ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ ТЕХНОЛОГИЙ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ НЕФТЕГАЗОВОГО КОМПЛЕКСА ЗАПАДНОЙ СИБИРИ

Месторождения ООО «ЛУКОЙЛ – Западня Сибирь» составляют основу ресурсной базы нефтяной компании «ЛУКОЙЛ». На долю Общества приходится более 45% общей добычи компании «ЛУКОЙЛ». Текущие извлекаемые запасы нефти категории АВС₁+С₂ по месторождениям Общества составляют 1631 млн. т, накопленная добыча 1808 млн. т, текущая выработка запасов составляет 61% при обводненности 91%. [1]

На сегодняшний день основной объем нефти добыт из активных запасов, при этом более 900 млн. т или около 60% остаточных извлекаемых запасов приходится на малопроницаемые пласты, которые сегодня активно вводятся в разработку, и именно данными объектами необходимо заниматься в ближайшей перспективе. Выработка запасов по высокопродуктивным объектам составляет более 70%, в то же время выработка низкопроницаемых отложений на текущий момент не превышает 35%, что говорит о необходимости применения новых подходов к разработке и внедрения передовых технологий для извлечения нефти из месторождений. [2]

Проблемой нефтегазового комплекса Западной Сибири в разработке месторождений является взаимное несоответствие основных применяемых технологий воздействия на продуктивный пласт и факторов, осложняющих выработку запасов нефти. Рост влияния этих факторов и обусловил снижение отборов нефти на фоне роста издержек на ее добычу.

Поскольку применяемые технологические решения не вполне адек­ватны современным условиям выработки запасов, все большую актуальность приобретают так называемые «инновационные технологии нефтедобычи».

Понятие «инновационности» является относительным. Инновационной технология может быть по отношению к традиционному набору технологи­ческих решений (способу разработки). Традиционный же способ разработки месторождений России и ХМАО включает вытеснение нефти нагнетаемой водой в сочетании с интенсификацией отборов посредством гидроразрыва пласта и обработок призабойной зоны. Иными словами, в основе традицион­ного способа лежит, главным образом, механическое воздействие на пласт.

Соответственно, к инновационным технологиям следует отнести, прежде всего, технологии, основанные на других видах воздействия: химиче­ском, газовом и водогазовом, термогазовом, дилатансионном, акустическом и электромагнитном. Кроме того, новое качество может быть получено путем комбинирования в рамках одной технологии свойств двух и более традици­онных методов воздействия (например, горизонтального бурения и гидрораз­рыва, заводнения и потокоотклоняющего воздействия).

Известны два набора критериев применимости инновационных техно­логий. Первый разработан во Французском нефтяном институте (IFP) и сер­висной компании Beicip Franlab, второй – группой специалистов SPE (табл. 1).

Критерий IFP и Beicip Franlab позволяет обосновать выбор вытесняю­щего агента в зависимости от плотности нефти в поверхностных условиях и вязкости в пластовых условиях. Для вытеснения нефти незначительной вяз­кости, легкой и особо легкой пригодны газовые агенты. Для тяжелой и биту­минозной нефти предпочтительным является теплое воздействие с нагнета­нием теплоносителя в пласт. И в предельно широком диапазоне, согласно данному критерию, применимым является заводнение, в т.ч. в сочетании с нагнетанием ПАВ (поверхностно-активных веществ) и полимеров. [1]

Таблица 1.

Критерии SPE для применимости различных вытесняющих агентов

Согласно критерию SPE, газовое воздействие также применимо пре­имущественно в условиях легкой и особо легкой нефти незначительной вяз­кости. Исключение составляет воздействие так называемыми несмешиваю­щимися газами. Для высоковязкой, тяжелой и битуминозной нефти, как и по предыдущему критерию, применимо тепловое воздействие. При этом преду­сматривается ряд дополнительных условий, а именно: высокое содержание асфальтенов при использовании внутрипластового горения, малая (порядка 1 км и ниже) глубина залегания при нагнетании теплоносителя и высокая про­ницаемость в обоих случаях.

Нагнетание химических составов рекомендовано для маловязкой, по­вышенной вязкости и высоковязкой нефти с высоким интервалом плотности – от особо легкой до битуминозной. При больших глубинах залегания пла­стов и низкой (менее 10 мД) проницаемости применение химического завод­нения не рекомендуется.

Таблица 2.

Рекомендуемые технологии увеличения нефтеотдачи в зависимости от факторов, осложняющих разработку

В таблице 2 приведен перечень рекомендуемых инновационных мето­дов увеличения нефтеотдачи в зависимости от факторов, осложняющих вы­работку запасов. В таблице 3 представлены оценки прироста коэффициента извлечения нефти (КИН) и начальных извлекаемых запасов (НИЗ) за счет внедрения новых технологий на группы пластов с соответствующими харак­теристиками.

Помимо неполного освоения и вовлечения трудноизвлекаемых запасов следует отметить другие факторы, осложняющие внедрение инновационных технологий. В их числе отсутствие опыта применения в конкретных условиях и необходимость специальных исследований. Кроме того, для реализации инновационных методов воздействия требуется специальное эксплуатацион­ное оборудование, пригодное для конкретного метода. Производственная инфраструктура нефтяных месторождений приспособлена под закачку воды, в то время как осуществление воздействия нетрадиционного вида требует специальной подготовки – включая средства производства вытесняющих агентов. Наконец, системное воздействие сопровождается повышенным рас­ходом дорогостоящих компонент вытесняющего агента.

Таблица 3.

Оценка прироста коэффициента нефтеотдачи и начальных извлекаемых запасов (НИЗ) за счет применения инновационных технологий

Все указанные обстоятельства в итоге выражаются в дополнительных капитальных затратах и увеличении себестоимости нефти, а также в значи­тельном инвестиционном риске для недропользователя. И в то же время без широкого применения инновационных технологий увеличения нефтеотдачи достижения стабильной добычи нефти по округу не представляется возмож­ным.

Важно отметить, комбинированные технологии или, как их еще назы­вают, «комплексные» не являются универсальными и направлены на нейтра­лизацию лишь отдельных факторов, осложняющих разработку. Поэтому применимость той или иной технологии в конкретных геолого-физических и технологических условиях требует предварительного обоснования.

Разработка комплексных мероприятий с целью повышения эффектив­ности выработки разработки становится ключевой задачей нефтегазового комплекса Западной Сибири. В настоящее время рассматривается возмож­ность увеличения коэффициента вытеснения пласта путем ASP заводнения. На текущий момент ведется научно-исследовательская работа по разработке щелочь ПАВ – полимерного состава. Суть метода заключается в закачке смеси щелочных веществ, поверхностно-активных веществ и полимеров (ASP). Роль ПАВ заключается в снижении поверхностного натяжения между нефтью и водой, что способствует мобилизации нефти, которая обычно находится в пористом пространстве пород. Роль щелочных веществ заключа­ется в снижении адсорбции ПАВ, что уменьшает расход химических матери­алов. Полимеры добавляются в химическую смесь для увеличения ее вязко­сти. Это стабилизирует фронт заводнения ASP и улучшает охват. [2]

Таким образом, можно обозначить следующие важные моменты и за­ключения. Высокая текущая выработка запасов продуктивных отложений требует комплексных мер по повышению эффективности разработки оста­точных запасов. Достижение же целевых показателей КИН возможно только за счет применения методов повышения нефтеотдачи, а также усиления направления по регулированию процесса заводнения.

Список литературы:

1. Арефьев С.В. «Основные направления повышения эффективности разработки месторождений ООО «ЛУКОЙЛ – Западная Сибирь» Современные подходы к проектированию разработки на разных ста­диях развития месторождений: Материалы совещания ПАО «ЛУКОЙЛ». – Тюмень: ООО «Вектор Бук», 2017. – 156 с.
2. Печёрин Т.Н. «Проблемы разработки нефтяных месторождений ХМАО и пути их решения» Четвертая научно-практическая конференция «Проблемы нефтегазо­вого комплекса Западной Сибири и пути повышения его эффективности»: сб. докл. Четвертой науч.-практ. конф. – Тюмень: Тюменский дом печати, 2017. 540 с. 363 ил.