В условиях непрерывного ухудшения качественного состояния ресурсной базы отрасли и небольших приростов запасов нефти за счет разведочных работ, не восполняющих объемы ее добычи, увеличение нефтеотдачи пластов приобретает стратегическое значение для стабилизации добычи нефти и ее дальнейшего развития.
Суровый климат нашей страны требует дополнительных затрат во всех областях геологической деятельности. Если в отечественной экономике мы не будем использовать передовые технологии и оборудование, способные обращать недостатки нашей природно-климатической зоны в преимущества, которые могут быть разработаны только в результате опережающего развития науки, мы, как абсолютно неконкурентоспособное общество в мире, обречены.
В XX веке наука стала мощной производственной силой, а научно-технический потенциал — определяющим фактором в конкурентной борьбе стран на ми-
анапиз Ж
то, что это было произнесено И.М. Губкиным более 60 лет назад, оно актуально и сегодня.
Хотя в настоящее время уже накоплен очень большой опыт по разработке месторождений в СССР и России, используется он, особенно в проектировании разработки месторождений, еще недостаточно, а он должен использоваться. Составление проектных документов на разработку нефтяных месторождений является сегодня комплексной научно-исследовательской работой, требующей творческого подхода, учета передового отечественного и зарубежного опыта, современных достижений науки и практики в нефтепромысловой геологии, физико-химии пласта и подземной гидродинамики, базирующейся на трехмерной геолого-технологической компьютерной модели с учетом экономико-географических факторов, требований охраны недр и окружающей среды.
Кстати, о моделях. Как и все новое, геолого-технологические модели пробивают себе дорогу с тру-
ПОВЫШЕНИЕ НЕФТЕОТДАЧИ -СТРАТЕГИЧЕСКОЕ НАПРАВЛЕНИЕ В НЕФТЕДОБЫВАЮЩЕЙ ОТРАСЛИ РОССИИ
ровом рынке. В XXI веке наука возьмет на себя еще одну не менее важную функцию в обществе — управленческую.
Само богатство науки и национальное могущество начинают все больше зависеть от знаний, наукоемких и высоких технологий. Недаром мировые научно-технологические лидеры продемонстрировали высокую устойчивость к недавним глобальным финансовым потрясениям.
Сегодня объем мирового рынка наукоемкой продукции составляет 2 трлн 300 млрд долл. Через 15 лет он достигнет примерно 4 трлн долл.
США ежегодно получают от экспорта наукоемкой продукции около 700 млрд долл., Германия — 530 млрд долл., Япония — 400 млрд долл.
Анализ мирового рынка показывает, что производство наукоемкой продукции обеспечивают всего 50 макротехнологий. По оценке директора Национального института авиационных технологий Олега Сироткина, Россия, располагая 12% ученых всего мира, может претендовать на 10-15% мирового рынка наукоемкой продукции, в т.ч. технологий нефтедобычи, нефтеотдачи и переработки нефти, что будет приносить ей 120-180 млрд долл. в год.
Отдавая должное науке в вопросах теории разработки нефтяных месторождений, хотим напомнить мысль, высказанную академиком И.М. Губкиным в его докладе на I Всесоюзном съезде нефтяников более 60 лет тому назад: «Слабость нашей научной работы заключается именно в недостаточном исследовании практики разработки, в недостаточном осмысливании накопленного богатого опыта». Несмотря на
дом. До сих пор есть сомневающиеся в том, что нужно ли для всех месторождений создавать и вести модель? Ответ тут однозначный — для всех. Потому, что модель, как систематизированные знания о месторождении, существует и существовала всегда, но порою в крайне неудобном виде: бумажные носители — карты, сечения, параметры, отчеты, а также объемные образы в головах работающих специалистов, естественно увязывающих (моделирующих) в своем мозге строение залежей и происходящие в них процессы. Создание компьютерных моделей для всех месторождений вызвано, прежде всего, необходимостью передавать накопленные знания быстро и в удобной форме. При этом гарантируется сохранение всех знаний и данных, полученных рядом классных специалистов, порой не связанных между собой, а значит, обеспечивается объективность оценок
25-
50-100 П/Ьут 7%
>100т/сут
51°оГ
10-25т^ут
В.В.ШЕЛЕПОВ,
A.Ю. КОРШУНОВ, Н.Н. ЛИСОВСКИЙ,
B.Ф. БАЗИВ
Министерство энергетики РФ
Рис. 1.
Характеристика извлекаемых запасов нефти по текущим дебитам скважин
анапиз
Рис. 2.
Степень выработки запасов нефти категорий АВС1+С2 на
разрабатываемых месторождениях по регионам
80 -|
70 -
60 -
г»« 50 -
О АО -
сэ
ЗО -
о.
20 -
Ю -
О -
76,2
79,5
58,3
41,1
36,1
36,6
47,1
Дальний Европейский Восточная Уральский Западная Поволжский Северо- Россия
Восток Север Сибирь Сибирь Кавказский
запасов, КИН, правильность выбора стратегии разработки, доразработки и др.
Обобщая всю эту большую работу, мы приходим к однозначным выводам, что высокой нефтеотдачи пластов можно достичь только при условии квалифицированно составленного проекта разработки месторождения и неукоснительного его выполнения. Все изменения в разработке месторождения необходимо производить в соответствии с изменениями в проекте.
Развивая мысль о необходимости обосновывать увеличение нефтеотдачи на начальной стадии проектирования, мы еще раз хотим обратить внимание на качество ресурсной базы в нефтедобывающей отрасли России.
Степень выработки запасов нефти на разрабатываемых месторождениях по регионам составляет от 36% на Дальнем Востоке до 79,5% на Северном Кавказе.
Благодаря усилиям нефтяной науки и практики нефтяная промышленность России владеет практически всеми применяемыми в мировой практике технологиями увеличения нефтеотдачи пластов, и в предстоящие 15 лет прогнозируют значительно увеличить объемы их внедрения.
Что касается всевозможных обработок призабой-ных зон скважин, то они применяются в очень больших количествах и много нефти добывается за счет их внедрения. Мы же остановимся в этом сообщении на главных технологиях, имеющих стратегические значения для наращивания запасов нефти и дальнейшего развития нефтяной промышленности России.
Одним из наиболее перспективных направлений совершенствования разработки нефтяных месторождений являются новые системы — с применением горизонтальных, разветвленно-горизонтальных скважин и боковых горизонтальных стволов из «старых» скважин.
Бурение горизонтальных скважин, бурение боковых горизонтальных стволов из «старых» скважин на нефтяных месторождениях России практически становится нормой жизни. Все более или менее крупные и средние компании проводят эту работу.
Но, наиболее ярким примером применения горизонтальных скважин является разработка залежи нефти пластов АС4_8 Федоровского месторождения, о котором мы говорим на каждом совещании нефтяников.
Предусматривается пробурить 950 горизонтальных скважин, дополнительно вовлечь в разработку 100 млн т геологических запасов нефти. Нефтеотдача увеличится в два раза (с 12% при применении ВС до 0,25 при применении ГС).
Компания «Сибнефть» на Сугмутском месторождении из горизонтальных скважин получает до 1000 м3/сут. нефти.
ОАО «Удмуртнефть» компании «Сиданко» из 160 боковых горизонтальных стволов из «старых» скважин уже добыла более 740 тыс. т нефти.
На Туймазинском месторождении в Башкирии из 100 боковых горизонтальных стволов в «старых» скважинах ежегодно получают более 100 тыс. т нефти.
Компания «Эксон» на месторождении Чайво-море (о. Сахалин) проектирует с куста, расположенного на берегу, пробурить скважины длиной 12 тыс. м при горизонтальной их части до 4 тыс. м.
Гидроразрыв пласта
По своим технологическим возможностям является наиболее эффективным средством, применяемым при разработке пластов с очень низкими фильтраци-онно-емкостными характеристиками.
Характерным примером может служить разработка ачимовской пачки Мало-Балыкского месторождения. Балансовые запасы нефти 645 млн. т. Проницаемость продуктивных пластов 6 миллидарси, коэффициент продуктивности 0,04 т/атм.
Проведен гидроразрыв в 573 скважинах, что составляет 83% от пробуренного фонда. Эффективными признаны операции по гидроразрыву пластов, в результате которых дебит нефти превысил величину 20 т/сут. Из 570 добывающих скважин эффективными были признаны гидроразрывы на 489 скважинах, т.е. коэффициент успешности составил 86%.
Повторно ГРП был выполнен в 37 скважинах. Средний дебит жидкости после первого гидроразрыва составил 31 т/сут; после второго — 61 т/сут.
По этим данным делается вывод о том, что повторные ГРП восстанавливают продуктивность скважин и не приводят к опережающему росту обводненности продукции.
На сегодняшний день по ачимовскому объекту средний период эксплуатации скважин до обводненности 20% составляет около 10 лет. Длина создава-
16
5/2003
анапиз Л»
160
140
120
100
ш а о О m I-
о ш т 5
с; 2
77
25 ■
8 8
0-10 10-20 20-30 30-40 40-50 50-60 60-70 70-80 >80
Дебит жидкостей после ГРП, т/сут.
емых трещин оценивается величинами 40-60 м, а расстояние между добывающими скважинами — 400 м.
При этом следует отметить, что в данном случае ГРП выступает не только как способ интенсификации добычи нефти, а по существу, как способ разработки низкопроницаемых коллекторов, а коэффициент нефтеотдачи прогнозируется — 0,245, тогда как без этой технологии месторождение практически не разрабатывалось.
Газовые методы
Из целого набора газовых методов:
— воздействие углеводородным газом в разных его модификациях;
— применение азота для повышения нефтеотдачи пластов;
— закачка дымовых газов;
— воздействие двуокисью углерода.
Методы вытеснения нефти углеводородным газом и его модификации являются наиболее эффективными способами повышения нефтеотдачи в низкопроницаемых коллекторах.
Ю.Е. Батурин, С.В. Гусев и др. в статье «Результаты испытания водогазового воздействия на Самот-лорском месторождении и перспективы его применения в Западной Сибири» утверждают, что в результате эксперимента прирост нефтеотдачи по пластам составил: по АВ2-3 — 8,0%, АВ11 — 10,2%, а по БВ10 — 19,0%, и приходят к выводу, что опыт применения ВГВ на Самотлорском месторождении
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.