефтей, а также битумов? Насколько рентабельны эти процессы?
6. В последние годы стал широко использоваться метод гидроразрыва пластов (ГРП), к которому наблюдается противоречивое отношение. Полагают, что последствия применения этого метода могут негативно сказаться в отдаленной перспективе. В самом ли деле ГРП наносит больше вреда для месторождения, чем пользы?
7. Преодолимо ли, на ваш взгляд, в перспективе отставание качественных характеристик российской техники и оборудования для увеличения нефтеотдачи от аналогичных западных образцов (колтюбинг, ГРП и т. д.)?
8. Дальнейшая эксплуатация истощенных месторождений будет поднимать КИН, но, очевидно, только до границ рентабельности. Что последует за этим? Пополнят ли скважины фонд бездействующих объектов?
Зачастую разработчики и недропользователи владеют информацией о распределении запасов в разрабатываемом объекте далеко не в полной мере. Поэтому цифры КИН на данный момент носят почти что условный характер, в отличие от величины, действительно характеризующей состояние разработки на каждый момент времени.
В моей практике встречались объекты, по которым оценки запасов примерно в 2–2,5 раза отличались от тех, которые по итогам получались при анализе промысловых исследований. Про ошибки в оценках КИН в некоторых случаях говорить бессмысленно…
Все МУНы нужно применять адресно, а не в соответствии с «модой» или «популярностью». Не последнее место занимает вопрос экономической целесообразности применения некоторых МУН, которые имеют весьма высокую стоимость, нивелирующую эффект дополнительной добычи.
Интенсификацию добычи принято считать разного вида ГТМ, увеличивающих дебит по жидкости в отдельный период времени без влияния на КИН. Любые решения по изменениям темпов отбора нужно тестировать на моделях и пилотных участках, прежде чем давать ход широкому применению.
В некоторых случаях МУН для добычи тяжелых и вязких нефтей являются единственным способом извлечения УВ сырья. Рентабельность же нужно рассматривать в каждом случае отдельно.
Для некоторых объектов ГРП – это единственный способ получить экономически рентабельный дебит. Утверждать, что гидроразрыв пласта преимущественно вреден – необоснованно.
Отставание преодолимо, если на технологию смотреть именно как на инструмент. Иными словами, для получения высокоэффективной технологии необходимо большое количество исследовательской работы, зачастую требующей огромных расходов. Во многом отставание качественных характеристик российской техники и оборудования для увеличения нефтеотдачи от аналогичных западных образцов обусловлено тем, что из разработки технологий исчезла цель по получению высокоэффективного инструмента, и бухгалтерия в наше время приобрела гораздо большее влияние на принятие решений.
Рентабельность дальнейшей эксплуатации истощенных месторождений во многом определяется стоимостью применяемой технологии. На некоторое время (при отсутствии недорогих технологий повышения нефтеотдачи) ряд скважин действительно могут оказаться в бездействии.
В самом вопросе о популярности и рентабельности МУНов кроется определенный ответ. Согласно существующим объективным прогнозам, уже через 10 лет добыча легкой нефти в России сократится до 15–20 % от нынешнего уровня, а выявленные запасы высоковязких углеводородов превысят 50 %.
Широко используемая практика обводнения пластов с целью подъема давления в них дает лишь краткосрочный положительный результат и не способствует увеличению коэффициента извлечения нефти (КИН) нефтедобывающих скважин. К тому же данный МУН оказался малоэффективным для месторождений с вязкой и трудноизвлекаемой нефтью, а также залеганий баженовской свиты, доля которых в последнее десятилетие также существенно выросла. На многих из них КИН редко превышает 25–30%, и увеличить его традиционными способами является невыполнимой задачей.
Несомненный интерес представляют способы увеличения нефтедобычи, связанные с применением генерирующих диоксид углерода термотропных гелеобразующих составов, а также с газоциклической закачкой композиционных флюидов на основе углекислого газа.
К первым относятся гелеобразующий состав «Галка-Термогель» по ТУ 2163-015-00205067-01 на основе гидроксохлорида алюминия, карбамида и уротропина, композиция из полиакриламида, хлорида алюминия, карбамида и воды, реагентная смесь, включающая титановый коагулянт, гидроксохлорид алюминия, карбамид и воду. В пластовых условиях повышение температуры водного раствора на их основе до 80–120 °С инициирует взаимодействие мочевины с гидроксохлоридом алюминия или с другими компонентами, что приводит к образованию диоксида углерода и качественного геля, который превосходит по своим характеристикам известные гели-аналоги.
Выделяющийся в результате гидролиза мочевины углекислый газ «разжижает» нефть и благоприятно влияет на дебит нефтедобывающих скважин.
Достаточно тесно к указанному МУН примыкают газовые технологии увеличения нефтеотдачи пластов, в частности, на основе закачки в скважины жидкого диоксида углерода. Широкое их освоение началось с середины восьмидесятых годов прошлого столетия. В 2004 г. в США доля нефти, дополнительно добытой с помощью СО2, составила 206 тыс. баррелей в день, что составило 4 % нефтедобычи в целом. Этот позитивный процесс был продолжен и в последующие годы. Вытеснение нефти при закачке диоксида углерода оказалось рентабельным даже при цене получаемой нефти в 18 долл. за баррель.
Проведенные промысловые испытания данного углекислотного МУН показали его высокую эффективность и на месторождениях Самарской области. В то же время надо признать, что его широкое применение существенно тормозится малочисленностью разведанных месторождений СО2 в России, а также низкой выработкой сжиженного газа на отечественных промышленных предприятиях.
Эта важная техническая задача успешно решена самарскими учеными, причем в качестве сырьевого источника углекислого газа ими предложено использовать дымовые газы с печей риформинга агрегатов аммиака, котельных, работающих на природном или попутном газе. Авторами перспективного проекта разработана технология получения реагента интенсификации нефтедобычи, а также модульная миниустановка.
Новизна запатентованного нами технического решения состоит в том, что в нем предусмотрена каталитическая очистка дымовых газов от оксидов азота с последующей абсорбцией и десорбцией углекислого газа этаноламинной композицией и сжижением СО2.
Параллельно с этим подобрано соответствующее оборудование для газоциклической закачки сжиженного углерода с чередующимися оторочками, проведена апробация метода в ООО «Ритек».
Следует отметить высокую перспективность указанного МУН для нашей страны, которая обусловлена подписанием Россией Парижского соглашения по климату и выходом в свет Указа Президента РФ № 666 от 4 ноября 2020 г. о сокращении к 2030 году эмиссии парниковых газов на 70% по сравнению с 1990 г.
Широкое применение флюидов СО2 в нефтедобыче позволит повысить уровень КИН многих нефтяных месторождений, задействовать для этой цели многочисленные источники дымовых и попутных нефтяных газов.
Безусловно, стоит обратить внимание на следующие термины: повышение нефтеотдачи пласта и интенсификация добычи нефти. Приходится сталкиваться с научными исследованиями, в которых эти два понятия представляют как бы единое целое, что на мой взгляд, в корне неправильно.
Повышение нефтеотдачи пласта характеризует интегрированную систему эксплуатации в масштабе всего месторождения или отдельно взятой залежи, тогда как интенсификация добычи нефти представляет собой точечную, дифференцированную систему принудительного всасывания, например, применение насосной эксплуатации форсированного действия (ЭЦН, тандемные системы эксплуатации скважин и т. д.).
При этом технологии направленного воздействия на призабойную зону пласта (ГРП, СКО, применение забойных нагревателей и др.) я не отнес бы к методам интенсификации добычи нефти, ибо они направлены на улучшение фильтрационно-емкостных характеристик определенной зоны скважины (не исключается и ухудшение). Эти методы целесообразнее обозначить как методы восстановления производительности скважин.
Интенсификация добычи влияет на текущий коэффициент нефтеотдачи, но не на конечную нефтеотдачу.
Нет необходимости в форсированном отборе и добыче нефти, эксплуатация месторождения вне сомнения требует тщательного подхода к организации эксплуатации скважин. Причем как раз неразумная, безответственная интенсификация добычи, так сказать, большая добыча сегодня и сейчас в период контрактной, агрессивной эксплуатации месторождений в большей степени приводит к увеличению доли трудно и практически неизвлекаемых запасов нефти в пласте.
Относительно терминов по классификации методов я бы предложил следующее:
1. методы повышения нефтеотдачи;
2. методы восстановления производительности скважин;
3. методы интенсификации добычи (скважинно-форсированного отбора).
Знаменательным событием в развитии нефтяной промышленности Казахстана явилось открытие с начала 60-70-х гг. прошлого века ряда крупнейших и уникальнейших нефтяных месторождений: Жетыбай, Узень с Карамандыбасом, Каражанбас, Каламкас и др.
Организация эффективной выработки трудноизвлекаемых запасов нефти на месторождениях Казахстана, уникальных по площади, мощности продуктивной толщи, плотности запасов, характеру насыщающих флюидов (высокопарафинистых, застывающих или вязких с высоким содержанием асфальтенов и смол) было связано с преодолением значительных трудностей.
Эффективная выработка запасов месторождений возможна лишь с применением третичных и даже четвертичных методов увеличения нефтеотдачи.
Поскольку определены четыре стадии разработки месторождений, соответственно логике должен быть и четвертичный метод увеличения нефтеотдачи, направленный на достижение наиболее максимального коэффициента извлечения нефти (КИН).
Сложность разработки месторождений Казахстана состояла в том, что наиболее значительные из них практически были лишены первого и второго этапов разработки. Поэтому задачи применения новых технологий разработки для месторождений Казахстана с самого начала разработки этих месторождений оказались актуальными.
В связи с этим потребовалось с самого начала организации их освоения применение не только традиционных систем поддержания пластового давления, но также и поддержания пластовой температуры (месторождение Узень), внутрипластового горения и паротепловых методов воздействия (месторождение Каражанбас), полимерного заводнения (месторождение Каламкас), различных методов циклического заводнения (месторождения Узень, Каламкас) и др.
Несмотря на значительные объемы трудноизвлекаемых запасов нефти, учтенных по месторождениям распределенного фонда недр, т. е. имеющих конкретных недропользователей, добыча и опытные работы ведутся весьма ограниченно.
В настоящее время для качественного и эффективного управления заводнением и в целом для разработки современных методов увеличения нефтеотдачи недостаточно видения специалиста по разработке нефтяных месторождении, здесь необходим симбиоз наук нефтегазового дела, нефтехимии и математического моделирования процессов, направленных на повышение нефтеотдачи.
Поэтому актуальными являются задачи эффективного применения новых технологий повышения нефтеотдачи, позволяющих значительно увеличить нефтеотдачу уже разрабатываемых пластов, на которых традиционными методами извлечь значительные остаточные запасы нефти уже невозможно.
Данные обстоятельства служат предпосылкой необходимости проведения научно-исследовательских работ, направленных на разработку новых подходов к обоснованию, например, полимерного заводнения для более агрессивных условий, в первую очередь за счет синтезирования и адаптации новых видов полимеров для конкретных геолого-физических условий пластов-коллекторов и обеспечивающих оптимальный диапазон адсорбции и эффективное нефтевытеснение.
На самом деле значение КИН в 38 % относится к хорошим запасам, без учета ТРИЗ, о чем прямо указано в последней Энергетической стратегии России на период до 2035 года (принятый КИН – 38,3 % без учета ТРИЗ). С учетом ТРИЗ проектный КИН по всем запасам, конечно, ниже, но уж и не 0,29, как говорят некоторые.
В ЭС–2030 приведена цифра 30–32 %, что представляется реалистичным в целом по всем запасам. Другое дело, если говорить про реально достигаемый экономически рентабельный КИН по фактической системе разработки. Здесь уместно привести такие данные ГКЗ: экономически рентабельных запасов в России всего треть от технологически извлекаемых (и это до текущего кризиса нефтяных цен).
Не могу не отметить мифические значения КИН, которые с завидным постоянством публикуются в России (на Западе такого нет, видно, больше доверяют профессионалам), когда фантазируют о средних КИН в 40 % в США (на самом деле – на уровне 34 %, причем, без сланцевой нефти) или в мире – вот-вот будет уровень 50 % (на самом деле мировой достигаемый КИН оценивается на уровне 29 %, и обсуждается возможная достижимость 32 %, и это без тяжелой нефти и битумов). Да и в Норвегии про КИН 50–60 % говорится о самых лучших месторождениях, которые по своим характеристикам относятся к «грибам» первой категории. Но ведь и у нас есть месторождения с уже достигнутыми КИН такого уровня.
Но тренд снижения проектных КИН действительно имеет место быть. Падение КИН в России, как во многих странах мира, прежде всего в США, носит объективный, природой заданный характер. И ничего страшного в этом нет. Дело в том (о чем многократно говорилось профессионалами-нефтяниками), что качество ресурсной базы ухудшается в сторону ультранизкопроницаемых коллекторов. А в таких коллекторах априори по геолого-физическим причинам невозможны высокие КИН. Достаточно вспомнить классификацию коллекторов по Ханину, где «сланцевые» и баженовские коллекторы в целом относятся к «не коллекторам», из которых невозможны рентабельные промышленные притоки нефти. Сегодня это несколько изменилось за счет длинных горизонтальных скважин с многоступенчатым гидроразрывом пласта. Однако это радикально ничего не меняет, КИН будет оставаться очень низким.
Вообще, от директивного понимания КИН в масштабе страны нужно отказаться. Дело в том, что он ни о чем не говорит, тем более, если есть желание сравнивать страны. Например, в США сегодня КИН можно оценить на уровне менее 0,25 – за счет ввода в разработку сланцевых месторождений, имеющих КИН порядка 0,1. Ну и что? А по добыче они одни из лидеров в мире. КИН хорош, когда идет сравнение по месторождениям-аналогам, но не более того. Гораздо объективнее показатель, по которому оценивал качество проектов по разработке известный нефтяник Н.Н. Лисовский, председатель ЦКР. Его требованием был коэффициент охвата не ниже 0,7. А второй сомножитель для определения КИН – коэффициент вытеснения определен объективно природой.
Можно утверждать, что проектные КИН в России находятся на мировом уровне для схожих геолого-физических условий. Другой вопрос – будут ли они достигнуты в реальности; предполагаю, что нет. Причина этого – отсутствие действенного экономического механизма, так как преобладает подход бухгалтерского учета финансов дебит-кредит по итогам каждого года. Для затрат, определяющих эффект завтрашнего дня, места нет. Так же, как и для повышения КИН и МУН.
Представляется, это не совсем верное утверждение, так как правила разработки определяют необходимость регулярного пересчета запасов при возникновении новых объективных данных. Конечно, в реальности есть погрешность, особенно на начальной стадии разработки, когда реальность кажется лучше, чем есть на самом деле. Как пример можно привести давнюю работу американской геологической службы USGS, в которой сделан вывод о возможных ошибках в КИН на +0,05–0,1 % абс. из-за ошибочности определения начальных геологических запасов по многим месторождениям страны.
Но сегодня с помощью исторических данных и месторождений-аналогов эту погрешность можно значительно снизить. Прежде всего, это вероятностное и физически содержательное геолого-гидродинамическое моделирование.
В целом критерии применимости тех или иных МУН достаточно обоснованы, но для каждого месторождения, без сомнения, нужны дополнительные лабораторные и модельные исследования, ТЭО, пилотные промысловые эксперименты.
Давным-давно известные разработчики советской школы говорили, что МУНы необходимо готовить и применять с начальных стадий разработки, иначе эффект будет в 3–4 раза ниже достижимого. Но при этом острой становится проблема достоверности расчетов прироста КИН за счет МУН, чтобы обосновать экономический результат. Однако сегодня эту достоверность можно повысить до приемлемых значений с помощью физически содержательного геолого-гидродинамического моделирования. При этом необходимо отметить, что более 60 % известных технологий МУН до настоящего времени имеют малоизученную научную базу. Требуются активные исследования фундаментального характера в области физики нефтяного пласта. То, что годилось для хорошо проницаемых коллекторов, совершенно не годится для ТРИЗ.
Это достаточно абстрактное и расплывчатое понятие. Все упирается в известное понимание оптимизации процессов и факторов. Как найти компромисс? Добыча сегодня или КИН завтра? Это искусство компромисса с ограничениями по экономике. Однако, на наш взгляд, действительно сегодня практически по многим месторождениям происходит и произошло разубоживание запасов за счет форсирования отборов (насос на забой и ниже) из малообводненных скважин и остановка высокообводненных и малодебитных скважин. Произошла деградация подхода к месторождению как к единой системе взаимосвязанных элементов-скважин. Каждая скважина экономически рассматривается как обособленный нефтяной «заводик».
В мире и в России практически уже доказана возможность рентабельной добычи таких нефтей с помощью современных технологий (у нас это компании ПАО «Татнефть» и ПАО «ЛУКОЙЛ»). Другое дело, что ключевым фактором был и всегда будет действующий в стране экономический механизм. В России и сегодня он носит примитивный (бухгалтерский) и малообоснованный характер. А в СССР, понимая такие проблемы, существовал вполне жизненный и сегодня государственный подход на основе «замыкающих затрат на добычу топливных ресурсов».
Представляется, что это надуманные сомнения и разговоры. Теория и практика давно доказали, что ключевой технологией расширения объемов рентабельного освоения ТРИЗ являются длинные горизонтальные скважины с МГРП. Конечно, современный, многостадийный ГРП это «кувалда», требующая к себе бережного и умелого обращения. Но это уже беда не технологии, а людей, которые ее проектируют и применяют.
Думаю, что все это преодолимо при умном подходе, если учесть, что мы до сих пор летаем в космос и строим атомные электростанции (когда этим занимаются специалисты-профессионалы). Однако, вспоминая басню Крылова про пирожников-сапожников, трудно согласиться с принятым недавно решением Правительства РФ поручить ОКР по комплексу ГРП корпорации МИТ, которая, конечно, делает ракеты, но слишком далека от скважин. Причем срок отведен один год.
А составлять технические задания на такое оборудование целесообразно при широком анкетировании и обсуждении с инженерами нефтяниками-практиками, чтобы не воспроизвести печальный опыт аналогичного проекта, порученного в свое время в СССР Средмашу (Министерство среднего машиностроения СССР с 1953 по 1986 гг.).
На мой взгляд, не мешало бы проработать альтернативный вариант – сотрудничество с белорусским СЗАО «Фидмаш», который такую технику успешно и давно делает, успешно освоив в свое время зарубежные технологии.
Они его давно пополняют, особенно если учесть наши правила статотчетности – один день работы в месяц, и скважина «действующая». Сегодня российская проблема – не увеличение КИН как такового, а достижение ранее утвержденных проектных КИН. При существующем подходе к составлению и приемке проектов разработки, когда для достижения проектного КИН на бумаге рисуют «тьму» скважин к бурению через 10–20 лет, прекрасно понимая, что эти скважины бурить никто не собирается, достижение даже уже принятых проектных КИН маловероятно.
P.S. Если вести речь о том, насколько популярна у нефтяников идея государственного контроля за эффективностью добычи на основе качественного мониторинга разработки месторождений, и какие идеи должны быть внесены в Федеральный закон «О недрах» для того, чтобы решение проблемы нефтеотдачи стало заботой недропользователя, то мое мнение следующее. Считаю, что реального действенного контроля за эффективностью разработки месторождений и выработкой утвержденных запасов на государственном уровне сегодня нет, или он малоэффективен. Существуют негласные правила игры – есть красная черта, определяемая ранее утвержденным КИН и его достижимость на бумаге хоть через 50 лет. И всех это устраивает. Хотя, конечно, давно пора взглянуть правде в глаза и думать о разработке действенного контроля лицензионных соглашений по выполнению проектов разработки (с реальным отзывом лицензии) и более результативном экономическом механизме стимулирования выработки остаточных запасов старых месторождений.
Возможным подходом к мониторингу может быть независимый анализ разработки месторождений со стороны ВУЗов (диссертации, дипломные работы, заказы от Минэнерго и Минприроды), как это делается сегодня в США, а для этого всего-то нужно реформировать подходы к коммерческой тайне корпораций, расширив открытый доступ к их статотчетности. Иначе будем продолжать читать их «убаюкивающие» отчеты об устойчивом развитии и всемерном повышении КИН.
Возможен и вариант создания в Минприроде-Минэнерго одного специализированного института по детальному анализу опыта разработки месторождений в России и мире, включая технологии МУН.
Представляется, что особых изменений в закон «О недрах» вносить необязательно. Нужно, чтобы государство в лице Минприроды-Минэнерго следило и реально требовало (штрафуя и отбирая лицензии) выполнения существующих правил разработки (норматив бездействующего фонда, решения проектных документов, уровни использования попутного газа и др.). Однако и при этом нефтеотдача не может стать заботой недропользователя без помощи (административной и, главное, экономической) государства. Практические примеры: малоуспешное развитие МУН сегодня в США – не создан действенный экономический механизм поддержки; исторический успешный опыт в Норвегии и Китае.
Да, и следует упомянуть опыт СССР, когда на постоянной основе отчислялась часть дохода от экспорта нефти в государственный целевой фонд нефтеотдачи для финансирования МУН от Миннефтепрома.
Если говорить о проектном КИН, то надо понимать некоторую условность этого понятия. Зачастую эта величина не учитывает реалии месторождения, которые выясняются в процессе разбуривания и эксплуатации. Если говорить о текущем значении КИН, то оно зависит от темпов отбора, времени разработки, степени вовлеченности запасов в дренирование. Если же говорить о выработке запасов в целом, то снижение КИН вполне закономерно. Это связано с тем, что «легких» запасов нефти становится с каждым годом все меньше, основной акцент нефтедобывающих компаний начинает смещаться на разработку месторождений с трудно извлекаемыми запасами (низко-проницаемые коллектора, залежи высоковязкой нефти и др.), где КИН традиционно является низким.
Насчет 30 % я не могу сказать, не знаю. Раньше эта величина оценивалась в 20 %. Приборная точность вряд ли снизилась, поэтому увеличение погрешности может быть связано только со снижением профессионального уровня интерпретаторов. Величина КИН – это оценочная характеристика, и высокой точности от нее нет смысла требовать. Тем более надо помнить, что это и экономическая характеристика, которая сильно зависит от прогнозных экономических условий. Поэтому о КИН можно говорить с точки зрения потенций залежи, т. е. как о величине доли геологических запасов нефти, которые можно извлечь при положительном экономическом балансе.
Не существует универсальных технологий, они должны быть строго адресными. Даже на одном месторождении технологии МУН могут давать разный по знаку эффект. Это зависит как от геолого-технологических условий, так и от параметров технологии. По моему мнению, большим приоритетом должны пользоваться технологии с минимальным вмешательством в пласт, например, гидродинамические МУН.
Эффективность интенсификации добычи нефти сильно зависит от геолого-технологических условий, поэтому применять ее стоит с большой осторожностью. Желательно эффективность интенсификации проверять на моделях залежей, хорошо отражающих реальные условия геологического строения и разработки объекта планируемого форсирования добычи жидкости и закачки воды.
Это низкорентабельные процессы, и с этим приходится мириться. Почему? Во-первых, они требуют частую сетку скважин, т. е. больших капитальных затрат. Во-вторых, дебиты нефти и темпы отбора низкие, что связано с высокой вязкостью нефти; таким образом, сроки окупаемости капитальных вложений увеличены. В-третьих, применение различных МУН (например, тепловых) увеличивает эксплуатационные затраты. Интерес нефтедобывающих компаний к таким залежам нефти обусловлен величиной запасов тяжелой нефти и распространенностью залежей высоковязкой нефти. Но, несмотря на накопленный опыт применения различных технологий, высокоэффективных методов разработки залежей высоковязкой нефти пока нет.
ГРП – это вынужденная мера стимуляции притока из пласта. Специалисты пробурили скважину, она при наличии запасов углеводородов не дает притока нефти, или приток крайне низкий. Как повысить рентабельность скважины? Производится ГРП. Однако есть много нюансов:
1. Каков разрез пласта, есть ли снизу и сверху водоносные пласты?
2. Находится ли скважина-кандидат для применения ГРП в зоне закачки воды?
3. Как связана выбранная скважина с окружающими добывающими?
Имеются и другие вопросы. Обычно их не рассматривают или рассматривают с точки зрения начального состояния пласта. Это в принципе неверно! Мы не раз видели, что проведение ГРП на скважине приводило к резкому ухудшению работы окружающих добывающих скважин. Более того, неудачные ГРП, зацепившие водоносные или заводненные пласты, становились источником обводнения окружающих добывающих скважин. Поэтому повторяю, что ГРП – это вынужденная мера, которая должна быть хорошо продумана.
В данном вопросе надо понимать, что даже после заводнения пласта в коллекторе содержатся подвижные запасы нефти. Они могут быть сосредоточены в разных участках разреза пласта, в разных зонах по его простиранию. Однако со временем происходит аккумуляция подвижных запасов нефти в локальных поднятиях – ловушках, в прикровельной зоне пласта. Эти запасы могут быть вполне рентабельными, и технологии, которые предусматривают периодические накопления и отбор этих запасов, будут применяться на истощенных месторождениях.
В мире постепенно заканчиваются запасы легких углеводородов. Исключение составляют страны ОПЕК, которые имеют запасы легких УВ. Снижение КИН также свидетельствует о высокой обводненности месторождений и постепенном переходе к трудноизвлекаемым УВ. В России цифры по большей части соответствуют мировым, исключение составляют месторождения Сибири, которые имеют запасы легких УВ. Например, месторождения Новопортовское, Ямбургское. Они обладают высоким темпом добычи, а также низкой обводненностью.
Всегда стоит учитывать при подсчете КИН такие факторы, как несовершенство приборов и техники при горно-геологическом моделировании, а также человеческий фактор, из-за которого могут случаться непредвиденные обстоятельства. Поэтому зачастую КИН не бывает в точности таким же, каким его прогнозировали, отличия могут быть на 10–30%. Именно поэтому необходимо сделать расчет КИН при идеальных условиях и отнять 30%. Но при этом мы получим не сам реалистичный КИН, а промежуток, в котором находится реальная цифра. Из-за большого количества факторов дать точный ответ сложно, можно только предсказать.
МУН подбирается, исходя из горно-геологических, экономических, технических условий.
А поскольку проект добычи нефти должен приносить максимальную выгоду, то МУН выбирается строго. Если же компания сомневается в выборе МУН или же ищет более выгодные варианты, то она может отправить образцы нефти, керна, а также всевозможные геологические, гидродинамические параметры в нефтяные институты, в лабораториях которых исследуются новые варианты МУН, к примеру, использование новых катализаторов при паротепловом воздействии на пласт.
Под интенсификацией добычи нефти, как правило, подразумевается воздействие, при котором происходит увеличение темпа добычи нефти. Форсирование добычи нефти нельзя назвать плохим ввиду того, что инвестиции, вложенные в разработку месторождения, окупаются быстрее. Но при этом ухудшается состояние самого месторождения, оно может полностью обводниться с течением времени. Необходимо соблюдать баланс при подборе продукции скважин между получением прибыли с разработки и удержанием месторождения в рентабельном состоянии, то есть не позволить быстро обводниться.
На мой взгляд, наиболее эффективными МУН для добычи тяжелых и вязких нефтей, а также битумов, являются тепловые, химические МУН, а также их комбинированные вариации. Причина этого кроется в том, что данные методы добычи специализируются на снижении вязкости нефти. К тому же химические МУН могут носить дополнительные эффекты, такие как снижение активности сульфатредуцирующих бактерий или же снижение количества серы в нефти, благодаря образованию соединений между серой и катализатором. Все эти причины позволяют назвать данные МУН рентабельными.
ГРП относят как к методам увеличения нефтеотдачи, так и к методам интенсификации притока. Он позволяет невероятно быстро поднять дебит нефти за счет создания трещины, удерживаемой проппантом в открытом состоянии. Но вместе с тем происходит и приток воды, который также невероятно быстро обводняет скважину. Стоит отметить, что ГРП не самым лучшим образом сказывается и на экологии, так как есть риск загрязнения питьевых вод различными химическими соединениями, закачанными в пласт. На мой взгляд, данный метод необходимо применять только в крайнем случае, когда ни один другой МУН не сможет привести к нужному результату.
Ввиду сложившейся ситуации в стране (курс рубля), российское оборудование должно быть не менее качественным, чем западные аналоги, по причине высокой стоимости западного оборудования. Отечественное оборудование должно совершенствоваться, модернизироваться. В настоящее время это единственный способ сравниться в качестве оборудования с зарубежными аналогами.
Дальнейшая эксплуатация истощенных месторождений будет поднимать КИН, но только до границ рентабельности. Скважины пополнят фонд бездействующих объектов ввиду того, что на данный момент нет такого МУН, который будет применяться при заводненности 80–90 %. Конечно, в будущем возможно он появится. Но пока такого не случилось, дальнейшие события будут разворачиваться именно так.
О проведении ГРП. Идея создавать в породе высокопродуктивную трещину с целью интенсификации притока вполне разумна. Возможные негативные последствия, связанные с риском преждевременного обводнения скважин, вероятны в случае недостоверного представления о геологическом строении пласта вблизи скважины-кандидата. Возвращаемся
к известной проблеме, связанной с представительностью и достаточностью исходной информации.
О технологии ГРП. На сегодняшний день совершенствование технологий позволяет проводить качественный гидроразрыв пласта. Еще вчера казалось проблематичным упреждение роста обводнения при возможном приобщении трещиной подошвенных вод, однако уже сегодня существуют технологии, способные создать послойную неоднородность в трещине для изменения преимущественного направления фильтрации жидкости в ней. Примером может послужить технология MixFrac, предполагающая закачку частиц с различной проводимостью проппантной пачки, для создания в донной части трещины зон с низкими фильтрационными свойствами.
Об инженерном сопровождении ГРП. При условии достаточной изученности района работ и должном инженерном сопровождении на этапе проектирования успешность выполнения мероприятия значительно повышается. Совершенствование технологии предполагает существенное повышение требований к математическим моделям, являющимися основой для симуляторов ГРП. Важным направлением в развитии моделей является учет эффектов, связанных с особенностями движения проппанта по трещине при фильтрационных утечках жидкости разрыва в пласт. Стоит отметить, что развитие программного обеспечения для проектирования ГРП на внутреннем рынке особенно важно в эпоху ведения активной санкционной политики.
Эксплуатация истощенных месторождений находится в плоскости обсуждения вопроса интересов государства, предусматривающих более полное извлечение запасов, достижение утвержденного КИНа, получение доходов в виде налогов, и, с другой стороны, интересов недропользователей, заинтересованных в экономически эффективной разработке активов.
На текущий момент в условиях снижения цены на нефть, сокращения налоговых преференций для выработанных месторождений недропользователю становится намного сложнее обеспечить рентабельность добычи из истощенных месторождений, возникает необходимость в остановке скважин, перевод их в бездействующий фонд. В рамках соглашений ОПЕК+ о снижении объемов добычи нефти, скорее всего, именно эти скважины будут представлены в качестве кандидатов для остановки.
При оптимистичном сценарии изменения рыночной конъюнктуры, развитии новых технологий нефтедобычи, методов ПНП, а также поддержке государства в виде налоговых льгот появится возможность дальнейшей разработки истощенных месторождений с целью соблюдения требований Закона о недрах по рациональному их недропользованию и наиболее полному извлечению запасов углеводородов из резервуаров.
КИН в нефтедобывающих компаниях мира составляет примерно 35–45 %, в США – 40 %, в Саудовской Аравии – 37 %, в России – 32–35 %. По компаниям распределение выглядит следующим образом:
ПАО «Сургутнефтегаз» – 43 %, НК «Роснефть» – 30 %, малые нефтяные компании – 35–40 %. Данные по Ольховскому месторождению: ООО «Лукойл-Пермь» – 31,5 %).
Но в основном КИН зависит от геолого-физических характеристик пласта, вязкости нефти и других технических факторов. Например, средний дебит нефти в Саудовской Аравии составляет 50 т/сут, в России – 10 т/сут. Природа определила КИН для разных стран и месторождений: в Саудовской Аравии преобладают песчаные почвы, отмечена высокая проницаемость, нефть, следовательно, «легкая» – Arabian Sweet Light. В России грунт плотный, нефть тяжелая – Urals.
Расчет КИН начинается на стадии геологоразведочных работ, то есть определяется первоначальная величина – геологические запасы. В процессе работы скважин на месторождении определяется суммарная добыча. КИН определяется как отношение суммарной добычи к геологическим запасам. Таким образом, КИН постоянно изменяется в процессе разработки: увеличивается добыча, корректируется величина геологических запасов. После окончания разработки и закрытия (консервации) скважин может быть определен окончательный КИН. Конечно, КИН зависит от многих факторов:
• горно-геологические показатели. Насколько геологи точно, корректно определили месторождение (проницаемость, толщину пласта, объем запасов, вязкость нефти, обводненность). В настоящее время применяются различные модели – геологические, фильтрационные, динамические. Чем точнее будут определены геолого-физические параметры месторождения, тем точнее будет рассчитан КИН, тем эффективнее будет разработка.
• экономические показатели. В основном экономика проекта разработки зависит от налогообложения. Экономисты говорят, что каждое месторождение уникально, но почему-то ко всем применяется единая система налогообложения. Существует действующая налоговая система (ДНС) и специальные налоговые режимы (СНР), в том числе СРП – соглашение о разделе продукции. Во многих нефтедобывающих странах широко применяется СРП (Китай, Алжир, Индонезия и др.), поэтому в этих странах высокий КИН, увеличиваются объемы добычи. В России всего 3 месторождения работают на условиях СРП.
• технические условия. Не все компании владеют современными прогрессивными техническими средствами добычи. Также большую роль играют санкции западных компаний, которые не позволяют приобретать технику и технологии для добычи.
• применяемые МУН. Этот фактор также влияет на эффективность разработки. Для каждого типа месторождения, для каждого этапа разработки может применяться конкретный определенный метод увеличения нефтеотдачи. Методов много, ученые проводят эксперименты: для каких скважин какие методы? Но опять подземные, скрытые, природные факторы не позволяют точно установить эффективный МУН.
• время разработки. С течением времени, по мере того как извлекается жидкость из пласта, изменяется давление пород. И возможно в данную залежь может проникнуть вода или нефть. Геологи разрабатывают для этой цели модели 4D. Известен пример из современной добычи. Нефть на Ромашкинском месторождении в Татарии была полностью извлечена. Но когда произвели бурение дополнительных скважин, образовался приток большого количества нефти. Об этом сообщала компания ПАО «Татнефть».
• точность определения запасов. Геологи с каждым годом все точнее определяют запасы углеводородов.
Необходимо особо остановиться и на геологическом моделировании.
В процессе геологического изучения объекта строятся 2D и 3D модели залежи с помощью специальных программных продуктов. При этом:
• уточняется геологическое строение залежей;
• уточняется расположение контуров нефтегазоносности;
• создается петрографическая модель залежи;
• уточняются категории запасов;
• проводится обоснование расчетных технико-экономических параметров (коэффициенты извлечения, прироста запасов и др.);
• определяется необходимое количество скважин;
• определяется дебит скважин;
• рассчитывается объем добычи по скважинам и по залежам;
• проводится расчет экономических показателей.
В последнее время применяются и модели 4D. Модель 4D включает также временной период, то есть с течением времени происходят геологические изменения, которые отражаются в модели. Как показывает практика, модели становятся все точнее и конкретнее, хотя возможны ошибки и погрешности в пределах 10 % (но не более 30 %).
Согласно обобщенным статистическим данным, при применении методов увеличения нефтеотдачи КИН составляет 30–50 %, в то время как при использовании потенциала пластовой энергии – в среднем не выше 20–25%, а при вторичных способах (заводнении и закачке газа для поддержания пластовой энергии) – 25–35 %.
Как правило, МУН применяются в строгом соответствии с горно-геологическими условиями месторождения. Но сами горно-геологические условия определяются с большой долей вероятности. Компании часто обращают внимание на аналогичные по геологическим параметрам нефтегазовые запасы. Обращают внимание на историю и результаты применения МУН. Ниже приведены различные методы повышения эффективности нефтеотдачи.
Прирост добычи после применения МУН
Все нефтедобывающие страны используют МУН. Удельный вес применяемых методов:
• тепловые 26 %
• газовые 22 %
• физические 21 %
• химические 19 %
• гидродинамические 12 %.
По степени использования МУН Россия занимает 4 место в мире. Интенсивно применяют МУН такие компании, как НК «Лукойл» (24 % годовой добычи, 25 млн т), НК «Сургутнефтегаз» (17 % годовой добычи), ПАО «Татнефть» (15 %), ПАО АНК «Башнефть» (13 %) и др.
Форсирование добычи нефти отрицательно сказывается на запасах и будущей добыче. Очень вредно форсировать добычу, это называется разубоживание запасов. В Федеральном законе «О Недрах» прямо об этом сказано следующее. Пользователь недр обязан обеспечить:
– недопущение разубоживания и выборочной отработки полезных ископаемых (ст. 22);
– наиболее полное извлечение из недр запасов основных и совместно с ними залегающих полезных ископаемых и попутных компонентов (ст. 23).
Проектирование систем и технологий разработки, не обеспечивающих достижение утвержденной нефтеотдачи, не допускается (Правила разработки, п. 6.2.2).
Составление проектной документации по выборочной отработке наиболее богатых или находящихся в более благоприятных горно-геологических условиях участков месторождения, приводящее к снижению качества оставшихся балансовых запасов, их разубоживанию и истощению месторождения, ... вследствие которых содержащиеся в них запасы полезных ископаемых могут утратить промышленное значение и оказаться потерянными, не допускается (Правила охраны недр (п. 24)).
Лица, виновные в нарушении Закона Российской Федерации «О недрах», в нарушениях, утвержденных в установленном порядке стандартов (норм, правил), связанных с использованием недрами (…. несут уголовную ответственность в соответствии с законодательством Российской Федерации, а также административную ответственность в соответствии с законодательством Российской Федерации и законодательством субъектов Российской Федерации (Правила охраны недр (п. 157)).
В США к вопросу об увеличении темпов добычи подходят с другой стороны. Большая экономика требует большого количества нефти: потребление нефти – 960 млн т в год, собственная добыча – 440 млн т,
импорт – 520 млн т. Поэтому крупные компании стараются добыть фонтанным способом основные запасы. Затем месторождение передают (продают) малым нефтяным компаниям, которые применяют различные методы увеличения нефтеотдачи и добывают оставшуюся нефть. По статистике объем добычи нефти малыми предприятиями составляет около 40 %.
Современные МУН применяются при добыче тяжелой, вязкой нефти и добыче битуминозной нефти. Используются тепловые методы при добыче. Но эти процессы малорентабельны. Рассмотрим пример Канады: добывают битуминозную нефть карьерным способом. Сооружают карьеры как при добыче угля и вывозят тяжелую, насыщенную песком нефть самосвалами.
Применение МУН позволяет:
• добыть остаточные запасы нефти;
• увеличить КИН до 60 %;
• внедрение МУН равноценно открытию и освоению новых нефтяных месторождений.
Эффективность МУН по компаниям составляет в среднем 800 т нефти на одну операцию, эффективность ГРП – 1180 т.
Для реального месторождения, чтобы в породе создать сеть трещин, в скважину под давлением вводится до 15 тыс. т водного раствора с 3% содержанием химических веществ. В состав раствора также входит до тысячи тонн песка или специальных керамических частиц, которые предотвращают смыкание трещин после гидроразрыва. В основном ГРП проводят при разработке сланцевых месторождений нефти и газа.
Гидроразрыв пласта можно проводить только в пустынных незаселенных районах. Как показывает практика, вред экологии региона сланцевого бассейна в Пенсильвании (США) носит характер экологической катастрофы. Это выражается в следующих факторах:
• химические вещества при ГРП просачиваются в поверхностные слои почвы;
• отмечаются большие выбросы парниковых газов;
• в некоторых районах Пенсильвании в колодцах даже можно поджечь воду!
• сланцевые месторождения относятся к мезозойской эре и имеют высокий уровень гамма-излучения;
• в результате ГРП радиационное загрязнение осаждается в верхних слоях пород, и в районах сланцевой добычи наблюдается повышенный радиационный фон;
• гидроразрывы пласта привели к возникновению двух небольших землетрясений в Ланкшире (США).
Российские компании преодолевают проблемы и отставание в нефтегазовой отрасли. Колтюбинг– это бурение гибкими трубами. Применяется, но не достаточно широко. В основном его используют для ремонта скважин. Для повышения эффективности добычи применяются следующие приемы:
• различные по конфигурации виды скважин;
• различные способы эксплуатации;
• умные скважины.
Виды скважин
По конфигурации, в зависимости от структуры месторождения, по видам бурения скважины могут быть:
• вертикальные;
• наклонно-направленные;
• вертикальные с боковыми отводами;
• горизонтальные.
Большую эффективность имеют горизонтальные скважины. Длина горизонтальных скважин в последние годы составляет величину 8769,3 тыс. м, то есть 35,5 % от объема всех скважин. Средняя глубина вертикальной скважины– 2000 м, горизонтальной – 3800 м. Суточный дебит вертикальной скважины – около 10 т, горизонтальной скважины– около 16 т. Увеличивается объем добычи и КИН.
Распределение добывающих скважин РФ по способам эксплуатации
фонтанный способ добычи 1,96 %
штанговый глубинный насос 31,69 %
электроцентробежный насос 64,72 %
газлифтный способ 0,34 %
прочие 1,29 %.
Необходимо упомянуть и об «умных» (интеллектуальных) скважинах. При добычи нефти и газа применяются инновационные технологии, которые замещают механизированный труд рабочих роботизированным. Это предусматривает разработку и внедрение технологий искусственного интеллекта. Своевременное получение точной информации об изменениях внутрискважинных условий имеет важное значение для безопасного и эффективного режима эксплуатации месторождения. Система комплексного мониторинга скважин (СКМС), разработанная российскими учеными компании «ПетроЛайт», позволяет оперативно принимать управленческие решения. Таким образом, СКМС выполняет следующие задачи:
• измерение температуры по всей длине ствола скважины;
• измерение забойного давления;
• контроль притока флюидов;
• гидропрослушивание в постоянном режиме;
• контроль эффективности закачки реагентов, пара, газа при МУН;
• определение эффективности закачки газа в ПХГ;
• выявление зон нарушения герметичности эксплуатационной колонны.
В России в 2018 г. переведено на автоматизированную добычу 10 429 скважин. Наиболее успешные компании: ПАО «Татнефть» – 4225 «умных» скважин, ПАО «Лукойл»– 1932, НК «Роснефть» – 1625. В среднем за год их эффективность составляет 520 т дополнительно добытой нефти на одну скважину.
Дальнейшая эксплуатация истощенных месторождений может осуществляться следующими способами:
• передача месторождения малому бизнесу (по примеру США), который имеет более низкую себестоимость добычи, имеет льготы в налогообложении;
• перевод малорентабельных месторождений на специальный налоговый режим.
Фонд скважин
Фонд скважин подразделяется на следующие группы:
• эксплуатационные скважины на балансе компаний РФ, 173 070 шт.;
• скважины, дающие продукцию, 151 470 шт.;
• неработающие скважины, 21 600 шт., то есть 12,48% от всего фонда.
В России начинают применять технологию одновременно раздельной эксплуатации (ОРЭ) скважин. Производится добыча нефти одной скважиной сразу из нескольких горизонтов. Имеется опыт применения такой технологии в Татарстане. Стоимость ОРЭ может быть в десятки раз ниже стоимости строительства новой скважины. Приведу пример: в Татарстане затраты на бурение скважины составляют 25–30 млн руб., а оборудование ОРЭ – 3–4 млн руб.
Методы увеличения нефтеотдачи следует применять с учетом физико-химических параметров пластовых флюидов, геолого-геофизических и эксплуатационных условий месторождения. Для этого физико-химические свойства композитов, изготовленных на основе различных типов реагентов, должны соответствовать характеристикам системы скважина – пласт. Перед применением метода необходимо раскрыть механизм действия закачиваемого в пласт композита на основе результатов научно-лабораторных и горно-исследовательских работ. По результатам проведенных исследований следует уточнить критерии предусмотренных для использования реагентов во всех отношениях.
Считаю, что целесообразнее отказаться от некоторых традиционных методов увеличения добычи нефти, сопровождаемых рядом негативных тенденций. Рациональнее использовать более современные инновационно-ориентированные способы, методы, технологии на атомно-молекулярном уровне, в том числе нанотехнологии.
Исследования показывают, что нанокомпозиты переходных металлов, пористые и пластичные материалы обладают свойствами регулирования реологических свойств нефтяных коллоидов. Они отрицательно влияют на процесс образования неорганических связей, катализируют распад самопроизвольно образовавшихся коллоидов от тяжелых компонентов нефти. С этой точки зрения, в результате более 120 лабораторных исследований и экспериментальных работ, проведенных на старом Сиязаньском моноклинальном месторождении нефти, аномальном, уникальном, обладающим стратиграфической несогласованностью наземном месторождении Азербайджанской Республики, реагенты и композиты нового класса с наноструктурой оказались более эффективными в процессе обработки забойной зоны для добычи и транспортировки нефти, и были проведены горные испытания на основе этих технологий, получены очень важные результаты. Об этом сообщалось в многочисленных публикациях.
Официальные источники информации о проектном и фактическом КИН в последние годы в открытой печати практически отсутствуют, поэтому текущее состояние можно видеть только по экспертным оценкам специалистов нефтяных компаний. В целом, ретроспективные данные свидетельствуют, что и проектный, и фактически достигнутый КИН в РФ неуклонно снижаются. Если в 70–80 гг. прошлого века проектный КИН в среднем по РФ составлял 0,42–0,47, то в 2000 г. этот показатель уже утверждался на уровне 0,37–0,35. Фактически достигнутый КИН в тот же период практически совпадал с проектным. Однако в 2005–2010 гг. он снизился до уровня 0,32–0,28. По данным ГКЗ средний проектный КИН по России в 2012 г. составил 38,6 %. 
По мнению некоторых авторов, в настоящее время при утвержденном 0,36 КИН стабилизировался на отметке 0,26–0,27, по отдельным регионам достигнув значения 0,35. В это же время в развитых зарубежных странах к настоящему времени он вырос: например, в США до 0,40, в Норвегии до 0,50.
Не будем подробно описывать объективные причины отмеченного тренда снижения КИН в России, такие как ухудшение структуры запасов, в целом, увеличение в них доли ТРИЗ, истощенность зрелых месторождений и т. д., поскольку они достаточно подробно и обоснованно сформулированы и объяснены. Акцентируем внимание на самом вопросе: почему фактический КИН отличается от проектного, и попробуем, хотя бы грубо, оценить следующее: какую прибавку к КИН могут принести методы увеличения нефтеотдачи (МУН)?
Итак, проектный КИН рассматривается и утверждается ГКЗ на основании материалов, предоставленных недропользователем. На только что разведанных и еще не введенных в разработку месторождениях он рассчитывается чаще всего наиболее простыми и оперативными методами: аналогии или эмпирико-статистическим методом. При этом коэффициент охвата умножается на коэффициент вытеснения нефти. При наличии ограниченного количества информации о геологическом строении вновь вводимых в эксплуатацию залежей коэффициент охвата принимается по месторождениям-аналогам или по результатам моделирования объекта (последнее более актуально, но также имеет существенные погрешности определения). Коэффициент вытеснения определяется лабораторным путем при вытеснении нефти из естественных кернов пласта вытесняющим агентом или устанавливается так же, как для предыдущего показателя, по месторождениям-аналогам. При лабораторных испытаниях количество образцов, взятых для исследований из керна разведочных скважин, весьма ограничено, и они далеко не полно характеризуют залежь по всей ее площади. Иными словами, принятый по данным таких исследований коэффициент вытеснения нефти тоже может быть определен недостаточно корректно.
Представленный подход к расчету КИН в условиях ограниченной достоверности исходных данных дает весьма неточные значения на каждом из этапов прогнозирования, что в итоге может внести существенную погрешность в значение этого важнейшего показателя. При этом ГКЗ старается предельно увеличить КИН, чтобы недропользователь старался извлечь как можно больше нефти, что в перспективе принесет максимум пользы государству. В результате на начальном этапе разработки месторождения утвержденный КИН может быть заведомо завышен. По этой причине в последующих проектных документах по мере накопления промысловых данных он корректируется и в большинстве случаев, как правило, в сторону уменьшения. Поэтому фактический КИН становится меньше утвержденного проектного, хотя недропользователь и старается извлечь как можно больше нефти, поскольку это первоочередная задача его бизнеса.
Теперь несколько слов о роли МУН в увеличении КИН. В данном случае подразумеваем применение малообъемных физико-химических методов увеличения нефтеотдачи, которые и реализуются в подавляющем большинстве в России, а не технологии разработки залежи массированным воздействием типа полимерного заводнения, закачки в качестве вытесняющего агента газа и т. п. В последнее время в печати часто отмечается, что за счет тех или иных методов повышения нефтеотдачи дополнительно получено от 15 до 25 % и более от текущей добычи нефти. Но что означают эти 25 % в пересчете на конечный КИН? Следует сразу уяснить, что это 25 % именно от текущей добычи за определенный отрезок времени эксплуатации месторождения. Также необходимо напомнить, что МУН – это третичные способы добычи, которые в нашей стране применяются на поздних стадиях разработки, когда основной объем подвижной нефти уже извлечен.
Ответим на поставленный вопрос простыми расчетами. Для примера возьмем среднее по извлекаемым запасам месторождение нефти – 10 млн т. Утвержденный КИН примем равным 0,5. Предположим, МУН начали применять на четвертой стадии разработки при достигнутом текущем отборе 80 % утвержденного КИН, т. е. на текущий момент уже извлечено 8 млн т нефти, текущий КИН равен 0,4. В период реализации МУН суммарно извлечено 100 тыс. т нефти, в том числе именно за счет МУН 25 % или 25 тыс.т. То есть, на текущий момент всего извлечено 8,1 млн т. В том числе доля за счет МУН составила 0,025/8,1 = 0,003 от извлеченных запасов или 0,025/10 = 0,0025 от утвержденных извлекаемых. Таким образом, за счет МУН текущий КИН увеличился до величины 0,403, т. е. только в третьем знаке после запятой, и добавка отличается от значения КИН на 2 порядка. Вот это и есть «громко» заявленные 25 % прироста добычи нефти. Другими словами, прирост добычи нефти за счет стандартных малообъемных МУН никогда не обеспечит существенного увеличения КИН и тем более не приблизит его к утвержденному проектному значению в случае значительного различия между утвержденным КИН и фактическим.
Из сказанного можно сделать следующие выводы:
1. Фактический КИН в подавляющем большинстве бывает меньше утвержденного ГКЗ проектного. Причина указана выше.
2. Традиционно реализуемыми в нашей стране МУН невозможно значительно увеличить КИН и обеспечить его приближение к проектному значению при ощутимом отставании текущего фактического КИН от утвержденного.
3. Для повышения роли методов увеличения нефтеотдачи и их влияния на КИН необходимо изменить сами подходы и принципы применения МУН. В частности, использовать их не на завершающих стадиях разработки, а начиная со второй, когда площади запасов почти полностью разбурены и геологическая информация о строении и специфических особенностях залежи накоплена.
4. И самое главное: КИН может быть увеличен только комплексными мерами. В первую очередь – это совершенствование технологий разработки, новые подходы к совершенствованию системы заводнения, применение новой более совершенной техники и технологии добычи нефти, скорейшее внедрение цифровых технологий и основанных на них принципов «интеллектуальных месторождений». Наряду с этим следует совершенствовать и создавать новые физические и физико-химические методы увеличения нефтеотдачи, применяя их не в последнюю очередь, а регулярно, начиная со второй стадии разработки месторождения, а в некоторых случаях даже с момента ввода его в эксплуатацию.
. Оставим несовершенство приборов и техники построения ГДМ на втором плане. Техника со временем однозначно совершенствуется, и точность результатов ее применения будет постоянно расти. Обратимся к существующим методическим принципам оценки КИН. Ранее было разработано много методических подходов и утверждены методики оценки КИН. Это– методы аналогии, эмпирико-статистические методы, эмпирико-аналитические методы, детерминированный метод, метод материального баланса, методы прогнозирования КИН с применением характеристик вытеснения. Каждый из них имеет свои преимущества и недостатки, обсуждение которых невозможно выполнить в рамках настоящего формата. Следует лишь отметить, что по мере накопления в процессе разработки месторождения кондиционной геологической и промысловой информации они позволяли «оптимизировать» значение КИН. На сегодня в соответствии с рекомендациями «Правил подготовки технических проектов разработки месторождений углеводородного сырья» (утв. приказом МПР РФ № 639 от 20.09.2019 г.) обоснование КИН производится с применением цифровых фильтрационных моделей. Но и этот метод имеет свои недостатки, особенно на вновь вводимых в разработку объектах и ранних стадиях эксплуатации месторождений. Поэтому обоснование реальных проектных КИН еще ждет разработки объективной методики.
Сначала надо определиться с терминологией. Сейчас многие специалисты стали относить к МУН не только методы физико-химического воздействия на пласт и пластовые жидкости, а также тепловые методы, методы закачки газа и т. д., но и практически весь перечень новых технических решений, распространившихся в последнее время: гидроразрыв пласта (ГРП), бурение горизонтальных скважин и забуривание боковых стволов, колтюбинг и т. п. Единого мнения на этот счет нет. Изначально к методам увеличения нефтеотдачи принято было относить методы воздействия, обеспечивающие более высокий коэффициент извлечения по сравнению с технологиями вытеснения нефти с применением воды. Эту позицию достаточно точно изложил А.А. Боксерман: «Термин методы увеличения нефтеотдачи пластов означает способы разработки, основанные на извлечении нефти с использованием поддержания потенциала внутрипластовой энергии за счет закачки агентов, отличающихся повышенным потенциалом вытеснения нефти по сравнению с закачкой воды в пласт или газа в газовую шапку и включает применение тепловых, газовых, физико-химических и микробиологических методов, а также их комбинации». В рамках этой парадигмы общий взгляд на процесс разработки залежи становится более четким: есть технологии разработки месторождения (бурение скважин, закачка воды в пласт) и есть технологии увеличения нефтеотдачи (тепловые, газовые, физико-химические методы и т. д.). Также есть технологии интенсификации добычи, например, такие как ГРП, глубокопроникающая перфорация и др., которые обычно используют для решения тактических задач разработки, и они направлены на обеспечение рентабельного уровня добычи нефти из сложнопостроенных коллекторов. Конечно следует признать, что в отдельных случаях технология ГРП является технологией разработки месторождения как таковой – это так, но, в первую очередь, ГРП - это метод интенсификации.
Среди обозначенных выше методов увеличения нефтеотдачи в России тепловые, газовые, водо-газовые и микробиологические МУН по-прежнему находятся в категории перспективных или проходят единичные опытно-промысловые испытания. До настоящего времени наиболее распространенными остаются физико-химические методы, которые прошли многолетнюю апробацию и доказали свою эффективность в различных геолого-физических условиях. Среди них особую популярность по-прежнему имеют технологии увеличения нефтеотдачи, основанные на использовании полимерных систем. Это технически доступные и универсальные методы воздействия на пласт с прогнозируемой эффективностью. Однако по мере прогрессирующего роста обводненности добываемой продукции, а также повышенной на ряде объектов пластовой температуры, особую значимость сейчас приобретают технологии закачки дисперсных систем. Это направление следует считать приоритетным, по крайней мере, на большинстве коллекторов Западной Сибири, но оно до сих пор не имеет серьезного научного обоснования к применению.
Адресность применения МУН, безусловно, должна учитывать горно-геологические условия объекта, а также его текущее состояние разработки и выработку запасов, но, к сожалению, строгого подхода к выбору метода в конкретных условиях пока не существует. В большинстве случаев специалисты руководствуются личным и промысловым опытом и доступностью самих технологий.
Проект разработки месторождения включает использование методов увеличения нефтеотдачи, но не может регламентировать использование конкретных методов. Нынешняя процедура разработки этого не предусматривает, тем более что составление проектно-технологических документов (ПТД) и реализация запланированных технических решений по МУН значительно разнесены по времени. Кроме того, лабораторные исследования по подбору и адаптации ФХ МУН часто проводятся в ограниченном масштабе или вообще отсутствуют, что тем более затрудняет включение конкретных методов или технологий МУН в ПТД.
Интенсификация добычи – это повышение дебитов жидкости при притоках попутной воды и нефти из прежних интервалов и зон эксплуатируемого пласта. При этом, как правило, дебиты попутно добываемой воды и нефти увеличиваются пропорционально. В данном случае те же самые запасы нефти извлекаются за более короткий промежуток времени, т. е. добыча нефти интенсифицируется. А поскольку работают прежние интервалы пласта, то увеличение нефтеотдачи отсутствует.
Еще в прошлом веке корифеями отечественной нефтяной науки и промышленности (Сургучев М.Л., Крылов А.П. и др.) рекомендовалось применение форсированных отборов на последних стадиях разработки при высокой обводненности добываемой продукции – порядка 90–95%. Только в этом случае за счет увеличения депрессии получают дополнительную нефть из ранее не вырабатываемых низкопроницаемых пропластков и застойных зон вследствие увеличения градиента давления и скорости фильтрации флюидов. В данном случае вовлекаются в разработку участки пласта, не охваченные ранее заводнением, а также происходит отрыв пленочной нефти с поверхности породы, то есть наблюдается увеличение нефтеотдачи. При меньшей же обводненности увеличение депрессии может привести лишь к резкому росту дебита воды – агента с меньшей вязкостью в сравнении с нефтью, что может привести к преждевременному обводнению скважины до предела рентабельной эксплуатации. Из изложенного следует, что к подбору темпов отбора продукции и увеличению депрессии на пласт необходимо подходить очень грамотно и тщательно.
С вопросом эффективности современных МУН для добычи тяжелых и вязких нефтей следует обращаться в первую очередь к региональным специалистам, которые занимаются конкретно этой тематикой. Вопрос очень специфический и ответ на него требует специальных знаний и, безусловно, опыта промысловой работы в этом направлении. В основном, применяемые в настоящее время подходы относятся к тепловым методам, являются технически сложными (особая конструкция скважин, комплекс специального наземного оборудования и т. д.) и носят затратный характер. Их эффективность и рентабельность по определению достаточно низки и в значительной степени зависят от конкретных геологических условий объекта разработки и свойств добываемой нефти. В любом случае, при добыче таких нефтей сейчас альтернативных решений тепловым методам нет, а поиск новых подходов сдерживается ценой нефти на рынке.
Рентабельность добычи некоторых тяжелых нефтей может быть повышена за счет их отдельной переработки и получения специфических органических продуктов или извлечения редких элементов. Но это направление само по себе требует детальной проработки и дополнительных финансовых затрат. Кроме того, добыча тяжелых и вязких нефтей осложнена проблемой их транспортировки (даже в пределах месторождения), что создает дополнительные технические трудности и увеличивает затраты на добычу нефти в целом.
Любой метод или технологию необходимо применять с учетом всех вытекающих из этого последствий. Например, массовое применение ГРП при наличии подстилающей подошвенной воды может даже не в отдаленной перспективе, а сразу привести к резкому обводнению добывающих скважин и преждевременному их выходу на предел рентабельной эксплуатации, что приведет к занижению фактического КИН. При низкой же проницаемости коллекторов без ГРП зачастую рентабельная эксплуатация месторождения вообще невозможна. В каких-то геолого-промысловых условиях ГРП выполняет роль интенсификации добычи нефти, а в каких-то – увеличения нефтеотдачи. Грамотное применение ГРП с выбором технологии разрыва, предназначенной для тех или иных геологических условий объекта и с учетом его текущего промыслового состояния, безусловно, не только полезно, но, как отмечено выше, в ряде случаев просто необходимо.
Считаем – безусловно, преодолимо.Подтверждением служит ответ наших ученых и специалистов на введенные западными странами санкции: мы разработали и успешно освоили новую технику и технологии в самых разных сферах жизни и деятельности. И они даже превосходят западные достижения. Да, мы «долго запрягаем, но потом быстро едем». Догоним и перегоним и в области увеличения нефтеотдачи. Основным камнем преткновения здесь является, по мнению практически всех недропользователей и ученых прикладной нефтяной науки, налоговая политика государства в отношении освоения «трудной» на сегодня сырьевой базы углеводородов и развития новой техники и технологий, необходимых для этого. Но это отдельный и, надо сказать, сложный вопрос.
Ответ очевиден. В условиях теперешней «рыночной экономики», когда во главу угла поставлена максимальная прибыль бизнес-процесса добычи нефти и газа, вполне понятно, что даже при недостижении проектного КИН, но при достижении нулевой рентабельности, сначала будут остановлены отдельные скважины, а затем прекратится эксплуатация и всего объекта (месторождения) в целом. Так что на границе рентабельности ВСЕ скважины пополнят бездействующий фонд. Продлить же эксплуатацию «вышедшего в тираж» месторождения и достичь утвержденного проектом КИН может только изменение налоговой политики государства в вопросе освоения ТРИЗ.