Ж новые технологии
С.А. ЖДАНОВ
ОАО «ВНИИнефть» им. акад. А.П. Крылова
Рис. 1.
Динамика величины технологического эффекта от воздействия
п
рименение методов увеличения нефтеотдачи и технологий интенсификации добычи нефти являются наиболее распространенными мероприятиями по повышению эффективности разработки нефтяных месторождений.
По сложившимся к настоящему времени представлениям, методы увеличения нефтеотдачи, как правило, основаны на процессах воздействия на пласт новыми вытесняющимися агентами, а в основе методов интенсификации добычи нефти находятся в основном технологии обработки призабойных зон скважин.
К сожалению, в России нет достаточно четкой терминологической и технологической ясности относительно этих групп мероприятий, отсутствуют методические положения по систематизации и перечню методов.
Рассмотрим в связи с этим упрощенный график возможных видов динамики величин технологического эффекта при различных технологиях воздействия для участка гипотетического месторождения (рис. 1).
Далее поведение графика текущей добычи нефти может различаться в зависимости от применяемого метода воздействия.
Если приращение добычи нефти произошло за счет снижения обводненности добываемой продукции и увеличения на участке извлекаемых запасов нефти (увеличения нефтеотдачи), то график (светлая кривая) не опустится существенно ниже темной кривой.
Однако, если в результате осуществленного воздействия произошла только временная интенсификация добычи нефти, то график пересечет темную линию (прогноз добычи нефти без воздействия) и определенное время пойдет ниже ее (пунктир светлой кривой), при этом объем предварительной дополнительной добычи нефти примерно будет равен последующим потерям в добыче нефти за счет снижения добычи.
Соответствующим образом будет вести себя и зависимость накопленной добычи нефти.
МЕТОДЫ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ И ИНТЕНСИФИКАЦИЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ: ВЗАИМОСВЯЗЬ И РАЗЛИЧИЕ
Обратимся сначала к изменению во времени суммарного дебита группы скважин.
Темная кривая на рис.1 показывает, как изменялся бы дебит этих скважин без дополнительного воздействия. Если в определенный момент на участке месторождения применили дополнительное воздействие на группу скважин, то суммарный дебит скважин может увеличиваться (светлая сплошная линия) на некоторое время, определяемое периодом воздействия, при этом площадь между светлой и темной кривыми соответствует полученной за период дополнительной добыче нефти.
Как уже отмечалось, интенсификация добычи нефти достигается в основном обработками призабойных зон скважин: технологии, обеспечивающие снижение скин-фактора, частичную изоляцию пластовых вод, увеличение отборов жидкости. В большинстве случаев к методам интенсификации можно отнести гидроразрыв пласта и горизонтальные скважины.
Конечно, в реальности имеет место гораздо более сложная картина «взаимоотношений» методов повышения нефтеотдачи и интенсификации, чем это приведено на рис. 1.
Так, некоторые методы увеличения нефтеотдачи обеспечивают и определенную интенсификацию отборов нефти, а применение методов интенсификации
Время
новые технологии J»
Методы Добыча нефти по годам, млн т
1986 1990 1994 1996 1998 2000 2002
Тепловые: 25,04 23,71 21,85 22,14 23,28 21,80 19,39
закачка пара 24,47 23,18 21,70 21,89 22,92 21,80 19,09
внутрипластовое горение 0,54 0,32 0,13 0,23 0,25 0,15 0,1
закачка горячей воды 0,03 0,21 0,02 0,02 0,11 -0,15 0,2
Химические: 0,88 0,62 0,10 0,007 0,007 0,087 -
мицелярно-полимерное заводнение 0,07 0,03 0,003 0
полимерно-химическое воздействие 0,81 0,59 0,097 0,007 0,007 0,083 0
Газовое воздействие и другие: 5,65 9,95 15,07 15,63 16,05 17,16 15,52
закачка углеводородных газов (смешивающаяся и несмешивающаяся) 1,76 2,89 5,20 5,02 5,33 6,50 4,97
СО2 - смешивающаяся 1,48 4,99 8,43 8,91 9,34 9,88 9,78
СО2 - несмешивающаяся 0,007 0,01 0,01
закачка азота 0,97 1,16 1,20 1,46 1,15 0,75 0,77
закачка дымовых газов (смешивающаяся и несмешивающаяся) 1,37 0,90
Другие - - 0,24 0,24 0,23 - -
Итого 31,57 34,28 37,02 37,777 39,337 39,05 34,91
может в отдельных случаях привести к приращению дополнительных запасов, т.е. увеличить нефтеотдачу.
В ряде случаев только совместное применение этих мероприятий может обеспечить наибольший технологический и экономический эффект.
В связи с этим интересными представляются исследования изменения нефтенасыщенности после повторного нефтенасыщения заводненной пористой среды, проведенные В.Ф. Усенко, Г.Н. Пияковым и другими учеными БашНИПИнефть.
Исследования проводились на кернах девонского песчаника Туймазинского месторождения. После первоначального нефтенасыщения модель пласта заводняли и определяли коэффициент вытеснения.
Далее в заводненную модель пласта попеременно закачивали нефть и воду. Объем одной порции нефти не превышал 6% объема пор. Закачку воды продолжали до полного обводнения выходящего потока. Первая порция нефти (4,4% V пор), закачанная в заводненную модель пласта, при последующей фильтрации воды полностью не вытеснялась, остаточная неф-тенасыщенность составила 28,3% вместо 23,9% при первичном вытеснении. Затем число циклов повторного нефтенасыщения и последующего заводнения увеличили до шести. Прирост остаточной нефтенасыщен-ности продолжался. Остаточная нефтенасыщенность после шестого цикла повторного нефтенасыщения составила 38,1% вместо 23,9% при первичном вытеснении, т.е. в целом увеличилась на 14,2%.
Приведенные исследования БашНИПИнефть на наш взгляд показывают, что наибольшей эффективности извлечения вытесняемой нефти (в том числе методами увеличения нефтеотдачи) можно достичь только в условиях обеспечения полного ее отбора имеющимися скважинами, не допуская оттока нефти в ранее заводненные зоны пласта. В связи с этим методы интенсификации добычи нефти преобретают особое значение, особенно при применении методов увеличения нефтеотдачи.
Здесь же напомним и ранее проведенные исследования во ВНИИнефть и в других отечественных и зарубежных организациях, которые показывали — чем на более поздней стадии разработки месторождений
начинают применяться методы увеличения нефтеотдачи, тем, как правило, эффективность их применения будет ниже. При этом ухудшаются не только общие технико-экономические показатели, но и снижается величина конечной нефтеотдачи по сравнению с той, которая потенциально могла бы быть достигнута при применении технологии на более ранней стадии разработки. Возможное снижение коэффициента нефтеотдачи может достигать 5 — 6% и более. Особенно это относится к месторождениям с трудноизвлекае-мыми запасами.
За рубежом, как известно, используются два основных термина в связи с применением методов повышения эффективности разработки нефтяных месторождений: повышение нефтеотдачи (Enhanced oil Recovery — EOR) и улучшение нефтеотдачи (Improved Oil Recovery — IOR).
К сожалению, обобщенные зарубежные данные по применению IOR отсутствуют, т.е. эти мероприятия считаются достаточно отработанными, повседневными. Другое дело EOR. Особое внимание обращается на применение третичных методов повышения нефтеотдачи. Так, в США в семидесятых -восьмидесятых годах существовали специальные правительственные программы по применению этих методов, использовался механизм стимулирования нефтяных компаний в разработке, испытании и внедрении новых технологий третичных методов. Журнал «Oil and Gas Journal» каждые 2 года публикует подробную статистику применения этих методов по США и другим странам мира с выделением конкретных месторождений и объектов, с анализом технологической и экономической эффективности. Россия — единственная из крупных нефтедобывающих стран, которая не предоставляет материалы в эти обзоры.
Вместе с тем, в ведущих нефтедобывающих странах объемы применения методов увеличения нефтеотдачи в последние годы в основном увеличиваются несмотря на то, что нефть, добываемая за счет этих методов, как правило, дороже. Это увеличение добычи, с одной стороны, стимулируется введением правительствами некоторых стран специальных налоговых льгот для применения этих методов, а с другой стороны, обеспе-
Табл. 1.
Добыча нефти в США за счет применения методов повышения нефтеотдачи
Ж новые технологии
Табл. 2.
Число действующих проектов по повышению нефтеотдачи в США
Методы ЧИСЛО ДЕЙСТВУЮЩИХ ПРОЕКТОВ
1986 1990 1994 1996 1998 2000 2002
Тепловые: 201 154 116 115 100 92 65
закачка пара 181 137 109 105 92 86 55
внутрипластовое горение 17 8 5 8 7 5 6
закачка горячей воды 3 9 2 2 1 1 4
Химические: 206 50 30 12 11 10 4
мицелярно-полимерное заводнение 28 8 3 1 1
полимерно-химическое воздействие 178 42 27 11 10 10 4
Газовое воздействие и другие: 105 91 79 84 87 74 78
закачка углеводородных газов (смешивающаяся и несмешивающаяся) 26 23 15 14 11 6 7
С02- смешивающаяся 60 52 54 60 66 63 66
С02 - несмешивающаяся 7 4 1 1 1 1
закачка азота 9 9 8 9 10 4 4
закачка дымовых газов (смешивающаяся и несмешивающаяся) 3 3 1
Другие (в т.ч. микробиологические) - - 1 1 1 1 -
Итого 512 295 226 212 199 177 147
чивается желанием крупных нефтедобывающих компаний иметь в своем арсенале отработанные технологии применения МУН, использование которых может начаться с появлением соответствующих условий на мировом рынке. Так, если в 1985 г. добыча нефти за счет МУН (без СССР) составляла в мире около 77 млн т, то сейчас она увеличилась до 140 млн т (в том числе в США — 35 млн т).
В связи с этим наибольший интерес представляет опыт США.
В табл. 1 представлена добыча нефти, а в табл. 2 — число действующих там проектов за счет применения методов увеличения нефтеотдачи в США.
Можно видеть, что объемы добычи нефти за счет МУН увеличивались до середины 90-х годов, а затем по существу стабилизировались на уровне 35-37 млн.т/год. При этом основную долю добычи обеспечивали тепловые и газовые методы.
Число действующих проектов постепенно уменьшалось (с 512 в 1986 году до 147 в 2002 году), особенно по химическим методам. Однако при этом постоянно увеличивалась годовая добыча нефти, приходящаяся на один проект. Если в 1986 году эта величина с
Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.