CC BY
20
ГЕОЛОГИЯ
УДК 553.98.2.042
ОЦЕНКА ПОТЕНЦИАЛА ПРИРОСТА ИЗВЛЕКАЕМЫХ ЗАПАСОВ НЕФТИ ЗАЛЕЖЕЙ БОБРИКОВСКОГО ГОРИЗОНТА САРАТОВСКОЙ ОБЛАСТИ (НИЖНЕ- И СРЕДНЕ-ВОЛЖСКАЯ НЕФТЕГАЗОНОСНЫЕ ОБЛАСТИ)
© 2014 г. К.В. Мудренова, И.В. Орешкин
ФГУП "Нижне-Волжский НИИ геологии и геофизики"
В последние годы в широкой печати и в специальных изданиях широко обсуждается вопрос о довольно скором исчерпании запасов нефти. Называются самые разные сроки, вплоть до тридцати лет. Однако известно, что при использовании режимов эксплуатации залежей на истощение в среднем коэффициент извлечения нефти (КИН) не превышает значений 0,25-0,3, то есть 65-70 % начальных геологических запасов нефти остается в недрах.
Специалисты нефтегазового комплекса России давно обозначили две основные негативные тенденции в развитии отрасли, которые вызывают особую тревогу. Это, во-первых, отставание процесса воспроизводства минерально-сырьевой базы и, во-вторых, продолжающееся падение показателя нефтеотдачи. Если не прервать эти тенденции, то по расчетам Минприроды РФ уже к 2015 г. подойдут к исчерпанию рентабельные запасы нефти и под вопросом окажется не только дальнейший рост добычи, но и сохранение ее достигнутого уровня [3]. Особенно актуальным это является для районов с высокой степенью освоенности ресурсного потенциала и выработанности разведанных запасов нефти. К таким районам относится Волго-Уральская нефтегазоносная провинция (НГП) и, в частности, ее южная часть.
В данной ситуации весьма важной является задача количественной оценки ресурсов не извлеченной традиционными мето-
дами нефти и ресурсного потенциала, который может быть реализован дополнительно в данных геологических условиях с применением методов повышения нефтеотдачи.
Эффективность извлечения нефти из нефтеносных пластов современными, промыш-ленно освоенными методами разработки во всех нефтедобывающих странах на сегодняшний день считается неудовлетворительной, притом что потребление нефтепродуктов во всем мире растет из года в год. Средняя конечная нефтеотдача пластов по различным странам и регионам составляет от 25 до 40 %, а остаточные или неизвле-каемые промышленно освоенными методами разработки запасы нефти достигают в среднем 60-75 % от первоначальных геологических запасов нефти в недрах [4].
"Oil and Gas Journal" каждые 2 года публикует статистику применения третичных методов увеличения нефтеотдачи (МУН) пластов по странам мира и конкретным месторождениям. Россия - единственная страна, которая там в последние годы не упоминается. По существу, мы имеем более полные данные по применению МУН в США, Китае и других странах, чем в нефтяных компаниях России [1].
Согласно обобщенным данным при применении современных методов увеличения нефтеотдачи КИН составляет 30-70 %, в то время как при первичных способах разработки (с использованием потенциала пластовой энергии) - в среднем не выше 20-
25 %, а при вторичных способах (заводнении и закачке газа для поддержания пластовой энергии) - 25-35 %. МУН позволяют нарастить мировые извлекаемые запасы нефти в 1,4 раза, то есть до 65 млрд т. Среднее значение указанного коэффициента к 2020 году благодаря применению МУН увеличится с 35 до 50 % с перспективой дальнейшего роста. Отметим также, что, по оценкам специалистов, использование современных методов увеличения нефтеотдачи приводит к существенному увеличению КИН [4].
Имеются сведения, по крайней мере, о 1391 проекте применения МУН в мире, в том числе по методам теплового воздействия на пласты - 587, физико-химическим -433, газовым методам - 371. Годовая добыча за счет применения "третичных" методов оценивается в мире в 120-130 млн т [5].
В России объемы применения "третичных" МУН незначительны. По существу, в стране можно назвать единичные достаточно крупные пилотные проекты с "третичными" методами: по тепловому воздействию на пласты - на месторождениях Усинское, Ярегское, Харьягинское, Катангли, Ашаль-гинское; по закачке углеводородного газа -на Восточно-Перевальном [5].
На нескольких месторождениях Татарстана и Западной Сибири стали использовать водогазовые методы воздействия, тепловые методы применяются в Коми на Усинском, Ярегском месторождениях, физико-химические методы - в Башкирии, Татарстане, проектируются опытные работы по термогазовому воздействию на пласты баженовской свиты в Западной Сибири. Это, наряду с другими факторами, положительно повлияло на динамику изменения среднего коэффициента нефтеотдачи в стране за последние годы. После многолетнего снижения (до 2000 года), когда средний проектный КИН опустился до 0,30, величина этого показателя начала увеличиваться
и сейчас, в том числе и за счет применения МУН, составляет около 0,38, что соответствует уровню других развитых нефтедобывающих стран [2].
Опыт России и других стран свидетельствует о возможности увеличения нефтеотдачи за счет применения тепловых методов на 15-20 %, газовых - на 5-10 % и физико-химических - на 3-8 % [5].
В качестве примера рассмотрим применение МУН в терригенных коллекторах палеозойского возраста. Были рассмотрены 24 объекта разработки нефтяных месторождений Нижне-Волжской нефтегазоносной области (НГО) и Средне-Волжской НГО Волго-Уральской провинции, относящиеся к терригенным коллекторам бобри-ковского горизонта (табл. 1).
Запасы бобриковского горизонта Саратовской области составляют: геологические - 22 млн т, извлекаемые - 10 млн т. Таким образом, остаточные геологические запасы в терригенных отложениях бобриковско-го возраста составляют 12 млн т. Средний коэффициент извлечения равен 0,45.
Бобриковские отложения имеют широкое распространение и представлены глинистым, глинисто-песчаным и песчаным типами разреза. В составе горизонта прослеживается 1 или 2 пласта-коллектора весьма различной мощности и распространения. Эффективные мощности коллекторов изменяются от 1,1 до 5,9 м и являются маломощными продуктивными пластами (табл. 1).
Таким образом, для 2/3 геологических запасов нефти задачи их поиска, разведки, подсчета запасов практически решены. Единственной проблемой для них является технология извлечения, увеличения значений КИН. Так, например, повышение КИН на 1 % в целом по России позволит добывать дополнительно около 50 млн т в год.
Тепловые и химические методы широко применяются во многих странах: США, Китай, Канада и ОАЭ. В первом случае
Таблица 1
Суммарный ресурсный потенциал запасов нефти бобриковских залежей
Саратовской области
№ Месторождение /пласт, залеж Добыча Осталось в недрах Запасы Н эфф. К обводн.
геологич. извл.
1 Даниловское 18 196 349 153 5,4
2 Западно-Степное 12 358 405 47 2,8
3 Куликовское 133 236 441 205 1,1 73,99
4 Маякское 929 603 1588 985 4,4 91,31
5 Михалковское 88 133 249 116 2 51,41
6 Октябрьское 187 323 573 250 1,7 58,52
7 Разинское 138 126 308 182 5,7 72,97
8 Рогожинское 119 248 532 284 3,4 75,91
9 Сусловское 127 195 518 323 3,3 84,88
10 Тепловское I 49 110 198 88 1,6
II 91 138 47 2,5
11 Языковское 119 328 450 122 1,1 74,52
12 Остролукское 74 779 1114 335 1,9
13 Вольновское /Вольновская 31 332 467 135 3,17 85,4
Ю-Вольновская 46 405 533 128 5,5 63,5
/Ю-Турковская 16 491 638 147 3,09 36,7
14 Гурьяновское 499 678 1622 944 7,6 19
15 Березовское 16 86 206 120 3,68
16 Горючкинское 207 296 89 3,6
17 Кротовское 99 1074 2023 949 3,4
18 Соболевское 334 452 118 5,4
19 Перелюбское 4 2270 3913 1642 5,9
20 Богородское 790 1364 3246 1882 5,7 33
21 Никольское 53 474 1130 657 4,5 1,2
22 Южно-Генеральско е 282 303 21 3,8
23 Зубовское 268 271 3 2,5
24 Широко-Карамышское 150 242 92 1,8
Итого 12000 22000 10000
дают прирост до 20 %, а во втором от 5 до 17 %. Химические методы использовались на месторождениях КНР Daqing и Shengli, прирост составляет 14 %.
Также применение химических методов на месторождениях США в терриген-ных пластах дает прирост от 1 до 30 % (табл.2).
Большинство месторождений Саратовской области находятся на поздней стадии разработки с высокими коэффициентами обводненности (табл.1). На них целесообразно применение водогазового воздействия.
В Республике Казахстан на месторождениях Макат, Бекбеке, Танатар и Карсак применяли водогазовое воздействие на тер-
ригенные пласты, прирост составил от 6 до 12 %. А в Республике Башкортостан на месторождениях Воядинском и Туймазинском прирост составил 8,6 %.
Выполненный анализ позволяет сделать следующие предварительные выводы. В результате применения МУН только на 24 месторождениях Саратовской области и только в терригенных коллекторах бобриковского возраста прирост извлекаемых запасов может составить:
- при применении тепловых методов -от 240 тыс. т до 2,4 млн т;
- при применении химических методов - от 240 тыс. т (в среднем 1,8 млн т) до 3,6 млн т;
- при применении газовых методов -от 600 тыс. т до 2,04 млн т;
- при применении водогазового метода -от 720 тыс. т до 1,44 млн т.
Таким образом, в результате применения МУН на 24 месторождениях в терригенных коллекторах бобриковского возраста прирост извлекаемой ресурсной базы нефти Саратовской области может составить от 240 тыс. т до 3,6 млн т, а в процентном выражении от 2 до 30 %.
Полученные результаты только по боб-риковским залежам в пределах одной (Саратовской) области убедительно показывают необходимость количественной оценки возможных приростов извлекаемых запасов и ресурсов за счет применения МУН различных типов для всех нефтегазоносных комплексов Волго-Уральской НГП и ее южной части в частности.
Таблица 2
№ Месторождение Тип коллектора Метод МУН Прирост КИН, %
1 TiberManvilleSouth Терригенный Химический 2
2 Pembina Терригенный Химический 0
3 Wilmington Терригенный Химический 0
4 EastColinga Терригенный Химический 0
5 SkullCreekSouth Терригенный Химический 8
6 SkullCreekNewcastle Терригенный Химический 10
7 Oerrel Терригенный Химический 23
8 Hankensbuettel Терригенный Химический 13
9 Owasco Терригенный Химический 7
10 Vernon Терригенный Химический 30
11 Hamm Терригенный Химический 9
12 Sage Spring Cr. Unit A Терригенный Химический 1,2
13 WestSemlek Терригенный Химический 5
14 StewartRanch Терригенный Химический 8
15 Kummerfeld Терригенный Химический 6
16 HumtingtonBeach Терригенный Химический 4
17 NorthStanley Терригенный Химический 1,1
Л и т е р а т у р а
1. Поддубный Ю.А. О классификации методов увеличения нефтеотдачи пластов: [электронный ресурс]. - Режим доступа: http://www.asbur.ru/bank_technology/metody_uvelicheniya_nefteotdachi_ mun_gidrodmamicheskie/o_Ыassifikacн_metodov_uveHcheшya_nefteotdacЫ_plastov/ [4/2003].
2. Методы увеличения нефтеотдачи (МУН): [электронный ресурс]. - Режим доступа: http: //www.eemkzn.m/nefteotdacha/http://www.eemkzn.ru/nefteotdacha/.
3. Боксерман А., Мищенко И. Потенциал современных методов повышения нефтеотдачи пластов: [электронный ресурс]. - Режим доступа: http://www.oilcapital.ru/edition/technik/archives /technik/technik_06_2006/103366/public/103388.shtml.
4. Обзор современных методов повышения нефтеотдачи пласта: [электронный ресурс]. - Режим доступа: http://www.tegaz.ru/pressa/metody-povysheniya-nefteotdachi-plasta/
5. Крянев Д.Ю., Жданов С.А. Применение методов увеличения нефтеотдачи пластов в России и зарубежом //Бурение и нефть [электронный журнал]. - 2011. - 02/8. - Режим доступа: http://burneft. ru/archive/issues/
6. Повышение эффективности разработки нефтяных месторождений /В.Е. Андреев, Ю.А. Коте-нев, А.П. Чижов, Г.С. Дубинский, З.А. Куангалиев //Труды ОНГК, 2013. - С. 133-148.
УДК551.242.7:551.734 (470.43)
ЕЩЕ РАЗ О ДЕВОНСКИХ ГРАБЕНООБРАЗНЫХ ПРОГИБАХ В ПРЕДЕЛАХ ВОЛГО-УРАЛЬСКОЙ НГП
© 2014 г. Ю.С. Кононов
ФГУП "Нижне-Волжский НИИ геологии и геофизики"
В журнале "Недра Поволжья и Прикас-пия" (2013, вып.75) опубликована крупная статья В.Н. Староверова, А.И. Трегуба и В.В. Матвеева "Новая точка зрения на происхождение девонских грабенообраз-ных прогибов в пределах Волго-Уральской НГП" [12]. Некоторые аспекты, затрагиваемые в этой статье, поскольку она претендует на новизну, требуют более или менее серьезного критического рассмотрения.Так, уже в начале преамбулы статьи указывается, что в ней рассмотрены причины формирования девонских грабенообразных прогибов (ДГП) не в пределах Волго-Уральской НГП, как в названии статьи, а на юго-востоке Восточно-Европейской платформы (ВЕП). Последний термин в статье встречается вплоть до ее завершения. В принципе это означает, что специалисты, использующие термин "платформа", вольно или невольно придерживаются геосинклинально-платформенного учения.
В частности, в рамках этого учения при выделении любой платформы, вклю-
чая ВЕП, обособляется плитный этап ее формирования. Он характеризуется практически повсеместным распространением осадочного чехла в пределах той части платформы, которая именуется плитой. В том числе внутри ВЕП такие особенности считаются характерными для Русской плиты. Здесь самыми древними отложениями плитного осадочного чехла чаще всего являются как раз девонские, большей частью непосредственно перекрывающие породы фундамента. Между прочим, в рассматриваемой статье бегло упоминается плитная стадия формирования, подразделяемая на крупные тектонические циклы (стр. 3), но дальше это никак не используется. В том числе не упоминается, что тектоника девона - часть герцинского цикла. Уже в рамках нефтегазогеологического районирования часть Русской плиты обособляется в качестве Волго-Уральской нефтегазоносной провинции (НГП), о которой идет речь в статье, включая ее название, в связи с выделением и оценкой специфики ДГП.
