Слово о КИНе

STATUS AND PROSPECTS FOR INCREASING OIL REFUND FORMATIONS IN RUSSIA (part 2)

В предыдущем номере журнала (№12/2020) мы предложили ведущим ученым, преподавателям вузов, сотрудникам НИИ и производственникам принять участие в тематическом опросе на тему состояния и перспектив повышения нефтеотдачи пластов в России. Затронутая тема чрезвычайно актуальна на сегодняшний день, поэтому начатую дискуссию мы продолжаем в настоящем номере.

Ten years ago, in the February 2011 the «Drilling and oil» magazine are discussed the problems of oil and gas production in Russia. Scientists, university professors, research institutes and production workers took part in the discussion. Since the topic touched upon then remains relevant today, we decided to repeat it in our publication. High-level professionals were involved in the conversation. In particular, the discussion will focus on how the situation has changed, for the better or for the worse, how should the recovery of reservoirs be increased, which methods are more effective, how are they being introduced in our country and abroad?

Полноту извлечения нефти из пласта принято оценивать
коэффициентом нефтеотдачи (КНО). КНО может быть определен двумя способами:

КНО = (

нн
—  начальная нефтенасыщенность; 
нк – конечная (остаточная)
нефтенасыщенность.

Оба метода оценки КНО можно
отнести как к модели пласта (керну), так и к части пласта (блоку разработки,
участку или залежи в целом). Принципиальная разница состоит в том, что при
моделировании процесса дренированию (вытеснения нефти, промывки, доотмывки)
подвергается весь нефтенасыщенный объем, в случае залежи (пласта) за счет его
литологической неоднородности часть нефтенасыщенного объема остается
неохваченной процессом разработки. Отсюда введено понятие коэффициента охвата
воздействием:

β охв =

пл охв
— объем пласта, вовлеченный в разработку (в процессе дренирования); пл нн
– полный нефтенасыщенный объем.

В оценке КНО используется еще один
коэффициент – коэффициент вытеснения нефти водой, который может быть рассчитан
при условии полной промывки пласта, т.е. на момент отсутствия в получаемой из
керна жидкости нефти.

)  / S

н  — суммарное количество нефти, полученное из
образца (керна) на момент полной промывки; 
нн –
начальное количество нефти в образце;
нк – соответственно
начальнач и конечная нефтенасыщенности, ( нк соответствует
полной промывке).

Тогда КНО определится как          КНО = α выт β охв .

Нефтеотда́ча (коэффициент извлечения нефти КИН) — отношение величины извлекаемых запасов к величине геологических запасов. В зависимости от многочисленных факторов варьируется от 0,09 до 0,75 (9—75 %).

Методы повышения нефтеотдачи.

Повышение нефтеотдачи — это весь комплекс работ, направленный на улучшение физических свойств нефтяного (газового) коллектора. Коллектор имеет три основных свойства: пористость, проницаемость и трещинноватость. Если на первоначальную пористость (а ещё на степень их заполнения флюидами) человек не в силах повлиять, то на проницаемость и трещинноватость можно повлиять несколькими способами.

Гидравлический разрыв пласта — процесс резкого повышения давления в призабойной зоне пласта путём закачки в ствол большого количества жидкости. Другой экстремальный способ — микровзрыв в призабойной зоне. В результате этого воздействия от места забоя скважины по пласту распространяются трещины, которые способствуют раскрытию закупоренных и соединению мелких пор. В сочетании с улучшением миграционных возможностей нефти в пласту это позволит получить из скважины большее количество нефти. Обычно, после проведения гидроразрыва скважину на некоторое время останавливают, давая возможность нефти мигрировать из отдалённых участков пласта ближе к забою.

Водонагнетание — процесс увеличения проницаемости. В старых скважинах, уже не дающих нужное количество нефти, вместо извлечения жидкости применяют принудительную закачку (обычно воды) в пласт. В результате, в пласте повышается давление (правда не существенно), а небольшой остаток нефти в призабойной зоне этой скважины «выталкивается» за пределы окрестности скважины. В результате, нефть «вынуждена» мигрировать в другие зоны пласта, освобождая место для нагнетаемой воды. Если в других зонах пласта, куда эта нефть мигрировала, окажется добывающая скважина, нефть можно будет добыть из неё. В связи с этим, водонагнетание распространено в т. н. кустовых разработках. Куст — это скопление большого числа скважин на сравнительно небольшой площади.

Реагентно-активационное воздействие(РАВ) — технология, позволяющая направленно регулировать устойчивость нефтегазового пласта к внешним воздействиям. Для этого в нагнетательную (возмущающую) скважину производят закачку специальных флюидов с целью изменения условий на поверхности минералов, в результате чего добиваются значительного повышения чувствительности нефтегазового пласта к динамическому воздействию в обширной зоне вокруг возмущающей скважины. Динамическое воздействие осуществляется при помощи специального устройства, способного инициировать в пласте низкочастотные продольные и поперечные волны, с одновременной вынужденной фильтрацией флюида через перфорационные отверстия под действием ударной волны, распространяющейся в насосно-компрессорной трубе (НКТ). Эти преобразования в пласте сопровождаются резким ростом подвижности пластового флюида и проницаемости водонасыщенной зоны пласта вокруг нагнетательной скважины. Возросшая приемистость возмущающей скважины в большом объеме пласта, характеризующаяся равномерным профилем закачки флюида, позволяет охватить процессом заводнения заблокированные участки продуктивного пласта и зоны с предельно низкими фильтрационно-емкостными свойствами. Кроме того, увеличение ФЕС пласта в результате воздействия, приводит к более эффективному вытеснению нефти закачиваемой жидкостью. Последующее физико-химическое воздействие в реагирующих добывающих скважинах усиливает общий эффект применения технологии РАВ на блоке залежи, позволяя достигать высоких значений КИН за счет доизвлечения остаточных запасов УВ.

Исходя из физических условий содержания УВ
в пустотном пространстве коллекторов (их физико-химических свойств,
молекулярных, капиллярных и др.), из технологических и технических возможностей
(достигаемой степени полноты охвата объема пласта процес­сом вытеснения при
реализуемой системе разработки) и из экономических ограничений плотности сетки
скважин, пре­дельного дебита и обводненности продукции и других пара­метров,
ясно, что на поверхность из продуктивных пластов можно извлечь только какую-то
часть содержащихся в них запасов углеводородов.

Количественно доля запасов
(нефти, газа, конденсата), ко­торая может быть извлечена  определяется: для нефти коэффициентом
извлечения нефти (КИН), для газа
и конден­сата соответственно коэффициентами извлечения газа и кон­денсата.

Остановимся подробнее на
физической сущности коэф­фициента извлечения нефти (КИН) и методах его расчета

В общем виде коэффициент извлечения нефти
может быть выражен как отношение количества нефти, извлечен­ной на поверхность
— Qизвл. к балансовым запасам нефти залежи Qбал.

Коэффициент извлечения за все время
разработки зале­жи называется конечным, за некоторый промежуток време­ни с
начала разработки — текущим.

Имеется несколько способов расчета
конечного (проект­ного) КИН

статистический,
основанный на полученных с помощью многофакторного анализа статистических
зависимостей меж­ду конечными КИН и определяющими его различными геоло­го-физическими
и технологическими факторами;

покоэффициентный,
основанный на определении значе­ний ряда влияющих на КИН коэффициентов,
учитывающих геолого-физическую характеристику конкретной залежи нефти и
особенностей предлагаемой к внедрению системы разработки;

основанный
на технологических расчетах показателей нескольких вариантов систем разработки,
выполненных путем моделирования процесса фильтрации на трехмерных матема­тических
моделях конкретной залежи нефти.

важен потому, что он
наиболее полно раскрывает физическую сущность КИН. По этому ме­тоду конечный
КИН обычно выражается в виде произведе­ния трех коэффициентов — вытеснения (Квыт),
охвата про­цессом вытеснения (Кохв)
и заводнения (Кзав):

КИН = КВЫТКОХВ. Кзав.                                                    
(64)

— это отношение
количества нефти, вытесненного при длительной интенсивной (до полно­го обводнения
получаемой жидкости) промывке объема пус­тотного пространства коллектора, в
который проникла вода, к начальному количеству балансовых запасов нефти в этом
объеме. По существу, коэффициент вытеснения показывает предельную величину
нефтеизвлечения, которую можно до­стигнуть с помощью данного рабочей агента.
Значения Квыт, как правило, определяют экспериментально в
лабораторных условиях на длинных образцах керна с использованием мо­дельных
пластовых жидкостей. При удовлетворительной вы­борке керна, принятого для
эксперимента, получают значе­ние Квыт, характеризующееся высокой
степенью надежности.

—
это отношение объема пус­тотного пространства, занятого вытесняющим агентом
(охва­ченного процессом вытеснения), к общему объему простран­ства коллекторов
изучаемого объекта, содержащих нефть. Этот коэффициент характеризует долю
пород-коллекторов, охватываемых процессом фильтрации при данной системе
разработки. Кохв можно рассчитать по картам распростране­ния
коллекторов по площади залежи (всех и заполняемых вытесняющим агентом) на
основании эмпирических статис­тических зависимостей коэффициента охвата от
плотности сетки скважин или на основании аналогии с подобными за­лежами нефти.

характеризует потери неф­ти в объеме, охваченном процессом вытеснения из-за пре­кращения
ее добычи по экономическим соображениям при обводненности продукции скважин
менее 100 %. Он зависит от степени неоднородности пласта по проницаемости, соот­ношения
вязкостей нефти и вытесняющего агента, принятой предельной обводненности
добываемой продукции. Надеж­ных методов расчета Кзав не создано.
Обычно он оценивается либо по эмпирическим формулам, учитывающим влияющие на
него параметры, либо принимается экспертно.

Расчет КИН, выполненный покоэффициентным или
статистическим методами, нередко допускает субъективизм и неопределен­ность.
Это вызвано как множеством факторов, влияющих на КИН, и невозможностью полного
их учета, так и отсутстви­ем надежных методов определения степени влияния
каждого из них. В частности, очень сильно влияет на конечный КИН соответствие
применяемой системы разработки конкретным геолого-физическим условиям.

Наиболее полно учесть все многочисленные
факторы, вли­яющие на конечный КИН, позволяет третий способ — гео­лого-математическое
моделирование процессов фильтрации на трехмерных моделях, с помощью
быстродействующих современных ЭВМ.

С этой целью на базе детальных адресных
геолого-промысловых моделей создаются статические геолого-математические
трехмерные модели, отражающие изменчи­вость свойств коллекторов по объему
залежи.

Затем на базе статических трехмерных
геолого-математических моделей, путем моделирования процессов фильтрации в
трехмерном пространстве и вытеснения неф­ти рабочим агентом к забоям добывающих
скважин, с по­мощью ЭВМ создается динамическая модель эксплуатацион­ного
объекта, показывающая прогнозное изменение во вре­мени:

-насыщенности объема объекта нефтью и
вытесняющим агентом;

-пластового давления в зоне нагнетания
агента и отбора нефти;

-дебитов скважин и обводненности добываемой
в них про­дукции.

При желании, на дисплей ЭВМ можно вывести и
зафик­сировать состояние залежи на любой момент времени. В ре­зультате получают
расчет проектных технологических пока­зателей разработки по годам эксплуатации
и за отдельные периоды — 10, 20, 40 лет, вплоть до конца разработки.

Значение конечного КИН определяют для
нескольких ва­риантов системы разработки; он во многом является показателем
эффективности проектируемой системы, которая за­висит от того, насколько полна
та или иная система разра­ботки соответствует конкретным геолого-физическим
усло­виям реального объекта разработки.

Соответственно этому проектирование
разработки пред­ставляет собой оптимизационную задачу выбора системы
разработки, обеспечивающей получение наибольшего коэф­фициента нефтеизвлечения.
Как известно, любая оптимиза­ционная задача сводится к выбору оптимального
варианта из нескольких возможных. В соответствии с действующим по­ложением
коэффициент извлечения нефти и все другие пока­затели разработки обосновываются
не менее чем по трем ва­риантам разработки, которые различаются способами воз­действия
на продуктивные пласты, системами размещения и плотностью сеток скважин,
очередностью и темпами разбуривания объектов.

При оптимизации КИН возможны два различных
подхода. В основу оптимизации может быть положено стремление обеспечить
максимальное использование запасов недр, т.е. получение наибольшего КИН, при
этом другие признаки, в том числе и экономические, учитываются как второстепен­ные.
В этом случае обоснованное значение КИН можно на­звать технологическим.

Если доминирует экономический критерий,
предусматри­вающий получение максимальной прибыли, обоснованное значение КИН
можно назвать экономическим.

Технологический коэффициент нефтеизвлечения
до пере­хода к рыночной экономике принимался в качестве единст­венного
конечного.

Достижение этого коэффициента требовало
максималь­ного использования недр и соответственно применения более дорогих
систем разработки, расходования повышенных ма­териальных средств, особенно для
месторождений с низкой продуктивностью. В условиях ранее действовавшего планово­го
хозяйства это было оправдано.

В условиях рыночных отношений, когда
экономический фактор стал доминирующим и во главу угла ставят вопрос получения
максимальной прибыли, возникла необходимость ориентироваться на экономический
КИН. Приоритетно эко­номический подход, учитывающий современную конъюнкту­ру на
рынке нефти и действующее налоговое законодатель­ство, зачастую требует
удешевлять систему разработки даже в ущерб полноте использования недр.

Различия в технологических и   экономических   значениях КИН наиболее значительны при
низкой продуктивности и сложном геологическом строении залежей.

В случае весьма неблагоприятных
экономических показа­телей, при крайне низкой продуктивности залежи или на за­вершающей
стадии разработки, действующее законодатель­ство допускает уменьшение
обязательных налогов и плате­жей или переход на Соглашение о разделе продукции.
При этом экономический КИН подлежит увеличению.

В настоящее время технологический КИН
рассчитывается и утверждается в обязательном порядке, а экономический КИН
рассчитывается и утверждается дополнительно в случае его существенного
расхождения с технологическим коэффи­циентом нефтеизвлечения.

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 РоссииА. 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 Квыт. (определяемым обычно в лабораторных условиях), а в макромасштабе – коэффициентом охвата вытеснением Кохв. В общем случае микромасштабные результаты, т. е. Квыт., переносятся на масштабы объекта разработки для определения коэффициента извлечения нефти (КИН) в соответствии с формулой Крылова:    (1) где Qдоб. – объем добытой нефти; Квыт·Qгеол.зап. объемы извлекаемой (подвижной) нефти, зависящие от свойств вытесняющей жидкости; КИН/Квыт. – 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.
• 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.
• 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).

• Ибатуллин Р.Р., Ибрагимов Н.Г., Тахаутдинов Ш.Ф., Хисамов Р.С. Увеличение нефтеотдачи на поздней стадии разработки месторождений. М.: Недра, 2004. 292 с.
• Лысенко В.Д., Грайфер В.И. Рациональная разработка нефтяных месторождений. М.: Недра, 2005. 607 с.
• Кашик А.С., Билибин С.И., Лисовский Н.Н. О полноте нефтеизвлечения при добычи углеводородов (геологические модели и нефтеизвлечение) // Вестник ЦКР Роснедра, 2005. №1. с. 27 – 32.
• Михайлов Н.Н. Физика нефтяного и газового пласта. М.:МАКС Пресс, 2008. 446 с.
• Дмитриевский А.Н., Максимов В.М., Кульпин Л.Г., Безопасность природно-техногенных объектов на шельфе Арктики // Нефтегазопромысловый инжиниринг. 2007. 4 кв. с. 2 – 8.

• R.R. Ibatullin, N.G. Ibragimov, Sh.F. Takhautdinov, R.S. Khisamov. Increasing of oil yield at the late stage-phase of fields’ development. Moscow: “Nedra” (bowels), 2004. 292 pages
• V.D. Lysenko, V.I. Grayfer. Rational development of oil fields. Moscow: “Nedra” (bowels), 2005. 607 pages
• A.S. Kashik, S.I. Bilibin, N.N. Lisovsky. On completeness of oil recovery-yield when producing Hydro-Carbons (geological models & oil recovery-yield) // RosNedra (Russian bowels) Development Central Commission’s news, 2005, # 1. Pp. 27-32.
• N.N. Mikhailov. Physics of oil & gas layer. Moscow: MAKS Press, 2008. 446 pages
• A.N. Dmitrievsky, V.M. Maximov, L.G. Kul’pin. Safety of nature-technogenic objects at Arctic offshore shelf // Oil & gas field engineering. 2007, the 4th quarter. Pp. 2-8.

Функция комментирования доступна только для зарегистрированных пользователей

д.т.н. профессор, заместитель директора по научной работе, заслуженный деятель науки РФ

Институт проблем нефти и газа РАН (ИПНГ РАН)

Слово о КИНе

(коэффициенте извлечения нефти)

A word about oil recovery factor

Предложены рекомендации по обоснованию рационального определения КИН.

He provides recommendations for justification of rational definition of oil recovery factor.

При подсчете запасов и проектировании систем разработки нефтяных и газонефтяных месторождений используется несколько методов определения КИН.

Метод аналогии

Его достоинства – быстрота и простота определения, недостатки – низкая достоверность искомой величины в силу отсутствия в природе одинаковых по строению и условиям разработки залежей нефти и конечных по ним КИН. Широко применяется в Государственной комиссии по запасам и Центральной комиссии по ресурсам для корректировки КИН, обоснованных недропользователями.

Эмпирико-статистические методы

Рекомендованы к применению РД 153-39.1-004-96, им присущи недостатки метода аналогии, в связи с чем они ограниченно использовались до середины 90-х годов в качестве вспомогательных методов.

Эмпирико-аналитический метод

КИН = Квыт • Кохв • Кзав(Кзам)      (1)

где Квыт – коэффициент вытеснения;

Кохв – коэффициент охвата;

Кзав(Кзам) – коэффициент заводнения (замещения).

Квыт – это отношение объема нефти, полученной при ее вытеснении рабочим агентом-вытеснителем (в лабораторных условиях) из колонки репрезентативных образцов керна при соблюдении пластовых условий, среднем в системе разработки градиенте давления и «бесконечной» (в выходящем из колонки потоке жидкости нефти нет) промывке, к начальному объему нефти в колонке образцов.

Определяется по ОСТ 39-195-86.

Квыт характеризует влияние микронеоднородности строения коллектора на эффективность вытеснения рабочим агентом нефти из микрообъема пласта и, посути, дает представление о потенциальном значении КИН рассматриваемой технологии нефтеизвлечения с поддержанием пластового давления. Определяют Квыт (в соответствии с отраслевым стандартом) при скоростях продвижения воды 0,5÷3,0 м/сут.

Применительно к продуктивным пластам месторождений Западной Сибири Квыт зависит от начальной нефтенасыщенности (проницаемости) пород (рис. 1, 2) и линейной скорости фильтрации (рис. 3). Полученные зависимости остаточной нефтенасыщенности от начальной и линейной скорости фильтрации имеют вид:

Для пластов группы Ю

Кон = 19 + (Кн — 30) • (0,244 — 0,286 • lg Vлин),    (2)

Для пластов группы Б

Кон = 26 + (Кн — 30) • (0,210 — 0,153 • lg Vлин),    (3)

Для пластов группы А

Кон = 20 + (Кн — 30) • (0,312 — 0,415 • lg Vлин),    (4)

где Кн – начальная нефтенасыщенность;

Vлин – линейная скорость фильтрации.

Кохв – отношение объема части залежи, в которой происходит фильтрация (дренирование) пластовых флюидов (нефти, газа, воды) к ее общему объему. Характеризует влияние прерывистости (чередования проницаемых и непроницаемых тел) на показатели фильтрации – т. е. степень уменьшения дренируемого объема пласта по сравнению со случаем отсутствия в нем непроницаемых тел.

Кзав(Кзам) – отношение объема части залежи, занятой вытесняющим агентом, к части, в которой происходит фильтрация (дренирование) пластовых флюидов (нефти, газа, воды). Характеризует степень заполнения дренируемого объема пласта вытесняющим рабочим агентом. Коэффициент заводнения (замещения) зависит от неоднородности фильтрационных потоков (чем она выше, тем он меньше) и доли вытесняющего агента в продукции скважин, устанавливаемой по экономическим соображениям (чем она выше, тем больше Кзав(Кзам). Наиболее просто Кзав(Кзам) определить по аналитической методике В.Д. Лысенко (1975), рис. 5.

Рис. 1. Зависимость коэффициента вытеснения от начальной нефтенасыщенности

Рис. 2. Зависимость начальной нефтенасыщенности от газопроницаемости

Рис. 3. Изменение содержания текущей нефтенасыщенности в зависимости от объема прокачки воды и линейной скорости фильтрации для двух моделей пластов группы Б

Рис. 4. Зависимость Кохв от коэффициента песчанистости Р и расстояния между зонами отбора и нагнетания

Рис. 5. Зависимость коэффициента заводнения от обводненности отключения скважин и неоднородности строения ЭО

Детерминированный метод

Рис. 6. Общий вид модели

Рис. 7. Степень разведанности

Табл. Исходные данные для технологических расчетов

Рис. 8. Геологический разрез по линии скважин 37–45

Рис. 9. Динамика отбора нефти без учета прерывистости

3. На месторождении, разбуренном конечной сеткой скважин, реальный масштаб неоднородности может быть меньше расстояний между скважинами, что, естественно, приведет к завышению КИН. Завышает КИН также трансформация более детальной геологической модели в менее детальную (сглаженную) фильтрационную.

Таким образом, с применением действующего руководящего документа по подсчету запасов и проектированию разработки месторождений невозможно объективно обосновать ни рациональную систему разработки месторождения, ни КИН. Как результат в 2010 г. было приращено в России за счет увеличения КИН и поставлено на государственный баланс ~ 750 млн тонн фантомных извлекаемых запасов нефти.

Как быть и что делать дальше?

Наши предложения следующие.

2. Просить Министерство природных ресурсов и экологии РФ выступить с инициативой замены плоской системы налогообложения добычи нефти на предложенную нами на конференции 9 – 10 ноября 2010 г. в ЦКР Роснедр по УВС, максимизирующую доходы государства и недропользователя.

3. Запретить обоснование КИН недоразведанных месторождений с применением зарубежных и отечественных ЦФМ, не учитывающих реальную неоднородность продуктивных отложений.

В качестве примера на рис. 10 представлено моделирование разработки рассмотренного выше гипотетического месторождения с применением ПК «Техсхема». Из рисунка видно, что даже по результатам бурения только поисковой скважины получена несмещенная оценка КИН.

Рис. 10. Влияние прерывистости на добычу нефти (КИН)

нефтеотдача, месторождение, скважина, гидроразрыв пласта, коэффициент извлечения нефти, увеличение нефтеотдачи пластов, колтюбинг

oil recovery, field, well, hydraulic fracturing, oil recovery factor, enhanced oil recovery, coiled tubing

КОЭФФИЦИЕНТ ИЗВЛЕЧЕНИЯ

— 1. Весовое отношение извлекаемого полезного компонента (металла) при обогащении и металлургическом переделе к его общему количеству в 1 т руды. Различают К. и. при обогащении, при металлургическом переделе и общий; последний равен произведению коэф. извлечения при обогащении и металлургическом переделе руды. 2. Величина отношения извлекаемых запасов нефти к первоначальным геол. запасам в данном продуктивном пласте. С целью повышения К. и. применяются вторичные методы добычи.

Геологический словарь: в 2-х томах. — М.: Недра.
.
.

Смотреть что такое «КОЭФФИЦИЕНТ ИЗВЛЕЧЕНИЯ» в других словарях

д.т.н., профессор, директор Тюменского отделения

нефть, месторождение, объект разработки, коэффициент извлечения нефти, цифровая фильтрационная модель

oil recovery factor, underexplored fields, definition methods of oil recovery factor