УДК 622.276.1/.4"712.8" © А.А.Джавадян, В.Е.Гавура, В.И.Сафронов, 1998
А.А.Джавадян (НТЦ «ЛУКойл»), В.Е.Гавура, В.И.Сафронов (ОАО «ЮКСИ»)
Проблемы разработки месторождений с высоковязкими нефтями и пути их решения
A. A. Djavadyan (NTC «LUKoil»), V. E. Gavura, V. I. Safronov (YUKSI LLC)
Problems of Viscous Oil Field Development and Methods of Their Solution
Reviewed is the history of the development of thermal methods in Russia, including the most perspective of them: technological process of thermo-cycling stimulation of oil formation; technological process of stimulation by steam-gas heat carrier; technology of steam/thermal cycle well treatment. A conclusion has been made that utilization of thermal methods allows not only to improve efficiency of field development with high viscous oil, but also, to involve wells being under conservation into efficient operation.
течение последних двух десятилетий в России непрерывно ухудшалось качественное состояние сырьевой базы за счет изменения структуры запасов нефти, что связано в основном со значительной выработкой многих крупнейших и уникальных высокопродуктивных месторождений, а также с открытием месторождений с трудноизвлекаемыми запасами. Последние приурочены к низкопроницаемым коллекторам, нефтегазовым залежам с обширными подгазовыми зонами и небольшими нефтенасыщенными толщинами, высоковязкими нефтями, залежам, залегающим на больших глубинах.
Выработанность активных запасов по России превысила 65%, по Западной Сибири - 54%, в то время как трудно-извлекаемых запасов - соответственно 23 и 14%. По НК «Роснефть» выработка запасов составляет 36,4%, в том числе активных - 47,3%, трудноизвле-каемых - 24,3%. Практически по всем нефтяным компаниям активные запасы выработаны на 50-80% и основные резервы в извлечении нефти сосредоточены на месторождениях с трудноизвлека-емыми запасами.
Добыча нефти из категории трудноиз-влекаемых запасов по НК «Роснефть» составила в 1996 г. 6,2 млн.т, или 47,7% суммарной. Преимущественно это добыча нефти из низкопроницаемых коллекторов, так как в них сосредоточены значительные запасы нефти. Основное их количество 263,8 млн.т при общих 400,2 млн.т сосредоточено в АООТ «Пурнефтегаз».
В России имеются значительные ресурсы высоковязких нефтей (ВВН), которые вследствие незначительной их
выработки представляют собой фактически неиспользованные энергетические ресурсы, разработка их требует применения нетрадиционных методов воздействия на пласт.
Приоритетными при разработке месторождений ВВН являются тепловые методы (паротепловое воздействие на пласт, внутрипластовое горение, закачка горячей воды, паротепловые обработки скважин), как наиболее подготовленные в технологическом и техническом отношении. Они позволяют увеличить коэффициент извлечения нефти (КИН) в несколько раз (от 6-20 до 30-45%).
Ресурсная база балансовых запасов ВВН (вязкость более 30 мПа-с) составляет по России 7,2 млрд.т. Запасы сосредоточены на 267 месторождениях, содержащих 654 залежи. Основными районами, где сосредоточено до 90% запасов ВВН, являются Тюменская область -
3,1 млрд.т (44%); Республика Татарстан - 1,4 млрд.т (19%); Республика 1,0 млрд.т Архангель-область -0,5 млрд.т (7%); Пермская область -0,3 млрд.т (4%); Республика Удмуртия - 0,3 млрд.т (4%). Относительно небольшие запасы ВВН по сравнению
северных
имеются и в южных районах страны:
Красноярский край, Самарская и Оренбургская области и др., всего более 600 млн.т (рис.1).
На территории России разведано восемь крупных месторождений с запасами ВВН более 100 млн.т на каждом. Это месторождения Тюменской области: Русское, Северо-Комсомольское, За-падно-Мессояхское и Ван-Еганское с общими балансовыми запасами 2527 млн.т; Усинское и Ярегское в Республике Коми с балансовыми запасами 900 млн.т; Наульское и Таравейское месторождения Архангельской области с запасами 305 млн.т (рис.2).
В настоящее время на разрабатываемых месторождениях ВВН добыто около 285 млн.т нефти, что составляет только 4% начальных балансовых запасов. Степень выработанности запасов ВВН по России равна 14%. Из двух крупнейших
Коми
(14%);
ская
67.6%
1.5%
□ i
1.5%
□2 □ з ПА
■ 5 Пб П7 Пв □ 9 □ 10 □ 11
Рис.1. Структура начальных балансовых запасов нефти НК «Роснефть»:
1 - неизвлекаемые запасы; 2, 3, 4, 5 - остаточные извлекаемые запасы соответственно активные, высоковязкой нефти, подгазовых зон, низкопроницае-с масштабами мых коллекторов; 6 - остаточные прочие трудноизвлекаемые запасы; 7, 8, 9, районов 10, 11 - накопленная добыча нефти, полученная при выработке соответственно активных запасов, запасов ВВН, подгазовых зон, низкопроницаемых коллекторов и прочих запасов
по запасам месторождении таких нефтеи Тюменской и Архангельской областях ни одно не осваивалось и промышленная добыча нефти по ним не велась.
По НК «Роснефть» отбор нефти из запасов высоковязких нефтей в 1996 г. составил 0,506 млн.т при остаточных 152,9 млн.т, т.е. темп отбора не превышает только 0,33%. Практически вся добыча нефти (0,453 млн.т) приходится на ОАО «Сахалинморнефтегаз» с остаточными запасами 20,3 млн.т. В Краснодарском крае добывается 0,053 млн.т высоковязкой нефти, а в ОАО «Пурнефте-газ», где сосредоточено 136,4 млн.т извлекаемых запасов, добыча не начата. Здесь идет речь о Северо-Комсомоль-ском месторождении. Сеноманская нефтегазовая залежь пласта ПК 1 этого месторождения может рассматриваться на ближайшую перспективу в качестве крупнейшего объекта добычи нефти в стране. По геологическим запасам ВВН (около 0,7 млрд.т) она занимает второе место в России, уступая Русскому месторождению (1,5 млрд.т). Нефть залежи содержит 40% низкозастывающих арктических масел и других ценных компонентов, повышающих ее товарную ценность. Разработка залежи осложнена наличием подошвенной воды, подстилающей по всей площади нефтяной слой, и газовой шапки, перекрывающей его сверху. По предварительным оценкам РосНИПИтермнефти, при вводе этих месторождений в промышленную разработку с применением термических методов добыча нефти на 5-й год разработки может быть доведена до 1,7 млн.т, на 7-й год - 3,6 млн.т и на 12-й - 8,5 млн.т.
Тюменская область 44%
Пермская область 4%
Коми 4%
Архангельская область 7%
По оценке этого же института, при вводе в промышленную разработку трех крупных месторождений высоковязких нефтей в Архангельской области: Тара-вейского, Наульского и Лабоганского с суммарными извлекаемыми запасами 76 млн.т добыча нефти по ним составит на 5-й год - 0,365 млн.т,
на 8-й - 1,2 млн.т и на рИс.2. Диаграмма распределения остаточных балансовых запасов ВВН
13-й - 2,2 млн.т. по России
В целом по НК «Роснефть» добыча нефти за счет термических методов при сложившихся условиях без развития работ по разрабатываемым месторождениям ВВН к 2000 г. снизится до 0,280 млн.т, а к 2005 г. до 0,2 млн.т. Широкое внедрение тепловых методов на новых месторождениях ВВН в ОАО «Пурнефтегаз» и ОАО «Архан-гельскгеолдобыча», а также увеличение объемов их внедрения в ОАО «Сахалин-морнефтегаз» позволят извлечь в 2000 г. 0,56 млн.т, в 2005 г. - 5,1 млн.т, а в 2010 г. - 11,1 млн.т нефти. Потребуется широкое применение различных тепловых методов, но основным будут пароцикличе-ские обработки скважин. Ввод в разработку крупных месторождений ВВН позволит в целом по России увеличить добычу на 25-30 млн.т.
Рассмотрим историю развития тепловых методов в стране.
Тепловые методы начали впервые применяться на месторождении Оха, где в
1962 г. была внедрена технология паро-циклических обработок призабойных зон добывающих скважин. В 1965 г. ее применили на месторождении Зыбза-Глубо-кий Яр. Процесс внутрипластового горения был начат на месторождении Павлова Гора (Краснодарский край) в 1966 г. В 1968 и 1969 г. паротепловое воздействие (ПТВ) стало применяться на месторождениях Катангли (о. Сахалин), затем в Чеченской республике, Татарстане, Коми, Удмуртии.
В настоящее время термические методы применяются на 8 промысловых объектах, в том числе ПТВ - на 5 объектах, заводнение с горячей водой на 3 объектах (см.таблицу). Общие запасы нефти, на которых применяются тепловые методы, достигают 1,1 млрд.т при охвате воздействием 273 млн.т. За 1986-1996 гг. в результате внедрения тепловых методов добыто 16,4 млн.т. Всего за весь период их применения в России добыто допол-
Началь- Текущие
Метод Глубина Нефтена- Вяз- ные балансовые
Объединение,область Месторождение воздейст- Тип коллектора залегания, м сыщенная толщина, м емость, мкм2 кость, мПас балансовые запасы, млн.т запасы, охваченные воздействием, млн.т
«Коминефть» Усинское ПТВ Карбонатный 1344 59 9.38 710 616.8 74
Ярегское ПТВ Терригенный 170-225 16-35 3.27 15000 197.7 31
«Удмуртнефть» Гремихинское ПТВ - Карбонатный + терригенный 1147 24,4 0,105 125 73,6 53
Мишкинское Закачка горячей воды Карбонатный 1490 14,7 0,235 78,4 43,6 2,5
«Сахалиннефтегаз» Оха ПТВ Терригенный 80-540 25.8 0.67 94 56 32
Катангли ПТВ 30-175 14.7 0.58 1200 19 17
«Башнефть» Воядинское Закачка горячей воды 1460 4.6-12 0.02- 0.3 34 28.3 19.4
«Нижневолжскнефть» Жирновское То же Терригенный + карбонатный 630-2400 2.7-9.5 0.03-0.7 25-29 58.3 7.8
«Пурнефтегаз» СевероКомсомольское - Терригенный 1056-1134 10,5 1,34 71,8 682.0 -
Архангельская Наульское - -«- 850-1250 4-14 0.2 48.9 160 -
Таравейское - Терригенный+ карбонатный 970-1120 4-17 0,018-0.5 34-1150 100.1 -
нительно более 24 млн.т нефти, в 1996 г. -около 1,6 млн.т нефти. Основными объектами являются Усинское и Ярегское месторождения АО «Коминефть» (0,8 млн.т), Гремихинское месторождение АО «Уд-муртнефть» (0,45 млн.т), а также месторождения Оха и Катангли АООТ «Са-халинморнефтегаз» (0,32 млн.т).
В настоящее время дополнительная добыча нефти в России за счет внедрения тепловых методов по абсолютной и относительной величине значительно меньше чем в США, где годовая дополнительная добыча за счет тепловых методов составила 23,3 млн.т, что всего на 0,7 млн.т меньше накопленной за 30-летний период их внедрения в России.
В 1996 г. в мире за счет тепловых методов было добыто почти 70 млн.т нефти, или 63,5% всей
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.