ПРОБЛЕМЫ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ
Н.П. Запивалов
Томский политехнический университет
Остаточные или неизвлекаемые запасы нефти существующими методами разработки месторождений достигают в среднем 55–75% от первоначальных геологических запасов в недрах (рис. 1).
Рис. 1.
В международной практике роль воспроизводства сырьевой базы нефтедобычи за счет внедрения новых методов увеличения нефтеотдачи – МУН (тепловых, газовых, физических, химических, гидродинамических, микробиологических) на базе инновационных технологий быстро растет и становится все более приоритетной (рис. 2).
Рис. 2. Увеличение нефтеотдачи пластов различными методами.
К настоящему времени, благодаря такому инновационному развитию нефтедобычи, мировые доказанные извлекаемые запасы увеличились в 1,4 раза, т.е. на 65 млрд. т, а коэффициент извлечения нефти (КИН) в отдельных районах достигает 45% (пример: шельф Норвегии), что в 1,6 раза больше, чем в России. [9]
Имеются сведения, по крайней мере, о 1500 действующих проектах применения МУН в мире, в том числе по методам теплового воздействия на пласты – 600, физико-химическим – 450 и газовым методам – 400. Годовой прирост добычи за счет применения этих методов оценивается в 120–130 млн. тонн. [10]
В США в 2010 г. в работе было 194 проекта по повышению нефтеотдачи. Прирост добычи нефти составил 40 млн т/год. Следует отметить, что подавляющее число проектов отностится к методам газового воздействия на пласт, в основном закачка СО2 (115 проектов). В американских проектах не обозначен метод гидравлического разрыва пластов (ГРП). [10]
Повышение КИН лишь на 1% в целом по России позволило бы добывать дополнительно 30 млн. тонн в год. Но это пока не получается. Следует подчеркнуть, что основная добыча нефти в России производится на месторождениях Западной Сибири.
Рис. 3. Динамика нефтеотдачи (КИН) в США, России и Западной Сибири.
[Energyland.info05.07.10 ]
Гидравлический разрыв пласта (ГРП) является одним из самых распространенных методов интенсификации разработки нефтяных месторождений и текущего повышения нефтеотдачи в Западной Сибири.
Технология осуществления ГРП включает в себя закачку в скважину с помощью мощных насосных станций жидкости разрыва (гель, в некоторых случаях вода, либо кислота при кислотных ГРП) при давлениях, выше давления разрыва нефтеносного пласта. Для поддержания трещин в открытом состоянии в терригенных коллекторах используется расклинивающий агент — проппант (обработанный кварцевый или синтетический песок), а в карбонатных — кислота, которая разъедает стенки созданной трещины.
После проведения ГРП дебит скважины, как правило, резко возрастает. Этот метод позволяет кратковременно «оживить» угасающие скважины, а затем требуется повторять те же операции.
Многие эксперты критикуют нефтяные компании в Западной Сибири за варварские методы добычи нефти, заключающиеся в использовании на месторождениях ГРП и закачку воды (ППД) в качестве основной или даже единственной ускоренной технологии разработки месторождений. [6]
Примером может служить Верх-Тарское месторождение в Новосибирской области. Это месторождение было открыто в 1970 году новосибирскими геологами, разведка завершена в 1974 г. Запасы были утверждены в ГКЗ: геологические 50 млн. тонн, извлекаемые 25 млн. тонн. Месторождение (ТНК-ВР, ОАО «Новосибирскнефтегаз») находится в разработке 17 лет. За это время добыто и реализовано 12 млн. тонн высококачественной нефти.
Но появились настораживающие моменты. Отмечается катастрофическое падение добычи нефти. В 2008 году было добыто 2,077 млн. тонн (пик добычи), в 2009 год – 1,8 млн. тонн, в 2010 добыто 1,185 млн. тонн. На 2011 год планируется всего лишь 759 тыс. тонн. Сейчас добыча на Верх-Тарском месторождении составляет 2,0 тысячи тонн в сутки.
Хотя топ-менеджеры ТНК-ВР и ОАО «Новосибирскнефтегаз» в июне 2009 года «клялись» удерживать добычу нефти в 2 млн. тонн в год длительное время (История новосибирской нефти. Новосибирск, 2009). [5]
Месторождение уничтожается насильственно-стрессовыми методами разработки. Гидроразрыву подвергаются все вновь пробуренные скважины с самого начала их эксплуатации, хотя по геолого-технологическому стандарту это рекомендуется делать через полгода режимной эксплуатации скважин в зависимости от промысловых параметров, характеризующих состояние призабойной зоны пласта. Практически все эксплуатационные скважины на Верх-Тарском месторождении охвачены мощными гидроразрывами. В одном только 2008 г. сделано 13 мощных гидроразрывов (История новосибирской нефти, 2009, с.95).
Кроме того нефтяной пласт интенсивно «прополаскивается» водой в объёмах, многократно превышающих добычу нефтяного флюида. По состоянию на 01.04.2010г. действующий эксплуатационный фонд на месторождении составлял 92 скважины, а действующий нагнетательный фонд 74 скважины. Средний дебит нефти 41 тонна в сутки, а воды в объёме добываемой жидкости 80 тонн в сутки, т.е. в два раза больше. В таком режиме система поддержания пластового давления (ППД) тоже является разрушительной для нефтенасыщенного пласта. «Выработка активных запасов» указанными методами без соответствующих ограничений и регламентированного геолого-технологического режима способствует образованию защемленных нефтяных целиков, которые составляют трудноизвлекаемую нефть в больших объемах. Именно это происходит сейчас на Верх-Тарском месторождении. Форсированный отбор жидкости существенно изменяет природные фильтрационные свойства пласта и состояние нефтегазонасыщенной системы в целом. Нарушается сбалансированный режим подпитки фильтрационных каналов из нефтенасыщенной матрицы пород, связанная вода «отрывается» от стенок порового пространства пласта и заполняет эти каналы. При этом снижается продуктивность скважин и увеличивается их обводненность. При форсированных отборах быстро теряется пластовая энергия, что ведет к снижению коэффициента нефтеотдачи. Оптимальная депрессия (Δ Р = Р пл – Р заб) для таких пластов не должна превышать 5Мпа. [2]
Сами же разработчики Верх-Тарского месторождения признают, что: «…ГРП позволяет резко увеличить нефтеприток за короткий промежуток времени, однако это приводит в дальнейшем к резкому обводнению месторождения и значительную часть промышленных запасов нефти очень трудно извлечь». Именно так образуется трудноизвлекаемая нефть.
К сожалению нефтегазовый потенциал Новосибирской области является нереализованным. Остаются нетронутыми палеозойские продуктивные комплексы на многих участках. Малоичское месторождение является ориентиром в этом направлении, и недавно пробуренная высокодебитная скважина №117 еще раз доказывает перспективность этого направления. Даже из гранитов Межовского свода (Межовское нефтяное месторождение, скв. №6), были получены притоки нефти.
Корпоративные манипуляции с запасами. В 2006 году запасы были увеличены на 14 млн. тонн, в основном за счет Верх-Тарского месторождения. Это считалось большим достижением добывающей компании, а в 2009 году запасы были уменьшены до 19 млн. тонн. В ТНК-ВР считают, что увеличение запасов в 2006 году было «тактической промашкой», поэтому их уменьшили на 30%. [5] Такие манипуляции с запасами могут объясняться только конъюнктурными соображениями. Виртуальное уменьшение запасов - очень опасная игра. В интересах недропользователя это оправдывает падающую добычу и преувеличивает успехи в повышении коэффициента нефтеизвлечения.
В распоряжении ТНК-ВР (ОАО «Новосибирскнефтегаз») имеется еще 8 лицензионных участков, где разведка бурением скважин практически не ведется, хотя геологами ранее были получены притоки нефти на многих этих площадях. Конечно, разведка палеозоя и глубоких горизонтов – это риск, но значительно умеренный в условиях уже созданной инфраструктуры.
В разведке и добыче нефти риски (геологические, технологические, экологические, финансовые) существенно уменьшаются, если работу выполняют профессионалы.
Профессионализм – это образование, знания, опыт и самоотдача в динамике жизни от диплома до «креста».
К сожалению, ТНК-ВР не уделяет внимания новейшим инновациям и не разрабатывает свои. ОАО «Новосибирскнефтегаз» объявляет, что не собирается вкладывать свои деньги в НИОКР (отчет компании за 2008 год, стр. 7, http://www.tnk-bp.ru/investors/disclosure/novosibirskneftegaz/). [8] Такая печальная и профессионально «преступная» ситуация наблюдается во многих нефтедобывающих компаниях Западной Сибири.
Верх-Тарское месторождение – живая система, хотя и состоит из косной материи. Здоровье этой системы подорвано насильственными, закритическими режимами разработки (гидроразрыв) и отсутствием индивидуальных технологий. Заметим, что на Веселовской площади, рядом с Верх-Тарским месторождением (кстати, это лицензионный участок ОАО «Новосибирскнефтегаза») новосибирскими геологами был получен фонтан углекислого газа (СО2) в объеме 200 тыс. м3/сут. По американским стандартам это «кладезь» для газового воздействия на пласт – наиболее щадящего и эффективного метода повышения нефтеотдачи пластов.
Сейчас Верх-Тарское месторождение нуждается в реабилитации. Реабилитационные циклы предопределяют оптимизацию перколяционных процессов в продуктивных пластах в течение природно-техногенной «жизни» месторождения. [1, 4]
Предлагается создать на базе уже разрабатываемых и открытых месторождений Федеральный научно – технологический, инновационный, и научно – образовательный полигон с целью внедрения новых технологий в разведку и разработку месторождений (рис. 4). [7]
Рис. 4. Схема расположения основных месторождений Новосибирской области Месторождения: 1 – Межовское, 2 – Восточно-Межовское; 3 – Веселовское (газовое);4 – Малоичское; 5 – Верх-Тарское; 6 – Ракитинское; 7 – Тай-Дасское;8 – Восточно-Тарское; 9 – Восточное. В границы полигона входят все лицензионные участки.
Уникальный набор геологических объектов, выгодное географическое положение, универсальная научная база и развитая инфраструктура в этом регионе позволит оперативно управлять всеми работами на Полигоне. В короткие сроки можно получить эффективные результаты с большим наполнением интеллектуальной и коммерческой составляющих. [3]
Назрела необходимость оформить «Государственную программу воспроизводства сырьевой базы нефтедобычи на основе инновационного развития и внедрения современных методов увеличения нефтеотдачи».
Следует помнить, что инновационное развитие возможно только на основе научных отечественных разработок. Будем считать, что Советско-Российская мантра не угасла.
Литература
1. Запивалов Н.П. Геофлюидодинамические основы реабилитации (ревитализации) истощенных месторождений // Повышение нефтеотдачи пластов. Освоение трудноизвлекаемых запасов нефти: Тр. 12-го Евр. симпозиума, Казань, 8-10 сент. 2003 г. Казань: ООО «Стар», 2003. С. 566-571.
2. Запивалов Н.П., Лобов А.И. Геофлюидодинамические методы управления напряженно-деформированным состоянием нефтенасыщенных резервуаров и продуктивностью скважин // Геодинамика и напряженное состояние недр земли: Тр. межд. конф., Новосибирск, 6-9 окт. 2003 г. – Новосибирск: Ин-т горного дела, 2004. – С. 447-454.
3. Запивалов Н.П. Новосибирская нефть-2010 как зеркало российской «нефтянки»// Эко: всероссийский экономический журнал. – Новосибирск: Наука, 2010, №9. – С. 31-49.
4. Запивалов Н.П. Реабилитационные циклы – основа восполнения активных запасов на разрабатываемых месторождениях // Дегазация Земли: геодинамика, геофлюиды, нефть и газ: Материалы Междунар. конф. пам. ак. П.Н. Кропоткина, 20-24 мая 2002 года, г. Москва. – М.: ГЕОС, 2002. – С. 330-332.
5. История новосибирской нефти. 1994-2009. Новосибирск: «Приобские ведомости». 2009г. 144 с.
6. Муслимов Р.Х. Стратегия рационального использования запасов нефти // Технологии нефти и газа. РГУНиГ: 2010г. №5(70).С. 17-25.
7. Запивалов Н.П., Смирнов Г.И., Харитонов В.И. Фракталы и наноструктуры в нефтегазовой геологии и геофизике. Новосибирск: ГЕО, 2009. 131 с.
8. Сайт ООО «Новосибирскнефтегаз» http://www.tnk-bp.ru/investors/disclosure/novosibirskneftegaz
9. Интернет-портал сообщества ТЭК http://www.energyland.info
10. Журнал «Oil&Gas Journal», июнь 2010.
Дата добавления: 2015-08-28; просмотров: 200 | Нарушение авторских прав
| <== предыдущая лекция | | | следующая лекция ==> |
| Реформа тела - это авторская программа тренировок, разработанная специально для женщин. | | | 7 – гнучкий стрічковий електронагрівач |