Потенциал современных методов повышения нефтеотдачи пластов

© ИД "Нефть и Капитал", info@oilcapital.ru

ТЕХНОЛОГИИ ТЭК, ДЕКАБРЬ 2006г.

Аркадий Боксерман, д.т.н., ОАО «Зарубежнефть», Игорь Мищенко, д.т.н., РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина

В настоящей публикации, которая является продолжением работы [1], основное внимание уделено той роли, которую призваны сыграть современные методы увеличения нефтеотдачи в преодолении процесса падения КИН. На примере зарубежных стран показано, что заложенный в современных МУН потенциал еще очень мало используется в российском НГК. В то же время современные МУН способны обеспечить не только существенное увеличение КИН, но и прирост добычи нефти даже при ухудшении структуры запасов, увеличении доли месторождений с трудноизвлекаемыми запасами. Этот процесс уже идет в России, что делает все более актуальным освоение арсенала современных технологий увеличения нефтеотдачи пластов.

Специалисты нефтегазового комплекса России давно обозначили две негативные основные 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 достигнутого уровня.

Большой коллектив специалистов отрасли, обеспокоенных обозначенными тенденциями в НГК РФ, по инициативе ОАО «Зарубежнефть» провел огромную аналитическую работу, в результате которой в 2000-2002 гг. была сформирована «Концепция государственного управления рациональным использованием запасов нефти». На ее основе по инициативе Комитета по природным ресурсам и природопользованию Государственной Думы РФ сформирована и одобрена «Концепция программы преодоления падения нефтеотдачи» (далее «Концепция») [2], основы которой изложены в [1]. Этот документ появился в результате обсуждений и активного участия в ее формировании специалистов различных организаций: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, ОАО «СИБУР», ОАО «РИТЭК», ИПНГ РАН, ФГУП «ЗапСибНИИГГ», ООО «Венсис», представителей правительства Удмуртии и Тюменской области. К настоящему времени «Концепция» одобрена подкомитетом по нефти и газу Комитета по природным ресурсам и природопользованию Государственной Думы, Экспертно-научным советом при руководителе Федерального агентства по недропользованию, Советом Союза нефтегазопромышленников, ОАО «ЛУКОЙЛ», многими видными учеными и специалистами.

Несмотря на то, что основные проблемы НГК неоднократно обсуждались на страницах профессиональных изданий, мы посчитали необходимым еще раз поднять эти вопросы. Задача выхода из затянувшегося кризиса с нефтеотдачей в нашей отрасли слишком важна для страны, и, как нам кажется, у нас остается не так много времени и средств, с помощью которых общими усилиями мы могли бы предотвратить надвигающееся неизбежное падение добычи нефти в стране. Одно из направлений — немедленное возрождение программы, нацеленной на широкомасштабное промышленное использование современных методов увеличения нефтеотдачи.

Классификация способов разработки и МУН. Прежде чем говорить об увеличении нефтеотдачи, необходимо установить базу, по отношению к которой происходит это увеличение. В международной практике в качестве базового принимается такой метод разработки, при котором потенциал вытесняющего нефть агента реализуется за счет использования естественной энергии месторождений, т.е. режим растворенного газа, упруговодонапорный режим и режим газовой шапки. Если этой энергии недостаточно, то применяются методы, которые направлены на поддержание пластовой энергии путем закачки воды и газа, т.е. так называемые вторичные методы. Очевидно, что данные методы используют те же вытесняющие агенты, а значит, принципиально не влияют на потенциал вытеснения нефти, хотя при этом увеличивается степень использования этого потенциала. Поэтому вторичные методы, в частности заводнение, наряду с естественными режимами также относятся к категории базовых.

Что касается собственно методов увеличения нефтеотдачи (в международной терминологии: Enhanced Oil Recovery — EOR), которые для определенности нами названы современными, то к ним относят такие методы, которые характеризуются увеличенным потенциалом вытесняющего агента по сравнению с реализуемым при базовых способах разработки.

Для всех участников НГК России важно четко понимать, что подразумевается под термином «методы увеличения нефтеотдачи». Это не просто терминологический вопрос, поскольку от четкости определения МУН в значительной мере зависит степень прозрачности всей системы государственного управления рациональным использованием запасов нефти.

К настоящему времени освоены и применяются в промышленных масштабах следующие четыре группы МУН, которые также называют третичными:

  • тепловые методы (вытеснение нефти теплоносителями, воздействие с помощью внутрипластовых экзотермических окислительных, либо других видов реакций);
  • газовые методы (закачка углеводородных газов, углекислого газа, азота, дымовых или других газов, закачиваемых в пласт как самостоятельно, так и в смеси с жидкостями);
  • химические методы (заводнение с применением ПАВ, полимерное, мицеллярное заводнение, а также закачка жидких растворителей или других химических веществ);
  • микробиологические методы (введение в пласт бактериальной продукции или ее образование непосредственно в нефтяном пласте).

Такая классификация способов разработки опирается на понятия, сформулированные в течение многих лет, и принята мировым нефтяным сообществом. Следует отметить, что разделение способов разработки на первичные, вторичные и третичные было введено в США. Такое разделение определялось в основном экономическими соображениями. В целях повышения экономической эффективности разработки месторождений, снижения прямых капитальных вложений и максимально возможного использования для этих целей реинвестиций весь срок разработки обычно разбивался на три этапа. На первом этапе максимально используется естественная энергия месторождения (упругая энергия, энергия растворенного газа, энергия законтурных вод, газовой шапки, потенциальная энергия гравитационных сил). Такие способы разработки были названы первичными. На втором этапе реализуются вторичные методы поддержания пластового давления путем закачки воды и газа. А на третьем этапе для повышения эффективности разработки месторождений применяются третичные МУН.

Однако по мере освоения современных МУН и расширения масштабов их применения стало очевидным, что технологическая и экономическая эффективность их применения существенно зависит от времени начала их реализации. Чем раньше для разработки месторождений, особенно с трудноизвлекаемыми запасами, используются современные МУН, тем выше как технологические, так и экономические показатели разработки. Поэтому все чаще третичные методы применяются на первой или второй стадиях разработки месторождений.

Под термином «современные МУН» понимаются именно технологии, связанные с тепловым, газовым, химическим, микробиологическим воздействием на пласты, а отнюдь не заводнение, которое, к сожалению, в настоящее время применяется слишком широко и без учета последствий. Как было показано в [1], за последние 15 лет в РФ было практически свернуто применение современных МУН, а предпочтение отдано методам выборочной интенсификации добычи из активных запасов, даже если такие методы вели к снижению проектного КИН, за который с компаний никто не спрашивал. В «Концепции» подчеркивается, что особо опасно объявлять ГРП единственным способом разработки месторождений с низкопроницаемыми коллекторами. Для трудноизвлекаемых запасов применение большеобъемных ГРП может привести лишь к кратковременному приросту добычи, после чего в последующий период придется затратить много средств и усилий, чтобы преодолеть негативные последствия заводнения.

Для специалистов, имеющих желание правильно трактовать термин МУН, совершенно очевидно, что он означает способ разработки, а, следовательно, подразумевает не только закачку рабочего агента и его вытесняющую способность, но и все мероприятия по интенсификации добычи нефти и увеличению охвата вытеснением, в том числе и систему размещения скважин, их плотность, применение ГРП, горизонтальных и многозабойных скважин, бурение боковых стволов. Все технологии обработки призабойных зон скважин и геолого-технические мероприятия являются составными компонентами, как при базовых способах разработки, так и при применении МУН и не могут рассматриваться в качестве самостоятельных МУН, т.е. самостоятельных способов разработки.

Мировая практика применения современных МУН. Свыше 90% мировых запасов углеводородов принадлежит национальным компаниям [3], которые обеспечивают до 70% мировой добычи нефти и газа. Любые нефтегазовые компании независимо от форм собственности нацелены на максимально возможное и экономически обоснованное извлечение УВС. Поскольку, как показывает практика, масштабы применения современных МУН в мире непрерывно увеличиваются (табл.1), то можно сделать вывод, что они способствуют эффективному ведению нефтегазового бизнеса. До сих пор предпочтение отдается тепловым и газовым методам, доля дополнительной добычи, за счет применения которых превышает 95%. В то же время соответствующая доля за счет применения химических МУН остается низкой [2, 4]. Это свидетельствует о том, что к настоящему времени еще не созданы эффективные химические МУН, способные стимулировать быстрое наращивание добычи нефти с применением данной группы современных МУН. Как видно из табл. 1, за 16 лет объем дополнительной добычи нефти за счет применения современных МУН вырос к 2000 г. почти в 2,5 раза, и примерно 10% мировой добычи нефти к этому времени осуществлялось с применением современных МУН. Наибольшие объемы применения современных МУН принадлежат США (табл. 2). Конечно, это диктуется сложной структурой запасов в стране, но немаловажное значение имеет и многолетняя целеустремленная работа, направленная на создание системы государственного управления рациональным использованием запасов нефти. За период 1975-2004 гг. в США дополнительная добыча нефти за счет применения МУН выросла почти в 3 раза и достигла примерно 32-36 млн. твг, или примерно 11-12% от общей добычи нефти в стране [3]. Поэтому не случайно, что показатель нефтеотдачи в этой стране непрерывно растет и средний КИН уже превысил 40%. К сожалению, у нас в РФ он упал в этот же период ниже 30%.

Таблица 1. Динамика масштабов применения современных МУН в мире, тыс. т
  1984 1988 1992 1996 1998 2000
Тепловые 33,40 (63,1) 47,65 (58,2) 59,20 (59,7) 68,30 (67,8) 82,90 (69,0) 84,80 (64,7)
Газовые 18,70 (33,3) 29,50 (36,0) 33,40 (33,7) 30,90 (30,7) 34,20 (28,5) 42,00 (32,0)
Химические 2,00 (3,6) 4,70 (5,8) 6,50 (6,6) 1,50 (1,5) 3,10 (2,5) 4,30 (3,3)
Всего 54,10 81,85 99,10 100,70 120,20 131,10
Примечание: в скобках – доля от общей добычи, %.
Таблица 2. Добыча нефти в США за счет МУН, млн. т
  1982 1984 1986 1988 1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004
Термические методы
Закачка пара 13,851 17,246 22,571 21,875 21,330 21,864 19,969 20,195 21,084 20,114 17,564 16,386
Внутрипластовое горение 0,491 0,310 0,495 0,313 0,292 0,226 0,121 0,216 0,229 0,134 0,114 0,092
Закачка горячей воды     0,034 0,139 0,191 0,095 0,012 0,012 0,106 0,015 0,161 0,162
всего 14,342 17,556 23,100 22,328 21,814 22,186 20,102 20,423 21,418 20,263 17,840 16,639
Химические методы
мицеллярно-полимерный 0,043 0,136 0,067 0,073 0,030 0,012 0,003 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000
закачка полимера 0,141 0,493 0,735 1,011 0,539 0,093 0,088 0,067 0,007 0,077 0,000 0,000
щелочной 0,028 0,016 0,009 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000
ПАВ 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,003 0,003 0,003
всего 0,212 0,645 0,812 1,084 0,569 0,106 0,091 0,067 0,007 0,080 0,003 0,003
Газовые методы
закачка углеводородного газа   0,695 1,622 1,249 2,660 5,445 4,788 4,636 4,901 5,996 4,577 4,686
закачка смесимого СО2   1,507 1,366 3,091 4,591 6,982 7,756 8,221 8,598 9,126 9,001 9,910
закачка несмесимого СО2   0,034 0,065 0,020 0,005 0,005 0,000 0,000 0,000 0,003 0,003 0,005
закачка азота   0,345 0,889 0,917 1,069 1,087 1,107 1,349 1,350 0,708 0,706 0,708
закачка дымового газа   1,416 1,256 1,031 0,831 0,530 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000
другие   0,000 0,000 0,000 0,000 0,211 0,209 0,209 0,000 0,000 0,000 0,000
всего 0 3,998 5,197 6,309 9,155 14,352 13,862 14,416 15,058 15,832 14,287 15,308
Другие
закачка углеводородов                        
микробиологические           9,63x10-5 9,60 x10-5          
всего 0 0 0 0 0 9,63x10-5 9,60 x10-5 0 0 0 0 0
всего 14,554 22,199 29,109 29,720 31,539 36,644 34,055 34,906 36,483 36,175 32,129 31,950
1. Примечание: по данным Oil & Gas Journal // Apr.12, 2004.

Как показывает рис.1, одновременно с ростом добычи нефти в США происходит снижение числа действующих проектов с применением современных МУН. С 1986 по 2002 г. число таких проектов снизилось с 512 до 227, т.е. более чем в 2 раза. Это обстоятельство дало повод некоторым специалистам — сторонникам свертывания в нашей стране современных МУН, говорить о снижении интереса за рубежом к этим методам. Однако данное утверждение является ошибочным и опровергается рядом очевидных фактов. Снижение числа проектов сопровождается значительным увеличением масштабов каждого проекта, причем средняя производительность проекта за рассматриваемый период увеличилась примерно в 3,5 раза и в 2002 г. составила 230 тыс. твг (рис. 1).

Динамика применения современных МУН на месторождениях США

Высокий потенциал современных МУН со всей очевидностью подтверждается последней статистической информацией о применении этих методов в мире. Согласно материалам Лондонского форума 2004 г. [5], применение уже освоенных современных МУН позволило увеличить мировые доказанные извлекаемые запасы нефти в 1,4 раза, т.е. на 65 млрд. тонн, и потенциально способно поднять величину средней проектной нефтеотдачи к 2020 г. сегодняшних с 35% до 50%.

В настоящее время опытные работы и промышленное применение современных МУН проводятся во многих странах мира. Так, закачка пара кроме США практикуется также в Индонезии, Китае, Канаде, Колумбии и т.д. Закачка углеводородных газов — в США, Канаде, ОАЭ, Венесуэле, Ливии.

Нужно обратить внимание, что эти работы с МУН проводятся даже в странах, где имеется высокая обеспеченность высококачественными запасами, например на Ближнем Востоке. Газовые методы в сочетании с заводнением нашли применение и на шельфовых месторождениях Норвегии, где структура запасов гораздо лучше, чем США, Канаде, Китае или Венесуэле. К примеру, использование современных МУН на таких шельфовых месторождениях Норвегии, как Асгард, Стардфьорд и Гуллфакс, позволило поднять конечный КИН на 14-19%, или в 1,3-1,5 раза, в сравнении с нефтеотдачей, которую в середине 80-х гг. давали на них традиционные технологии заводнения.

Но, естественно, наиболее активно наращивают эти работы страны, где структура запасов сложная. По последним данным, индийская государственная нефтяная компания ONGC намерена потратить в течение следующих 5 лет до $ 11 млрд. на модернизацию существующих объектов добычи в целях повышения коэффициента нефтеотдачи. Долгосрочные цели компании включают удвоение своих нефтегазовых запасов к 2020 г., а также повышение коэффициента нефтеотдачи с 28% до 40% в течение 20 лет. Основная часть новых запасов ONGC будет сконцентрирована на шельфовых и глубоководных месторождениях. Компания также планирует инвестировать порядка $436 млн. в реализацию 15 программ доразработки месторождений. Приведенные данные свидетельствуют о высоких ожидаемых значениях нефтеотдачи даже в случае применения современных МУН после первичных и вторичных методов разработки.

Опыт применения современных МУН в России. Нужно отметить, что примеры достижения высокого потенциала нефтеизвлечения за счет применения современных МУН имеются и в нашей стране, хотя последовательная работа по их развитию по-настоящему проводилась только в 1985-1991 гг., однако отдельные примеры имеют более длинную историю. Так, на основной залежи месторождения Оха с 1968 г. применяется отечественный метод сочетания паротеплового воздействия с заводнением. На этой залежи нефтеотдача в целом уже превысила 50%, а по отдельным элементам она составила 70%. При этом достигнуты самые низкие в мире затраты пара на добычу 1 тонны нефти. Аналогичные результаты получены на Ярегском месторождении за счет применения отечественных термошахтных способов разработки. Применение паротеплового воздействия на месторождении Зыбза-Глубокий Яр также на отдельных участках позволило довести нефтеотдачу до 50%. Благоприятные результаты могли быть получены и на Гремихинском месторождении с карбонатными коллекторами, если бы после приватизации работы по применению тепловых методов не были свернуты, а продолжалось бы их последовательное совершенствование. В последнее пятилетие перед развалом СССР успешно развивались работы по применению полимерного воздействия. Однако вследствие кризиса в 90-х годах эти работы также были свернуты.

Успешно развивался и созданный в нашей стране термогазовый метод, в том числе в рамках международного проекта «Интернефтеотдача» в 80-х и начале 90-х гг. на основе соглашения между МНТК «Нефтеотдача» и Amoco (США).

Термогазовый метод основан на закачке воздуха в месторождениях легкой нефти с пластовой температурой свыше 60-65°С. При такой температуре в пласте за счет самопроизвольных окислительных процессов формируется высокоэффективный рабочий агент, как правило, полностью смешивающийся с вытесненной нефтью. Поэтому не случайно результаты упомянутого выше международного проекта свидетельствовали о высоком потенциале термогазового метода.

В частности, на высокопродуктивном месторождении Гнединцы (Украина) после достижения нефтеотдачи 60% за счет применения термогазового метода КИН был доведен до 68%. По некоторым скважинам добыча нефти выросла в 5-8 раз, а дополнительная добыча составила примерно 50% от остаточных запасов, наблюдалось снижение обводненности продукции. Кроме того, за счет повышенной пластовой температуры достигалась полная утилизация кислорода. Аналогичные результаты были получены в США и на низкопроницаемых коллекторах. Тем не менее, и этот перспективный отечественный метод в нашей стране оказался невостребованным. В США масштабы применения данного метода в последние годы быстро расширяются, а годовая дополнительная добыча нефти за счет этого уже достигла примерно 1 млн. тонн [7].

Таким образом, мировой и отечественный опыт убедительно свидетельствует о высоком потенциале современных МУН, о возможности доведения средней степени извлечения нефти до 50% и выше.

Как мы уже неоднократно отмечали ранее (см., например, [6]), в том числе и в недавней публикации [1], к сожалению, в нашей стране за последние 15 лет практически свернуто применение современных МУН. Хотя в отчетности многих добывающих компаний появляются вполне успокаивающие цифры о дополнительной добыче за счет МУН. Так, по данным статистики, в 2000 г. в РФ с применением МУН дополнительно получено до 20% общей добычи нефти, до 50% ее добычи из трудноизвлекаемых запасов. Однако такая отчетность лукава, поскольку во многих компаниях к МУН относят все геолого-технические мероприятия, нацеленные на интенсификацию добычи, в том числе и из активных запасов. Сюда зачисляют и ГРП, и строительство горизонтальных скважин и боковых стволов, и т.д. Как уже отмечалось выше, эти технологии являются не самостоятельными способами разработки, а их составными компонентами. А потому применение данных технологий может в той или иной мере реализовать потенциал нефтеотдачи, определяемый способом разработки, составными компонентами которого они являются. Нужно также подчеркнуть, что упомянутые выше технологии могут привести и к снижению нефтеотдачи, если их применение сопровождается нарушением системы разработки. В частности, это относится к массированным ГРП, которые далеко не всегда вписываются в применяемую систему разработки.

В итоге, несмотря на бодрые отчеты компаний, показатель нефтеотдачи в Российской Федерации постоянно падает, и стал ниже среднемирового. А в странах, где планомерно занимаются технологиями, нацеленными на подъем КИН, как, например, в США, где уже 30 лет наращивается применение МУН, нефтеотдача растет и превышает среднемировой уровень, несмотря на худшую, чем в России, структуру запасов. Экономика применения современных МУН. Реальные перспективы промышленного применения любой технологии, в том числе и современных МУН, в конечном счете, определяются экономическими показателями. Известно, что разработка месторождений с применением современных МУН требует дополнительных капитальных затрат, в первую очередь на оборудование для производства и закачки рабочего агента. Величина этих затрат, как правило, составляет 20-30%. Вследствие энергоемкости технологий увеличиваются и эксплуатационные расходы. В результате реализация современных МУН обычно сопровождается увеличением себестоимости добычи нефти по сравнению с заводнением активных запасов. Именно это обстоятельство является основным мотивом для многих ответственных работников и специалистов, когда надо принимать решения относительно применения современных МУН в нашей стране. Не случайно многие утвержденные проекты разработки даже не содержат расчетных вариантов применения современных МУН. А если такие варианты и имеются, то они отвергаются по экономическим причинам.

В то же время мировой и отечественный опыт со всей очевидностью свидетельствует об экономической целесообразности применения современных МУН для разработки месторождений, в первую очередь с трудноизвлекаемыми запасами. Согласно многим публикациям и обзорам [8-10], себестоимость добычи нефти с применением основных МУН изменяется в следующих диапазонах: для тепловых методов — $40-100/т; для газовых методов $40-155/т; для полимерного заводнения — $40-110/т.

Столь широкий диапазон себестоимости добычи нефти определяется стадией освоения метода и масштабами проекта. Очевидно, что наиболее затратными являются опытно-промышленные работы. Что касается уже освоенных методов, то их применение сопровождается значениями себестоимости в 3-4 раза ниже по сравнению с опытно-промышленными работами. Поэтому не случайно в доступной информации себестоимость добычи нефти освоенными методами определяется на уровне $40/т. В связи с этим следует вновь обратить внимание на то, что себестоимость добычи нефти термошахтным методом в промышленных масштабах на Ярегском месторождении тяжелой нефти составляет также около $40/т. Весьма наглядным является известный пример по динамике снижения себестоимости добычи тяжелой нефти и битумов тепловыми МУН в Канаде (рис.2), которая к 2000 г. снизилась примерно до $70/т. Динамика себестоимости добычи нефти тепловыми методами на месторождениях Канады Эта динамика отчетливо свидетельствует о положительных результатах совершенствования технологий и технических средств. Видно, что применение современных МУН даже для извлечения самых трудных запасов нефти характеризуется вполне приемлемыми экономическими показателями, имеющими тенденцию к улучшению. В нашей стране применение освоенных современных МУН будет характеризоваться значениями себестоимости добычи нефти, не превышающими те, которыми характеризуется заводнение истощенных месторождений с активными запасами, а именно — порядка $60/т. Будет она также ниже себестоимости добычи нефти в новых нефтедобывающих районах, например, в Восточной Сибири.

Таким образом, мировой опыт свидетельствует, что востребованность современных МУН растет, их потенциал в увеличении извлекаемых запасов внушителен. Этому способствует и то обстоятельство, что себестоимость добычи нефти с применением современных МУН по мере их освоения и совершенствования непрерывно снижается и становится вполне сопоставимой с себестоимостью добычи нефти традиционными методами.