CC BY
168
А.А. Боксерман
ОАО «Зарубежнефтъ», Москва
ТЕРМОГАЗОВЫЙ МЕТОД УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ
Предшествующие 5 лет ознаменовались быстрым восстановлением высоких докризисных уровней добычи нефти в стране. В значительной мере это достижение обязано росту мировых цен на нефть. Немаловажно и то, что большинство нефтяных компаний было обеспечено значительными высокопродуктивными (активными) запасами нефти, потенциал годовой добычи которых в 2000 г. составлял 400 - 450 млн. тонн. Именно интенсификация выборочной отработки таких запасов - «снятие сливок» -и позволила не только быстро нарастить добычу нефти в стране, но и минимизировать затраты на нее.
Вместе с тем, в течение всего постсоветского периода сохраняются негативные процессы в воспроизводстве сырьевой базы нефтедобычи, как в поиске новых месторождений, так и в достижении максимально возможной степени извлечения нефти из уже открытых и находящих-
ся в разработке месторождений. Прирост извлекаемых запасов нефти за счет разведочных работ существенно меньше ее добычи и списания запасов, вследствие чего потери извлекаемых запасов уже превысили 4 млрд. тонн. Основная причина - сворачивание разведочных работ, направленных на открытие новых месторождений при одновременном активном «проедании» запасов, подготовленных еще в советские времена (Концепция..., 2006).
В то же время продолжается многолетняя негативная тенденция снижения проектной нефтеотдачи - основного показателя рационального использования сырьевой базы нефтедобычи. Вследствие этого в последние годы ее средняя величина уже снизилась почти в 1,5 раза по сравнению с 1960-ми гг. и стала ниже, чем в США, где нефтеотдача много лет растет, хотя структура запасов хуже нашей. В целом уже потеряно около 15 млрд. тонн потенциальных
Пласт о2 О, О, Об Б2 Ті т2
qн/qж цн/цж цн/цж ян/яж ян/яж ян/яж ян/яж
Ср. эффект, нефтенас. толщина, м 1,5 4,9 6,1 1,9 4,6 9 4,3
Проницаемость, мкм2 0,021 0,032 0,073 0,006 0,556 0,024 0,021
Средний дебит по данному пласту в скважинах совм. экспл., т/сут Обводненность, % 1,2/1,9 37,8 3,4/4,4 24,3 10,4/19,7 47,1 4,4/14,2 69,0 10,4/43,7 76,2 12,6/71,1 73,0 8,9/50,9 65,0
Средний дебит скважин, эксплуатирующих только данный пласт, т/сут Обводненность, % 0,07/8,5 99,2 4,7/7,1 34,2 33,3/46,8 29,0 6,4/10,7 40,0 33,1/130,2 74,5 14,0/106,1 88,0 10,2/77,3 89,0
Средний дебит всех скважин, работающих на данный пласт, т/сут Обводненность, % 1,0/3,1 80,4 4,1/5,9 31,0 31,9/45,2 29,4 4,8/13,6 65,0 27,2/107,7 74,7 13,4/101,4 86,1 9,7/70,0 84,8
Средний суммарный дебит нефти скважин, в которых встречается данный пласт, т/сут 2 5,2 13,4 7,5 18,5 22 16
Разница между ср. суммарным дебитом нефти скважин с данным пластом и ср. дебитом нефти скважин, экспл. один пласт, т/сут +1,93 +0,5 -19,9 +1,1 -14,6 +8,0 +6,0
Табл. 3. Дебиты нефти и жидкости по пластам.
коллекторскими характеристиками и свойствами флюидов;
- повысить производительность скважины за счет оптимизации работы объектов;
- повысить рентабельность отдельных скважин за счет подключения других объектов разработки или разных по продуктивности пластов одного объекта разработки.
Для реализации ОРЭ рекомендуется к использованию оборудование, использующееся в ОАО «Татнефть»: однорядная установка с насосом, имеющим дополнительный всасывающий клапан, обеспечивающая раздельную со своими режимами эксплуатацию объектов, но совместные подъем и транспорт продукции, разработанная в ТатНИПИнефть.
Данное оборудование для раздельной эксплуатации и технология его использования допускают осуществление всех тех технологических мероприятий, которые применяют при вскрытии пластов и их эксплуатации отдельными скважинами.
В связи с различной степенью продуктивности пластов и уровнем выработки их запасов в совместных добывающих скважинах учет объема отбираемой продукции целе-
сообразно вести из каждого пласта отдельно. Полученные данные позволят отслеживать эффективность работы совместной скважины по каждому горизонту и в дальнейшем послужат основанием для анализа выработки запасов по каждому пласту. Для контроля отбора продукции из совместных скважин рекомендуется использовать физико-химические методы, основанные на различиях химического состава нефти и воды совместно разрабатываемых пластов, в частности, с использованием значительного различия коэффициента светопоглощения нефти (КСП) и различия содержания ванадия и микроэлементов в нефти.
Для скважин, обводняющихся закачиваемой водой, можно использовать закачку трассирующих жидкостей. При этом закачка меченых жидкостей должна проводиться только в один из пластов.
Перечисленные методы являются косвенными, поэтому их результаты рекомендуется уточнять по данным работы скважин с пакером, отсекающим один из пластов. Хвостовик с пакером можно спускать в скважины, оборудованные ШГН, при проведении ремонтных работ.
В совместных нагнетательных скважинах необходимо вести учет закачиваемой в продуктивные пласты воды с помощью методов термометрии и расходометрии. Кроме того, необходимо провести анализы совместимости вод пластов, эксплуатирующихся совместным фондом скважин.
Выводы
1. Проведенный анализ разработки месторождения показывает необходимость постепенного перехода к разукрупнению объекта.
2. Для создания независимых систем разработки объектов рекомендуется внедрение технологии одновременнораздельной эксплуатации.
Объекты Пластовая температура, “с Некоторые технологические результаты
Сходница (Украина) 18 Увеличение нефтеотдачи по некоторым скважинам в 5-8 раз, по участку - в 3 раза.
Гнединцы (Украина) 48 Прирост нефтеотдачи 6%. Увеличение добычи нефти в 2 -4 раза, в т.ч. за счет газового воздействия - около 70%. Полная утилизация кислорода.
Кала (Азербайджан) 36 Годовой прирост добычи нефти 24%. Снижение обводненности до 34%.
БЬяв (США) 97 Дополнительная добыча нефти — 43% от остаточных запасов, в т.ч. свыше 30% в виде легких фракций добыто в газовой фазе. Полная утилизация кислорода.
Оеіі (США) 57 Дополнительная добыча нефти - 50% от остаточных запасов. Увеличение отборов нефти в 4 раза.
мрни (США) 110 Увеличение добычи нефти в 2-4 раза. Дополнительная добыча 50% от общей. Дополнительная добыча легких фракций — 15% от дополнительной добычи нефти. Полная утилизация кислорода.
Табл. 1. Основные результаты испытаний термогазового метода увеличения нефтеотдачи.
извлекаемых запасов, что сопоставимо с суммарной добычей за всю историю России (Концепция..., 2006).
Следует обратить внимание и на то, что за последние 15 лет усилилась тенденция снижения не только среднего проектного коэффициента нефтеизвлечения (КИН), на величину которого влияет высокий уровень нефтеотдачи по месторождениям в основном с активными запасами, успешно разрабатываемым с применением заводнения в 1960 - 1970-х гг. Происходит также существенное снижение проектного КИН, значение которого определено за три последних пятилетних периода (Концепция., 2006). К настоящему времени он снизился до 27 - 28% и является одним из наиболее низких показателей в мировой практике. Не прекращается выборочная интенсивная отработка активных запасов нефти. Дальнейшее ее продолжение приведет к тому, что их ресурс будет исчерпан уже к 2015 г., а кризис в нефтедобыче уже налицо.
Главная причина снижения нефтеотдачи - отсутствие действенной государственной системы управления рациональным использованием запасов нефти, способной, как показывает мировой и отечественный опыт, эффективно противостоять ухудшению структуры запасов за счет востребованности современных методов увеличения нефтеотдачи (МУН) - тепловых, газовых, химических, микробиологических, и быстрого наращивания масштабов их применения. Несмотря на то, что сырьевая база нефтедобычи уже много лет пополняется в основном трудноиз-влекаемыми запасами, проекты их разработки не предусматривают применение современных МУН, способных обеспечить конечную нефтеотдачу, не уступающую, а нередко и превышающую достигаемую при разработке месторождений с активными запасами методом заводнения.
Уже в ближайшие годы российские нефтяные компании будут вынуждены существенно наращивать добычу нефти из месторождений с труд-ноизвлекаемыми запасами. Эффективная разработка таких месторождений возможна лишь с применением современных МУН. Вследствие сложившейся в нашей стране структуры запасов важные перспективы связываются с применением газовых методов, в частности, на месторождениях Западной Сибири. Вместе с тем, применение этих методов может существенно сдерживаться, во-первых, из-за дефицита и непрерывного роста ком-
мерческой стоимости углеводородных газов, а во-вторых, из-за отсутствия в нашей стране месторождений углекислого газа, который мог бы рентабельно использоваться для реализации газового воздействия.
В этой связи важные перспективы могут быть связаны с принципиально новым термогазовым методом увеличения нефтеотдачи легких нефтей, основанным на закачке воздуха и его трансформации в высокоэффективные смешивающиеся (частично или полностью) с нефтью вытесняющие агенты за счет внутрипластовых окислительных и термодинамических процессов (Боксерман, 1971). Данный метод, предложенный в 1971 г., основан на обобщении многочисленных лабораторных исследований и промысловой реализации внутрипластовых окислительных процессов.
Метод термогазового воздействия на месторождения легкой нефти имеет отечественный приоритет и создан на стыке тепловых и газовых методов увеличения нефтеотдачи и интенсификации нефтедобычи (Боксерман, 1971). Этот метод разработан на принципиально новых физических основах, отличных от реализуемых в известных методах.
Новый метод основан на закачке в пласт широко доступных, а, следовательно, и дешевых рабочих агентов - воздуха и воды, и впервые в мировой практике использует важную энергетическую особенность значительной части месторождений (особенно Западной Сибири), которые характеризуются не только высоким пластовым давлением, но и повышенными пластовыми температурами, свыше 650С и более. Такие температуры при закачке воздуха в результате высокой скорости процесса расходования кислорода воздуха на окисление нефти гарантируют безопасное ведение процесса и обеспечивают внутрипластовую генерацию высокоэффективного вытесняющего газового агента, обеспечивающего кардинальный прирост нефтеотдачи. Этот прирост КИН в данном методе обеспечивается не только за счет увеличения коэффициентов охвата пласта дренированием, но и за счет увеличения коэффициентов вытеснения, т.к. в процессе окисления нефти кислородом воздуха протекают процессы, обуславливающие формирование зоны смешивающегося вытеснения. Кроме того, происходящие при утилизации кислорода воздуха процессы, на основе локальных повышений фильтрационных сопротивлений,
Проекты применения термогазового МУН в США (2004 г.)
Страна і Дата начала проекта Площадь, га Л|| I | | Тип коллектора | Пористость, % Проницаемость, ыД Глубина, м Вязкость нефти, СП 1 Температура, °С | Система разработки до применения МУН Начальная/конечная нефтена-сшценность, % Е ill III І 1|| * В ® ti jjf Jr |
США Medicine Pole Hills 1985 3626 17/7 д 17 15 2900 2 110 ЕР 52/30 42 нз 78/78 29/29 Усп
США West Medicine Pole 2001 5801 17/5 д 17 10 2900 2 102 ЕР 50/33 34 TH 101/101 37/37 н/д
США North Ceder Hills Tbit 2002 20720 н/д д н/д н/д 2740 н/д н/д н/д н/д н/д н/д н/д н/д н/д
США Fhiffaln 1979 3108 23/12 д 20 10 2580 2 102 ЕР 55/20 64 БЗ 55/55 20/20 Усп
США West Buffalo 1987 1878 16/6 д 20 10 2580 2 102 ЕР 55/20 64 нз 34/34 13/13 Усп
США South Buflalo 1983 8417 43/19 д 20 10 2580 2 102 ЕР 55/20 64 нз 137/137 50/50 Усп
Итого в год 146/148
Проекты применения термогазового МУН в США (2006 г.
Э в Месторождение Іі Iі Площадь, га Кол. добывающих/ нагнетательных | Тип коллектора | Пористость, % I и Глубина, м 1 m О н Система разработки до применения МУН Начальная/ конечная нефтена-сыщенность, % кин,% Степень завершенности проекта Добыча общая/ за СЧЕТ МУН, тонн/сут Добыча общая/ за счет МУН, тыс. тонн/год л
США Medicine Pole Hills 1985 3626 17/7 д 17 15 2900 2 110 ЕР 52/30 42 нз 62/62 23/23 Усп
США West Medicine Pole Umt 2001 5801 17/5 д 17 10 2900 2 102 ЕР 50/33 34 ТН 78/78 29/29 н/д
США North Cede- Hilla Unit 2002 20720 78/65 д 18 10 2740 2 102 ЕР 55/26 53 TH lllWlli 405/405 Об
США Buffalo 1979 3108 23/12 д 20 10 2580 2 102 ЕР 55/20 64 БЗ 49/49 18/18 Усп
США WetfBuffiilc 1987 1878 16/6 д 20 10 2580 2 102 ЕР 55/20 64 нз 55/55 20/20 Усп
США South Buffalo 1983 8417 43/19 д 20 10 2580 2 102 ЕР 55/20 64 нз 144/144 53/53 Усп
США Wert Codec Hills Unit 2003 3157 11/6 д 17 10 2740 2 102 ЕР 55/26 53 ТН 110/110 40/40 Об
США Soulh Medicine Pole Unit 2003 4654 9/4 д 17 10 2800 2 106 ЕР 50/30 40 та 16/16 6/6 н/д
США PttmelPhas* 1 2002 1183 22/8 д 17 10 2680 1,44 93 3 75/39 48 та 59/22 21/8 Усп
США P«melPhaae2 2002 4051 56/24 д 17 10 2680 1,44 93 3 85/46 46 та 212/14 78/5 Об
Табл. 2. Проекты применения термогазового МУН в США.
обусловливают самопроизвольное выравнивание фронта вытеснения, чем не обладают все другие известные методы водогазового воздействия. Отсюда и дополнительное повышение технологической, а, следовательно, и экономической эффективности данного метода.
Метод может применяться на месторождениях: с низкопроницаемыми коллекторами; с высокопроницаемыми монолитными пластами, в т.ч. после заводнения для извлечения остаточной нефти в кровельных частях; со значительным углом наклона пластов; массивного типа; с материнскими породами.
Метод прошел успешные испытания на ряде месторождений бывшего СССР и США, в т.ч. в рамках международного проекта «Интернефтеотдача» СССР (РМНТК «Нефтеотдача») - США (НК «Амоко»). Руководителем проекта с нашей стороны был автор настоящей статьи -автор метода. Некоторые результаты промысловых испытаний содержатся в табл. 1 (Концепция., 2006).
Накопленный материал многолетних лабораторных и промысловых исследований свидетельствует, что новый метод позволяет увеличить нефтеотдачу кратно больше, чем применяемые в настоящее время методы. В частности, на высокопродуктивном месторождении Г нединцы (Украина) после достижения нефтеотдачи 60%, она за счет применения термогазового метода была доведена до 68%. При этом стоимость рабочего агента в 4 - 5 раз меньше, чем в традиционных методах увеличения нефтеотдачи.
Согласно материалам промысловых испытаний в нашей стране и США, при применении метода дополнительное извлечение нефти составило не менее 15 - 20% от остаточных (после заводнения) запасов (Табл. 1).
В ходе опытно-промышленных работ на месторождениях маловязких нефтей основные положения концепции и прогнозная эффективность метода нашли полное подтверждение.
В частности, на месторождениях с пластовой температурой свыше 500С происходило практически полное самопроизвольное потребление кислорода воздуха в ближайшей окрестности нагнетательных скважин.
Подтверждена значительная роль и высокая вытесняющая способность формируемого в пласте газового агента - смеси азота с углекислым газом и легкими фракциями нефти. В процессе опытно-промышленных работ происходило значительное, вплоть до кратного, увеличение добычи нефти, которое сохранялось в течение длительного времени, измеряемого годами. Многие скважины переходили на фонтанный режим работы. Дополнительное извлечение нефти достигало 30 - 40% и более от остаточных, после заводнения, запасов. Даже на высокопродуктивном и весьма благоприятном для технологий заводнения месторождении Гнединцы (на Украине) после завершения процесса заводнения с весьма высокой нефтеотдачей (порядка 60%) прирост нефтеотдачи от закачки в пласты воздуха на участке применения превысил 6%. При этом не замерялись и, соответственно, не учитывались весьма значительные количества легких фракций нефти, выносимых вместе с добываемым газом.
На этом месторождении впервые была четко установлена значимость роли формируемого в пласте, в результате закачки воздуха, рабочего агента. Было установлено, что этим агентом обеспечивается не менее 80% от суммарного объема дополнительной добычи нефти. Именно
это обстоятельство предопределило дальнейшее направление развития работ и привело к созданию предлагаемого метода интенсификации нефтедобычи и повышения КИН на месторождениях легкой нефти с повышенными пластовыми температурами.
Очевидно, что освоение и распространение такого метода имеет принципиальное значение для увеличения сырьевой базы нефтедобычи и кардинального повышения эффективности разработки нефтяных месторождений страны, особенно в Западной Сибири, где новый метод может быть применен на месторождениях с низкопроницаемыми коллекторами с суммарными запасами нефти в размере 8 млрд. тонн, а потенциал ежегодного прироста извлекаемых запасов нефти составит 5 - 6 млрд. тонн.
В настоящее время метод в России нигде не применяется. Его освоение продолжается в США. Интерес к нему проявляют Норвегия, Великобритания и Индонезия.
В США применение этого метода быстро расширяется (Табл. 2) (Обзор применения..., 2006). Если в 2003 г. термогазовый метод применялся на 6-ти объектах, то в 2005 г
- уже на 11 объектах. При этом в 2003 г. с применением метода добыто около 150 тыс. т. нефти, а в 2005 г. - около 645 тыс. т., т.е. в 4,3 раза больше.
В настоящее время в ОАО «Сургутнефтегаз» термогазовый метод в качестве базового воздействия предполагается испытать на Ай-Пимском и Маслиховском месторождениях баженовской свиты (Сонич, 1999; Батурин, 2002).
ОАО «РИТЭК» также начало работы по подготовке промысловых испытаний нового способа разработки на основе термогазового воздействия на Г аляновском и Сред-не-Назымском месторождениях баженовской свиты.
К настоящему времени высокий потенциал извлекаемых запасов нефти баженовской свиты, превышающий 30
- 50 млрд. т. легкой нефти не используется, вследствие отсутствия эффективного способа разработки. Отдельные участки баженовской свиты разрабатываются на естественном режиме. В течение прошедших 40 лет суммарная добыча нефти составляет примерно 7 - 8 млн. т., а нефтеотдача не превышает 3%.
Накопленный промысловый опыт, лабораторные и теоретические исследования свидетельствуют о необходимости сочетания теплового воздействия и специальных методов воздействия для увеличения пустотного пространства породы. Именно такое интегрированное воздействие может обеспечить термогазовый метод увеличения нефтеотдачи.
Литература
Боксерман А.А. Результаты и перспективы применения тепловых методов воздействия на пласт. Тепловые методы воздействия на пласт. ВНИИОЭНГ. Москва. 1971. 10-16.
Обзор применения МУН в мире. Oil & Gas Journal. 2004, 2006.
Сонич В.П., Батурин Ю.Е., Малышев А.Г., Шеметилло В.Г. Проект опытно-промышленных работ по извлечению углеводородов из баженовских отложений и нефти из заводненного пласта АСП Маслиховского месторождения. Пути реализации нефтегазоносного потенциала ХМАО. Ханты-Мансийск. 1999. 316-324.
Батурин Ю.Е., Сонич В.П., Малышев А.Г., Зарипов О.Г., Шеметилло В.Г. Оценка перспектив применения гидротермовоздействия в пласте Ю0 месторождений ОАО «Сургутнефтегаз». Интервал. №1 (36). 2002.
Концепция программы преодоления падения нефтеотдачи. Комитет Государственной Думы РФ по природным ресурсам и природопользованию совместно с ОАО «Газпромнефть». ОАО «За-рубежнефть» и ОАО «РИТЭК». М.: 2006.
