CC BY
58
Р.Х. Муслимов Проблемы модернизации и развития инновационных технологий разработки месторождений...
РХ. Муслимов
Казанский (Приволжский) федеральный университет, Казань
savinkova.yulia@gmail.com
УДК: 622.276
ПРОБЛЕМЫ МОДЕРНИЗАЦИИ И РАЗВИТИЯ ИННОВАЦИОННЫХ ТЕХНОЛОГИЙ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ В СВЯЗИ С СУЩЕСТВЕННЫМ ИЗМЕНЕНИЕМ РЕСУРСНОЙ БАЗЫ НЕФТЯНОЙ ОТРАСЛИ В ТАТАРСТАНЕ
Существенное качественное изменение ресурсной базы развития нефтяной отрасли РФ и РТ требует ускоренного развития инновационных технологий геологического изучения недр и разработки нефтяных месторождений. В последнем особенно нуждаются залежи нефти, содержащие трудноизвлекаемые и выявленные в последнее время проблемные запасы. Но создание этих технологий, последующее их опробование и ускоренное внедрение по существу не возможно без модернизации нефтяной отрасли в направлении улучшения взаимодействия госорганов, научных организаций, сервисных и нефтяных компаний в вопросах создания и внедрения новых технологий разведки промысловой геологии и разработки техники и технологии нефтяных месторождений, бурения, добычи нефти и повышения нефтеотдачи пластов. Направлению развития инноваций и модернизации нефтяной отрасли посвящена предлагаемая статья.
Ключевые слова: инновационный проект, модернизация, воспроизводство минерально-сырьевой базы, коэффициент извлечения нефти, активные и трудноизвлекаемые запасы, традиционные и проблемные запасы, методы увеличения нефтеотдачи.
Состояние нефтяной промышленности интегрально определяет положение с воспроизводством минеральносырьевой базы (ВМСБ) (в РФ здесь не все благополучно, так как треть всего прироста проблематична) и уровенем проектного коэффициента извлечения нефти (КИН).
Состояние восполнения запасов в РФ приведено в таблице 1, из которой следует, что положение с воспроизводством запасов в последние годы якобы улучшилось. По предварительным данным в 2010 г. достигнуты еще более впечатляющие результаты. Достигнутое и доложенное на самом высоком уровне (и показанное по телевидению) благополучие с воспроизводством запасов является мифом и поэтому не может служить обнадеживающим фактором дальнейших успехов в этом деле.
Во-первых, странно, что при существенном невыполнении физических объемов геологоразведочных работ удалось столь существенно увеличить прирост запасов нефти. Сразу возникает ответ, что ответственные за это направление работники за годы рыночных реформ научились хорошо «химичить» (что совершенно было невозможно в советские времена). Об этом достаточно убедительно написали два доктора наук (один геолог, другой экономист) (Киммельман, Подольский, 2010). Они приоткрывают завесу манипуляций этим приростом и пишут: «Если откинуть виртуальные запасы, то уровень прироста по отношению к добыче составляет всего 42,2% (за 20002009 гг.)».
Показатели 1986- 1990 1991- 1995 1996- 2000 2001- 2005 2006- 2010
1. Прирост запасов нефти млн.т 6890 2344 1245 1253 3434
2. Добыча нефти млн.т 2760 1840 1538 2077 2460
3. Воспроизводство минерально-сырьевой базы % 249 127 80 60 139,6
4. Объем глубокого бурения тыс.м 27495 13320 7075 4520 2810
Табл. 1. Состояние воспроизводства запасов РФ за 1986-2010 гг.
И далее они заявляют: «По нашим оценкам, более половины приращенных запасов нефти находится на месторождениях, которые инфраструктурно не доступны и к которым, по крайней мере, до 2030 года не планируется строительство магистральных нефтепроводов. Также нельзя не учитывать, что большинство открытых за последние 10-15 лет месторождений относятся к малым и мизерным по извлекаемым запасам, то есть являются заведомо нерентабельными в прогнозируемом периоде». Если учесть и это, то восполнение добычи промышленными запасами в период 2002-2009 гг. фактически составляет не более 20%.
РФ РТ в т.ч. ИНК РТ
Общий прирост За счет КИН % Общий прирост За счет КИН %
2005 424 300 70,7 9,9 6,6 66
2006 580 250 43 42,1 14,8 35
2007 560 200 35,7 29,7 3,1 10
2008 500 110 22 24,8 16,1 65
2009 620 80,4 12,5 43,7 16,8 38
2010 750 390 52 58,9 22,5 38
ИТОГО 3434 1330,4 38,7 209,1 79,9 38
Табл. 2. Доля прироста запасов за счет увеличения КИН по РФ и РТ.
Конечно, эта цифра, по нашему мнению, занижена и воспроизводство гораздо выше, но все равно не более 100%. Во-вторых, значительная доля прироста запасов (38,7%) получена за счет повышения КИН по действующим месторождениям за счет принятия ЦКР новых документов (очевидно, где-то он завышен, а даже если не завышен, то его нельзя принимать в качестве резерва увеличения добычи, так как он уже сидит в сегодняшней базовой добыче) (Табл. 2).
В-третьих, ослабление требований ГКЗ и обоснованности прироста запасов способствует принятию на ба-
^ научно-технический журнал
I еоресурсы 2 (38) 2011
Р.Х. Муслимов Проблемы модернизации и развития инновационных технологий разработки месторождений...
Показатели 1986-1990 1991-1995 1996-2000 2001-2005 2006-2010
1. Добыча нефти МЛН.Т 198,2 139,3 130,8 146,7 159,5
2. Прирост запасов нефти млн.т 73,3 98,2 164,9 160,8 180,2*
2.1 в т.ч. за счет увеличения КИН и переоценки запасов млн.т 37.2 66.8 144,1 137,4 105
% 51 68 87 85 66,8
2.2 в т.ч. за счет ГРР и доразведки млн.т 36.1 31.4 20.8 23.4 52
% 49 32 13 15 33,1
2.3. доля запасов на новых площадях (чисто ГРР) % 25 16 13 15 18,9
3. Воспроизводство минеральносырьевой базы % 37 70 126 110 113
Табл. 3. Динамика восполнения добычи запасами по РТ *в т.ч. из разведки прошлых лет - 31,3 млн.т.
ланс успокаивающих цифр. Так, по Гарейскому месторождению РТ по одной пробуренной скважине взят прирост 1,5 млн т, а по прежним требованиям было бы взято не более 150 тыс. т. Конечно, потом эти приросты придется списывать.
Поэтому не случайно разработчики Генсхемы развития нефтяной отрасли РФ до 2030 г. сделали убойный вывод - для выполнения только что принятой Правительством РФ ЭС-2030 запасов не хватает и возможные уровни добычи нефти при сохранении нынешних условий могут быть на сотню и более млн т меньше (Са-вушкин, 2010). В РТ с динамикой восполнения добычи запасами дело обстоит лучше (Табл. 3). Но и здесь на фоне кажущегося благополучия мы имеем ряд настораживающих моментов.
Во-первых, здесь также, как и в РФ при невыполнении физических объемов ГРР запланированный прирост запасов существенно превышен (Рис. 1), хотя каких-либо существенных открытий не было.
Во-вторых, как и в РФ, значительная доля прироста (38%) получена за счет увеличения КИН при утверждении проектных документов в ЦКР (Табл. 2), хотя такие высокие КИН проектными решениями не обосновываются. Т.е. прирост запасов принят авансом в расчете, что когда-то будут найдены методы, дающие высокие КИН в сложных геологических условиях.
В-третьих, значительная часть прироста получена за счет резерва созданного в советские времена, в том числе и из сверхвязких нефтей (СВН) и природных битумов (ПБ) пермских отложений (Рис. 2).
В РТ по существу реализуется американский сценарий. Основной прирост запасов по мере увеличения разведанности территории обеспечивается за счет переоценки запасов и увеличения нефтеотдачи на эксплуатируемых месторождениях, а доля прироста за счет ГРР устойчиво сокращается. Отметим, что территория РТ является наиболее разведанной из всех субъектов РФ.
Из изложенного мы делаем вывод, что резервы советского времени у нас не безграничны, а нужно будет много работать для обеспечения воспроизводства запасов.
Рис. 1. Сравнение фактических объемов ГРР и прироста запасов нефти по ЭС-2020 РТ.
А в условиях РТ работу по увеличению КИН нужно признать главной.
КИН в РФ неизменно падал. Только в последние годы наметилась его стабилизация, которая объясняется установкой ЦКР на его увеличение. Примерно такое же положение (но несколько лучше) в РТ. А вот в США КИН постоянно растет (Муслимов, 2011). Большинство специалистов в РФ объясняют это постоянным ухудшением горногеологических условий. Ну а что, разве в США они не ухудшаются по мере роста разведанности недр? Конечно, ухудшаются.
Главной причиной этого является методология утверждения КИН. В США КИН принимается в полном соответствии с проектами разработки и заложенными в них технологическими решениями. Улучшаются со временем технологии - растет КИН. В 70-х годах прошлого века американские специалисты считали предельно возможным достижение КИН - 0,5 (к чему они сегодня уверенно идут), а теоретически мыслимым - 0,6 (возможно, к нему они подойдут уже в середине текущего столетия). А в СССР КИН был идеологизирован. Считалось, чем выше КИН мы примем, тем лучше. Это будет обязывать предприятия стараться его достичь. При подготовке одного из съездов КПСС даже предлагалось в его решениях директивно записать достижение КИН в нефтяной отрасли 0,6. Нефтяникам с большим трудом удалось исключить этот пункт из проекта решения съезда (Муслимов, 2011).
Так, в 50-х годах прошлого столетия по Ромашкинско-
Рис. 2. Анализ фактического прироста запасов по РТ за 2005-2009 гг.
2 (38) 2011
^научно-технический журнал
Г еоресурсы
Р.Х. Муслимов Проблемы модернизации и развития инновационных технологий разработки месторождений...
Высокопродуктивные месторождения
Малоэффективные месторождения
0 0 Л
л X *
* ш
со 5 а с о
с со 2
му месторождению был принят КИН - 0,6 при бурении всего 9364 скважин. Проведенный в 70-х годах прошлого столетия анализ показал, что ранее принятый проектный документ обеспечивал КИН не 0,6, а всего около 0,3. Последний проектный документ предусматривает достижение КИН - 0,528, но при этом общий фонд скважин возрастает до 31 146. Похоже, что эти уроки и эти ошибки прошлого сегодня мы начали забывать и снова принялись за старое - завышать КИН в проектах разработки. Со временем, по мере совершенствования технологии разработки проектный КИН должен постоянно расти, но при условии, если первоначальный КИН был принят правильно, когда технологические решения были адекватны геолого-физическим условиям месторождения. Это американский путь и он единственно правильный, стимулирующий совершенствование техники и технологии разработки месторождений.
Для чего нам нужна модернизация и внедрение инноваций в нефтяной отрасли? Главным образом это связано с существенным изменением качества ресурсной базы (и в разведанной и в еще неоткрытой частях), так и с высокой степенью истощения запасов эксплуатируемых месторождений. Примером этого является РТ - как старейший нефтедобывающий район РФ, так и наиболее разведанная восточная часть ее территории.
Сегодня мы вынуждены разделить трудноизвлекаемые запасы (ТЗН) на разные категории с выделением двух групп - традиционные и проблемные. Особняком стоит проблема остаточных запасов нефти (ОЗН). Это запасы на выработанных участках, которые согласно проектам разработки должны оставаться в недрах. Это огромный потенциал. Мы извлекли 3,1 млрд.т. Но по качеству нефти они другие (чем уже извлеченные) - техногенно измененные. Но они тоже разные (Муслимов, 2009). Но надо сказать, что в основном это запасы маловязких нефтей в высокопроницаемых породах, т.е. они были бы активными запасами (АЗН), если бы не их техногенное изменение. Работу по их извлечению нужно признать такой же приоритетной, как и работу по извлечению категории благоприятных ТЗН.
Все это диктует новую стратегию работ по повышению ВМСБ и эффективности разработки нефтяных месторождений. Что включает в себя понятие модернизация? Что нужно делать?
Первое - детально изучать геологию эксплуатируемых месторождений. Дальнейшее изучение геологического строения новыми методами позволит изменить кондиции и создать новую модель Ромашкинского месторождения, что по нашим подсчетам увеличит балансовые запасы на 15 %. Реализация этих мер позволит в дальнейшем разрабатывать Ромашкино с непрерывным восполнением запасов до 2065 г.
Второе - широко применять новые технологии и МУН. Здесь нужно внести существенные коррективы в проводимые работы. МУН не следует внедрять точечно, а подход должен быть системным (внедрение МУН на участ-
Оценка запасов для внедрения МУН Выявление приоритетных направлений воздействия на пласты Развитие магериально технической базы
Определение базовой эффективности применения технологий
Определение нижней границы рентабельного применения технологий
Выбор наиболее эффективных технологий для каждого этапа разработки залежей с оценкой их технологической эффективности
II
Определение граничных параметров пластов для эффективного применения технологии
Обоснование оптимального объема применения методов воздействия на пласты
Рис. 3.
ках, залежах). Здесь нужны крупные проекты опытно-промышленных работ (ОПР) и промысловых испытаний:
- по увеличению (в 1,5-2 раза) нефтеотдачи на залежах с высоковязкими нефтями (ВВН) в карбонатных коллекторах;
- по извлечению ОЗН - Первомайское, отдельные площади Ромашкинского месторождения и др.;
- по внедрению горизонтального бурения на Ромаш-кинском и других месторождениях;
- по повышению рентабельности использования бездействующего, малодебитного, высокообводненного фонда скважин. Сегодня мы имеем технологии, позволяющие каждую скважину из этих категорий сделать рентабельной. Эти технологии надо использовать.
Таким образом, нужно внедрять МУН не спорадично, точечно, а системно - по проектным документам.
Работу по внедрению МУН надо делать осмысленно, а для этого нужно:
1) для повышения эффективности систем воздействия на пласты и целенаправленного проектирования разработки нефтяных месторождений обеспечить составление долгосрочных (на 15-20 лет) программ применения новых методов воздействия. В этих программах нужно оценить объем запасов нефти, подлежащих охвату методами ОПЗ и МУН, потенциал увеличения нефтеотдачи, выявить приоритетные направления и определить набор применяемых технологий, обосновать оптимальные объемы применения методов и рассчитать дополнительную добычу нефти за счет МУН и ОПЗ раздельно (схема составления программы показана на рис. 3). Это поможет целенаправленно проектировать применение МУН на месторождениях;
2) возродить практику каждые пять лет делать полный анализ эффективности внедрения МУН на залежах и корректировать стратегию и тактику работ.
В 60-х годах прошлого столетия геологи РТ ввели затем укоренившееся в бывшем СССР деление разведанных запасов на 2 крупные группы: активные (АЗН) и трудноизвлекаемые запасы нефти. Темпы выработки последних обычно в 5-10 раз ниже, чем АЗН. Соответственно на тонну добычи необходимо было по ТЗН инвестировать больше средств.
За более чем 40-летний период ситуация существенно изменилась. Небольшую часть ТЗН (залежи нефтей повы-
— научно-технический журнал
шш Георесурсы 2 (38) 2011
Р.Х. Муслимов Проблемы модернизации и развития инновационных технологий разработки месторождений...
1958 1970 1982 1994 2006 2018 2030 2042 2054 2065
1этал I II этап | III этап i IV этап 1942- 1966- 1971- с 1982г.
1965гг. I 1970гг. I 1982гг. | Этапы разведки
Рис. 4. Динамика добычи воспроизводства запасов нефти по Ромашкинскому месторождению до 2065 г.
шейной вязкости в высокопроницаемых пластах) перевели в категорию АЗН за счет освоения новых технологий, часть уже готовы перевести. Но за это время группа ТЗН пополнилась новыми категориями запасов (15 групп): низкопроницаемые и плотные коллекторы, нетрадиционные коллекторы, а также проблемные залежи, которые мы можем разрабатывать лишь на малоэффективных природных режимах с дебитами скважин до 1 и реже 2-2,5 т/сут, т.е. в условиях сегодняшнего налогообложения разработка их нерентабельна. Появление таких категорий - это хорошо! Но оно ставит вопросы по изысканию технологий их разработки в весьма сложных геологических условиях. Эти работы нужно начинать с нуля (именно с фундаментальных научных исследований). ОПР в полевых условиях нужно проводить по 12 категориям (Муслимов, 2011). Это позволит обеспечить длительное воспроизводство запасов нефти на супергигантском Ромашкинском месторождении (Рис. 4).
Литература
Киммельман С., Подольский Ю. ЭС-2030: Игнорируя реалии. Нефтегазовая вертикаль. №19 (246). 2010. 20-26.
Муслимов Р.Х. Применение нанотехнологий на поздней стадии разработки нефтяных месторождений. Георесурсы. № 2(30).
2009. 6-9.
Муслимов Р.Х. КИН - его прошлое, настоящее и будущее на месторождениях России. Бурение и Нефть. № 02 (Февраль). 2011. Савушкин С. Призадумались. Нефть и Капитал. №11 (173).
2010. 10-13.
R.Kh. Muslimov. Problems of modernization and innovations progress of oil fields exploitation due to essential changes of oil resource potencial in Tatarstan Republic.
Essential qualitative changes of resource potential of oil sector development require accelerated development of innovation technologies, such as geological study of the Earth's interior and oil field exploitation. Innovations are especially needed for hard to recover and problem reserves, that were recently revealed. But such technologies creation, following testing and accelerated adoption are impossible without modernization of oil sector. That's means improvement of government interaction, scientific organizations, service and oil companies in problems of creation and adoption of new technologies of geology exploration and techniques for drilling, oil production and enhanced oil recovery. This paper is dedicated to the development of innovations and modernization of oil sector.
Key words: innovations, modernization, oil recovery factor, raw material base recovery, actual and hard to recover reserves, traditional and problem reserves, advanced recovery methods.
Ренат Халиуллович Муслимов Д. г.-м. н., профессор КФУ, академик РАЕН и АН РТ, Консультант Президента Республики Татарстан по разработке нефтяных месторождений.
420008, Россия, Татарстан, Казань, ул. Кремлевская, д. 18. Тел.: (843) 233-73-84.
Казань: Изд-во «Фэн» Академии наук РТ. 2010.
Р.Х. Муслимов
Методическое пособие по проектированию геологоразведочных работ и оценке целесообразности вложения средств на нефтепоисковые работы
Рассматривая стратегию и тактику геолого-разведочных работ, автор знакомит читателя с системой предоставления в пользование участков недр в Российской Федерации, приводит схему формирования затрат на поиски, разведку и разработку нефтяных месторождений. Основное внимание уделяется составлению проекта геолого-разведочных работ на участке и оценке рисков таких проектов.
ISBN 978-5-9690-0142-8
Методическое пособие по расчёту технико-экономических показателей разработки нефтяных месторождений и эффективности геолого-технических мероприятий
В пособии освещаются вопросы планирования рациональной разработки нефтяных месторождений, приводятся расчёты её технологических и экономических показателей. Рассматриваются допустимые отклонения фактических уровней добычи от проектных (расчётных). Уделено внимание инновационному проектированию системы разработки месторождений, что гарантирует повышение нефтеизвлечения. В приложении приводятся методики по расчёту технологических показателей системы освоения запасов и исчислению совокупных затрат при оптимизации перспективных планов с применением динамических моделей.
ISBN 978-5-9690-0143-5
Методическое пособие по проектированию и оценке технико-экономической эффективности методов повышения нефтеотдачи
В пособии рассматриваются вопросы проектирования
и оценки технико-экономической эффективности методов
2 (38) 2011
^научно-технический журнал
Г еоресурсы
