ТРИЗы трудноизвлекаемые запасы . В СССР личный Баккен (баженовская свита ) был замечен на 10 лет позднее, чем в США, а внимательно исследовать его начали в 1968 году. Это был как один что случай, когда «не было бы счастья, да горе помогло». На Салымском месторождении близ местечка Горноправдинска во время углубления разведочной скважины 12‑Р при забое 2840 м случилось неконтролируемое фонтанирование нефтью, в итоге чего загорелась буровая аппарат. В последствии разбирательства с ролью правоохранительных органов получилось обосновать, что геологи и трудящиеся не повинны. Фонтан (его мощность расценили в некоторое количество сот тонн в сутки), образовавшийся там, где его никто не ждал, вскружил головы научным работником и русским руководителям. Баженовскую свиту (а как раз оттуда забил фонтан) начали деятельно изучать и бурить свежие скважины. Но довольно проворно обнаружилось, что продуктивность скважин безусловно различная, при данном в следствии технологических задач у геологов не было способности охарактеризовать сечение баженовской свиты всецело. В результате длительное время месторождения Бажена оставались быстрее предметом научных исследований, чем настоящей промышленной разработки.
Сейчас обстановка принципно другая. В следствии истощения классических месторождений и (в данном стоит признаться) удачного навыка USA по разработке сланцевых формаций правительство в РФ и нефтяные фирмы обращают на разработку трудноизвлекаемых припасов нефти самое пристальное забота. С Баженом трудятся все фавориты российской «нефтянки» - «Роснефть», ЛУКОЙЛ, «Сургутнефтегаз», завышенное забота сланцевым планам уделяет и «Газпром нефть». В начале февраля 2014 года было подписано дополнение к деятельному договору с Schlumberger о технологическом сотрудничестве в разработке трудноизвлекаемых припасов нефти, в частности, баженовской свиты. А ещё в 2013 году Shell и «Газпром нефть» сделали совместное предприятие «Ханты-Мансийский нефтегазовый союз» для работы на участках со сланцевой нефтью в Западной Сибири. При данном у фирм уже есть успешное СП - «Салым Петролеум Девелопмент», которое ведет освоение Салымской группы нефтяных месторождений и еще трудится над разработкой баженовской свиты: в феврале сегодняшнего года СПД приступила к бурению 1 горизонтальной оценочной скважины на Верхне-Салымском месторождении. Впрочем кроме технологической элемента, во всех планах вовлечения в разработку трудноизвлекаемых припасов в РФ (как, вобщем, и в всякий иной стране мира) есть и экономическая.
НАЛОГОВЫЕ ПОСЛАБЛЕНИЯ (трудноизвлекаемые запасы)
Позиция русских властей в отношении значимости вопроса вовлечения в добычу трудноизвлекаемых запасов поменялась кардинально. В частности, по оценке руководители Минприроды Сергея Донского, исследование нестандартных припасов углеводородов в РФ, которое активируется в реальное время, будет необходимым фактором в добыче нефти через 20 лет: «Если по трудноизвлекаемым припасам нефти мы сможем поставить на баланс припасы в ХМАО, то Российская Федерация может истечь на 1-ое пространство в мире в целом по припасам нефти». При Министерстве природных ресурсов РФ на основе «Росгеологии» формируется координационный середина по исследованию и изучению нестандартных обликов и источников углеводородного сырья. По текстам замгендиректора данной фирмы Романа Самсонова, на земли РФ целенаправлено осуществить четыре-пять искусных полигонов с различными природными критериями, ландшафтом, геологическими особенностями. Министр энергетики Александр Новак, в собственную очередь, что, что Российская Федерация продолжит увеличивать добычу нефти, в что числе спасибо изучению трудноизвлекаемых припасов. По его текстам, интенсификация работы с данной категорией ресурсов стала вероятна в последствии принятия поправок в законодательство о налоговых льготах, которые инициируют добычу трудноизвлекаемых припасов нефти.
Вправду, правительство в 2012–2013 годах предприняло некоторое количество шагов в данном направленности, центральным из коих стала разработка Федерального закона № 213‑ФЗ, коим введена налоговая льгота в облике понижающих коэффициентов к ставке налога на добычу нужных ископаемых (НДПИ) в отношении нескольких категорий ТРИЗов. В частности, ставка НДПИ имеет возможность быть снижена от 20% до 100% в зависимости от проницаемости залежи и на подобии продуктивного отложения (ноль функционирует для нефти, добываемой из залежей, отнесенных к баженовским, абалакским, хадумским и доманиковым продуктивным отложениям). Не считая такого, в закон «О таможенном тарифе» внесены исправления, которые ставят пониженную ставку вывозной пошлины на нефть, добываемую из залежей тюменской свиты. Для использования пониженной ставки нужно, чтобы соответствие исходных припасов нефти в отложениях тюменской свиты составляло не наименее 80% от исходных припасов нефти всего лицензионного участка.
В законе есть и лимитирования по предоставлению льгот. Одно из самых значительных - уровень выработанности залежей трудноизвлекаемых припасов по состоянию на 1 января 2012 года не обязана превосходить 3% или залежи обязаны быть установлены на муниципальный баланс припасов в последствии 1 января 2012 года. Много проблем делает и то, что порядок определения характеристик проницаемости и действенной нефтенасыщенной толщины пласта по залежи углеводородного сырья располагается на стадии разработки. А до введения сего около в мощь налогоплательщик должен управляться значениями проницаемости и действенной нефтенасыщенной толщины пласта, отмеченными в Муниципальном балансе припасов нужных ископаемых (ГБЗ) по состоянию на 1 января 2012 года. Впрочем 1-ая практика использования льготы выявила, что характеристики проницаемости, действенной нефтенасыщенной толщины пласта и на подобии продуктивного отложения в ГБЗ невсякий раз отражены тактично . А это значимо осложняет вероятность получения льготы. С 7 февраля 2014 года срабатывают объяснения Федеральной налоговой службы РФ с списком названий пластов с отнесением их к что или же иному продуктивному отложению. Впрочем как станут трудиться эти объяснения , пока же непонятно .
В целом нефтяные фирмы положительно рассматривают назначение, в котором едет правительство, стимулируя разработку ТРИЗов. 213‑й закон уже дозволил увеличить финансовую эффективность разработки и установить в опр трудноизвлекаемые припасы 10-ов месторождений по всей стране. В ранце «Газпром нефти» эти залежи еще есть. Впрочем, по воззрению нефтяников, имеющий место быть комплект льгот все же не имеет возможность в абсолютной мере инициировать разработку трудноизвлекаемых припасов. Правительство, идя навстречу пожеланиям нефтяников, приглашает увеличить порог выработанности месторождений с 3 до 10%. Законопроект, в котором предлагается распространить вероятность использования понижающих коэффициентов к ставке НДПИ на залежи, относящиеся к продуктивным отложениям баженовской, хадумской, доманиковой и абалакской свит со степенью выработанности припасов по состоянию на 1 января 2012 года от 3 до 10%, уже располагается в Госдуме. Напротив сего не возражает в том числе и Минфин РФ, а в отделе связи с общественностью Минэнерго журналисту «СН» заявили, что ведомство, больше такого, считает целесообразным прирастить верхнюю рубеж степени выработки с 10 до 13%, «поскольку имеющие место быть в данный момент лимитирования по выработанности припасов в целях использования дифференцированной ставки НДПИ в отношении трудноизвлекаемой нефти ликвидировали вероятность использования льгот для экономики планов, длительное время оказавшихся в разработке».
Рассматривается в данный момент и вероятность предоставления налоговых преференций в облике понижающего коэффициента к ставке НДПИ для высоковязкой нефти (с вязкостью от 30 мПа·с до 200 мПа·с).
Но и эти заключения, в случае если они станут приняты, все же возможно рассматривать только как часть ансамбля мер по стимулированию разработки трудноизвлекаемых припасов. Нефтяники желали бы ввести нулевую ставку НДПИ для месторождений трудноизвлекаемых припасов за пределами зависимости от степени выработанности месторождений, распространить льготы на низкопроницаемые коллекторы, участки с невысокой нефтенасыщенностью (не больше 55%) или же невысокой действенной шириной пласта (не больше 4 метров), или же с высочайшей обводненностью (более 80%) на ачимовскую свиту, продлить льготный налоговый этап до 20 лет для всех категорий трудноизвлекаемых припасов.
«Конечно, беря во внимание нацеленность Минфина РФ на недопущение понижения прибыльной части бютжета государства, возможности принятия этих поправок неочевидны, - что босс управления налоговой политические деятели „Газпром нефти“ Александр Шубин. - Впрочем это работа на будущее. Толика НДПИ в структуре всех налогов планов (за исключением экспортной пошлины) составляет в пределах 80%, и расширение характеристик льготирования для ТРИЗов имеет возможность оказать значительное воздействие на эффективность их реализации, что несомненно поможет исключить низкорентабельные планы на приемлемый для принятия позитивного вкладывательного заключения степень доходности.
При условии настоящей доработки нормативно-правовой базы в части расширения периметра льготируемых припасовзапасов, продления срока воздействия льготы и установления бесцветной процедуры определения и использования свежих коэффициентов льгота имеет возможность предоставить вторую жизнь почти всем деятельным активам русской нефтяной ветви и „Газпром нефти“ в частности, а еще окажет позитивное воздействие на втягивание в разработку свежих ТРИЗов с внедрением современных технологий добычи нефти, содействуя обновлению технологического арсенала отрасли».
Об данном же беседуют и отраслевые специалисты. По мониторингу ГП «НАЦРН им. В. И. Шпильмана», к 2030 году на месторождениях баженовской свиты имеет возможность добываться 18–20 млн тонн нефти в год, но при условии хранения пакета льгот. При данном льготы, выданные сейчас, окупятся на следующий день. По оценке Центра им. Шпильмана, добыча приблизительно 600 млн тонн нефти из месторождений баженовской свиты имеет возможность доставить в бютжет до 2 трлн руб..
В «Газпром нефти» (да и в целом в отрасли) предполагают, что льготирование разработки ТРИЗов - только 1-ый период на пути к увеличению привлекательности добычи сложной нефти в РФ. Деятельные льготы довольно узкоприменимы, и под их воздействие попадает только небольшая часть припасов, характеризующихся сложностью разработки. Наилучшим механизмом стимулирования разработки этих припасов нефтяники именуют налог на вспомогательный заработок, который станет гарантировать составление налогооблагаемой базы в зависимости от конечных финансовых итогов работы. При данном НДД дозволит фирмам минимизировать фискальную нагрузку на исходной стадии дел, когда вложения максимальны, а отдачи ещё буквально нет.
Впрочем в правительстве пока же нет целостности по данному предлогу. В Минэнерго в аутентичный момент диспутируется вероятность вступления НДД для отдельных планов, но Минфин говорит, что данная содержание сейчас не приоритетна. Адепты же ветви не утрачивают надежды и продолжают находить свежие расклады к разработке трудноизвлекаемых припасов.
1.1 Характеристика трудноизвлекаемых запасов нефти
Дефиниции трудноизвлекаемых запасов углеводородов (далее ТрИЗ) в нормативной правовой базе нет. Однако необходимо отметить, существующая нефтегазовая терминология, четко отделяет запасы от ресурсов и геологические запасы от извлекаемых. «…К извлекаемым запасам относится часть геологических запасов, извлечение которых из недр на дату подсчета экономически эффективно в условиях конкурентного рынка при рациональном использовании современных технических средств и технологий добычи с учетом соблюдения требований по охране недр и окружающей среды.
То есть, запасы, можно назвать извлекаемыми, в том числе и трудно, только тогда, когда они могут экономически эффективно извлекаться в условиях конкурентного рынка при рациональном использовании современных технических средств и технологий добычи с учетом соблюдения требований по охране недр (ОН) и окружающей среды(ОС). Трудноизвлекаемые запасы нефти содержатся в залежах или частях залежей, отличающихся сравнительно неблагоприятными для извлечения УВ геологическими условиями залегания нефти и (или) аномальными физическими её свойствами.
В пластах с трудноизвлекаемыми запасами наблюдается чрезвычайно сложный механизм вытеснения нефти, связанный с одновременным влиянием множества факторов, таких, как капиллярные явления, вязкостные силы, фазовые переходы в сочетании со слоистой неоднородностью.
Трудноизвлекаемыми запасами нефти называются нефтяные залежи, для которых характерны неблагоприятные условия для добычи данного ресурса, а также неблагоприятные физические свойства. Кроме этого, к данному типу нефтяных залежей также относятся и те, которые располагаются в шельфовой зоне, в месторождениях, находящихся в поздней стадии разработки, а также высоковязкая нефть. Хорошим примером добычи высоковязкой нефти является разработка Ямало-Немецкого месторождения, которое имеет особенности, способствующие застыванию нефти не только на морозе, но и при плюсовой температуре.
Под «трудноизвлекаемыми» запасами понимаются месторождения или объекты разработки, которые характеризуются неблагоприятными для добычи нефти геологическими условиями или (и) ее физическими свойствами. ТИН могут считаться запасы в шельфовой зоне, остатки нефти в месторождениях, которые находятся в поздней стадии разработки, а также нефть с высокой вязкостью.
В «Классификации трудноизвлекаемых запасов» (Халимов Э. М., Лисовский Н. Н.) все критерии отнесения запасов к трудноизвлекаемым объединены в пять групп по признакам: - аномальности свойств нефтей и газов (вязкость);
Неблагоприятности характеристик коллекторов (низкие значения коэффициентов пористости, нефтенасыщенности, проницаемости, латеральная и вертикальная неоднородность пластов);
Типам контактных зон (нефть-пластовая вода, нефть-газовая шапка);
Технологическим причинам (выработанность);
Горногеологическим факторам, осложняющим (удорожающим) бурение скважин и добычу нефти.
Отсутствует понятие коллектор/неколлектор с точки зрения граничных значений пористости и проницаемости; - основное влияние на содержание углеводородов и качество запасов оказывает степень катагенеза твердого органического вещества (керогена);
Для прогноза продуктивных и перспективных зон необходима выработка комплекса специфичных геологических критериев и признаков;
Нетрадиционность пород баженовской свиты требует изучения не только петрофизических, но и геохимических характеристик пород.
Баженовская свита сложена карбонатно-глинисто- керогенкремнистыми породами. Толщина кремнистых и карбонатных прослоев не превышает 2-3 м. Они не имеют широкого площадного распространения даже в пределах локальных структур, в связи с этим они не могут рассматриваться как объекты разработки. В этом состоит отличие баженовской свиты от широко известной формации Бакен (крупнейшее месторождение «сланцевой» нефти в США).
1.2 Мировые ресурсы нефти из трудноизвлекаемых запасов нефти
В Энергетической стратегии России на период до 2030 года указаны следующие параметры развития нефтяной отрасли: добыча нефти в 2030 году в объеме 530 млн т и достижение коэффициента извлечения нефти (далее КИН) 0,35–0,37.
В настоящее время средний КИН составляет:
0,38–0,45 для активных запасов;
0,10–0,35 для низкопроницаемых коллекторов (НПК), которых в России более 25 %;
0,05–0,25 для высоковязких нефтей.
Добыча нефти в России по итогам 2016 г. выросла до максимальных показателей с 1990 г. и составила 547,5 млн т нефти. При этом абсолютный максимум добычи на территории РСФСР был достигнут в 1988 г. и составил около 570 млн т.
В настоящее время доля России в мировой добыче нефти составляет 12,5 %. Западная Сибирь с ее Ханты-Мансийским и Ямало-Ненецким округами остается центральными районами добычи в России. Она стоит в одном ряду с такими крупнейшими нефтегазовыми бассейнами, как Персидский и Мексиканский заливы, Сахара и Аляска.
В Дальневосточном федеральном округе прирост запасов нефти происходит в основном в Республике Саха (Якутия) .
По итогам 2016 г. прирост запасов в УФО составил около 231 млн т (+29 млн т относительно предыдущего года), Приволжском – 159 млн т (-33 млн т), Сибирском – 68 25 млн т (-14 млн т). В результате самое значительное сокращение прироста запасов произошло по ПФО.
Дефиниции трудноизвлекаемых запасов углеводородов (ТрИЗ) в нормативной правовой базе нет. Однако необходимо отметить, существующая нефтегазовая терминология, четко отделяет запасы от ресурсов и геологические запасы от извлекаемых.
На данный момент не только в России, но и в мире целом складывается следующая ситуация по запасам ТИН.
В настоящее время в условиях ухудшения сырьевой базы традиционных источников углеводородов в России баженовская свита является основным нетрадициооным источников углеводородов в России на долгосрочную перспективу.
Согласно оценке ИНГГ СО РАН в этих отложениях сосредоточено 150-500 млрд т геологических ресурсов нефти, в том числе в «высокоемких» коллекторах – 120-400 млрд т. Принимая коэффициент извлечения нефти 0,15, можно предварительно оценить извлекаемые ресурсы нефти баженовской свиты в районе 10-60 млрд т.
Карта перспектив нефтегазоносности баженовского горизонта Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции приведена в приложении
Нетрадиционность баженовской свиты заключается в следующем:
Вся толщина баженовской свиты является нефтематеринской и содержит нефть и твёрдое органическое вещество;
Отсутствует понятие «залежь» с её атрибутами – водонефтяной контакт, внешним внутренним контуром, переходной зоной, зоной предельного нефтенасыщения и т.п.;
Отсутствует понятие коллектор/неколлектор с точки зрения граничных значений пористости и проницаемости;
Основное влияние на содержание углеводородов и качество запасов оказывает степень катагенеза твердого органического вещества (керогена);
Для прогноза продуктивных и перспективных зон необходима выработка комплекса специфичных геологических критериев и признаков; - нетрадиционность пород баженовской свиты требует изучения не только петрофизических, но и геохимических характеристик пород.
Баженовская свита сложена карбонатно-глинисто- керогенкремнистыми породами. Толщина кремнистых и карбонатных прослоев не превышает 2-3 м. Они не имеют широкого площадного распространения даже в пределах локальных структур, в связи с этим они не могут рассматриваться как объекты разработки. В этом состоит отличие баженовской свиты от широко известной формации Бакен (крупнейшее месторождение «сланцевой» нефти в США) .
Нефтематеринские породы, слагающие основную матрицу баженовской свиты, могут быть как непроницаемы, так и являться коллектором. Именно с этим коллектором связывают основные перспективы добычи нефти из баженовской свиты и её стратиграфического эквивалента нижнетутлеймской подсвиты.
Большинство из месторождений начали разрабатываться еще в советское время. С 2010 года по 2016 год добыча нефти в Западной Сибири (без учета льготируемого по НДПИ ЯНАО), снизилась с примерно 307,5 млн тонн до примерно 285,5 млн тонн в год (только по ХМАО добыча сократилась на 27 млн тонн, то есть на 10%). Добыча нефти в Северо-Западном федеральном округе составляет 33,7 млн т (около 6 % общероссийского показателя) (рис. 1).
Рисунок 1 - Прирост добычи нефти в Северо-Западном федеральном округе
Основой сырьевой базы в регионе является Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция. В рамках провинции располагаются административные границы двух субъектов: Республики Коми и Ненецкого автономного округа.
Помимо Тимано-Печорской провинции, добыча нефти также осуществляется в Калининградской области, включая шельф.
Развитие нефтедобычи в Республике Коми идет с 1920-х гг. Пик добычи нефти приходится на середину 1980-х гг., когда добывалось более 19 млн т нефти в год, однако в течение 10 лет добыча сократилась до 7 млн т.
С середины 1990-х гг. по настоящее время происходит восстановление добычи нефти, что связано с интенсификацией добычи тяжелых и высоковязких нефтей. Широкомасштабная добыча нефти в Ненецком АО ведется с середины 1990-х гг. Пик добычи нефти в регионе пришелся на 2009-2010 гг. (более 18,8 млн т), после чего она несколько снизилась. Это связано с пересмотром прогноза развития ряда крупных базовых месторождений региона.
По итогам 2016 г. добыча нефти в Республике Коми составила 15,1 млн т. Добыча нефти в Ненецком автономном округе составляет 17,9 млн т. Суммарная добыча нефти в Тимано-Печорской провинции составила 33 млн т, что на 1,6 млн т выше уровня предыдущего года. В Калининградской области, включая месторождения на шельфе, добыто 0,7 млн т нефти. Условия работы нефтяных компаний ухудшаются по причинам, обусловленным геологическими характеристиками месторождений и производственными параметрами, такими как рост обводненности и истощенности месторождений .
Как следствие снижается дебит на действующих месторождениях (с 69 баррелей в сутки в 2012 году до примерно 64,8 баррелей в сутки в 2016 году). Для поддержания добычи приходится бурить на много больше и глубже: средняя глубина выросла на 162 м с 2012 по 2016 г. (с 2810 до 2972 м), а общая проходка за 5 лет выросла на 22% (с 21187 до 25786 тыс. м). При этом также растет количество ГТМ, необходимых для обеспечения экономически обоснованных дебитов – количество ГРП выросло в 1,4 раз за 5 лет.
Рисунок 2 – Изменение объемов нефтедобычи 2011-2016 гг. крупнейшими добывающими компаниями, млн. тонн
Рисунок 3 – Вклад крупнейших компаний в нефтедобычу в 2016 году, в %
При этом КИН в России составляет в среднем около 27-28%, при среднесрочном потенциале в 32%-35% и выше. Но потенциал может быть достигнут только в случае применения более совершенных технологий, в том числе применение третичных методов нефтеотдачи пластов, для этого необходим экономический стимул. Однако представленная динамика, по мнению специалистов, может быть сохранена в случае активного вовлечения в разработку трудноизвлекаемых запасов нефти, так как доля добычи на новых месторождениях Восточной Сибири незначительна (21%) , а добыча на месторождениях Западной Сибири будет падать на 3–4% в год, а также за счет увеличения прироста запасов.
Прирост запасов нефти в 2016 г. составил 575 млн. т, что на 21,2 % ниже уровня 2015 г. (730 млн т) и превысил текущий уровень добычи нефти по стране на 41 млн т, или на 7,7 % (рис. 4).
Рисунок 4 - Прирост запасов нефти в России
На протяжении последних 25 лет объём прироста запасов нефти имел неустойчивую динамику. В период с 1991 г. по 2004 г. наблюдалось в основном сокращение объёма прироста запасов нефти, а с 2005 г. Начался устойчивый рост.
В то же время уровень прироста запасов нефти, который бы обеспечивал расширенное воспроизводство сырьевой базы, т.е. превышал текущую добычу, был достигнут только в 2008 г. До этого на протяжении 14 лет происходило так называемое «проедание» запасов, т. е. объём разведанных и подготовленных к промышленной эксплуатации запасов нефти не компенсировал уровень текущего их изъятия из недр.
В последние годы меняется характер воспроизводства сырьевой базы нефти. В зрелых нефтегазоносных провинциях вновь открываемые месторождения и структуры представлены мелкими и мельчайшими по запасам нефти объектами, которые и дают в последние десятилетия основной прирост запасов в России. Продолжает ухудшаться структура разведанных запасов нефти и газа.
Происходит опережающая разработка наиболее рентабельных частей месторождений и залежей. Вновь подготавливаемые запасы сосредоточены в основном в средних и мелких месторождениях и являются в значительной части трудноизвлекаемыми .
В целом объем трудноизвлекаемых запасов составляет более половины разведанных запасов страны. Современное состояние минерально-сырьевой базы углеводородного сырья характеризуется относительно невысокими темпами воспроизводства жидких углеводородов. Перспективные извлекаемые запасы этого полезного ископаемого Российской Федерации на 1.01.2017 г. составляли 18340,1 млн. тонн.
Примером комплексного анализа свойств трудноизвлекаемой нефти может служить изучение закономерности пространственных и количественных изменений свойств вязкой нефти. Исследования свойств ВН проводились для нефтеносных территории мира. Из рисунке на котором приведены результаты геозонирования нефтегазоносной территории, видно, что бассейны с вязкой нефтью распространены повсеместно нефтегазоносных бассейнов содержат ВН, что составляет более 1/5 части от общего числа бассейнов мира. Больше всего бассейнов с ВН находится на территории Евразии.
Анализ информации из базы данных показал, что большинство ресурсов вязкой нефти сосредоточено между тремя континентами – Северная Америка, Южная Америка и Евразия. Так, основные запасы ВН (более 82 %) размещаются в ЗападноКанадском (Канада) и Оринокском бассейнах (Венесуэла). Россия обладает большими ресурсами вязкой нефти, где их общая доля составляет более 11 % общемировых ресурсов. Для этих территорий установлены далее пространственные закономерности размещения.
Рисунок – 5. Размещение нефтегазоносных бассейнов с вязкой нефтью на территории континентов с указанием доли их ресурсов от мировых
Здесь в качестве среднебассейнового значения вязкости использовано среднеарифметическое значение, а для нефтегазоносных бассейнов с менее чем десятью образцами ВН использовано медианное значение. Сверхвязкой является нефть Западно-Канадского (месторождение Атабаска), Санта-Мария, Лос-Анджелес, Грейт-Валли бассейнов в Северной Америке, Маракаибского и Оринокского НГБ в Южной Америке, Тимано-Печорского в Евразии и бассейнов Гвинейского залива и Сахаро-Ливийского в Африке. На территории Евразии самой вязкой является нефть Тимано-Печорского и Прикаспийского бассейнов.
Как видно ВН континентов отличается плотностью в Евразии вязкая нефть относится к подклассу «нефть с повышенной плотностью», в Южной Америке – к подклассу «сверхтяжелая», а в Северной Америке – «битуминозная». По вязкости евразийская вязкая нефть является высоковязкой, а в Америке – сверхвязкой. По содержанию серы ВН является в среднем сернистой (1¸3 %) в Евразии и Южной Америки, асфальтеновой (3¸10 %) в Евразии и высокоасфальтеновой (> 10 %) в Америке, высокосмолистой (> 10 %). Показано, что на территории Евразии вязкая нефть залегает в пластах с более высокими пластовыми температурой и давлением по среднему значению, чем в Америке.
В то же время, для вязкой нефти Евразии характерно более глубокое ее залегание – большинство ВН залегает на глубинах до 2000 м, большинство вязкой нефти Южной Америки залегают всего до 500 м, в Северной Америке глубина залегания еще меньше – до 400 м. Показано, что физико-химические характеристики ВН изменяются в зависимости от географического местоположения – менее тяжелой и вязкой, с меньшим содержанием в нефти серы, смол и асфальтенов является ВН Евразии. Таким образом установлено, что для нефтеносных территорий континентов подтверждается ранее выявленная закономерность – чем ниже глубина залегания, тем меньше плотность и вязкость в ВН, уменьшаются концентрации серы, смол и асфальтенов. Аналогичная зависимость изменения свойств ВН выявлена при изменении значений пластовых температур и давлений – чем выше температура и давление в пласте, тем плотность, вязкость, содержание серы, смол и асфальтенов в ВН меньше.
Таким образом, необходимость изыскания новых путей поиска, разведки и разработки месторождений углеводородов в связи с ростом нефтепотребления и увеличения запасов трудноизвлекаемой нефти определяет актуальность изучения физико-химических свойств и состава нефти. Для выполнения указанных исследований разработана и развивается базы данных по химии нефти, с использованием которой в течение ряда лет проводится комплексный анализ свойств трудноизвлекаемой нефти в зависимости от их географического положения, глубины залегания, возраста пород. С помощью комплексного анализа вязкой нефти выявлены пространственные закономерности ее распределения. Так, количество нефтегазоносных бассейнов, на территории которых есть вязкая нефть, значительно и составляет примерно 1/5 общего количества бассейнов в БД. Расположены эти бассейны на нефтегазоносных территориях Евразии, Африки и Америки, однако на территории Евразии они составляют большинство. Более 82 % запасов вязкой нефти сосредоточено на территориях Северной и Южной Америки. Показано, что для нефтеносных территорий разных масштабов (континент – страна нефтегазоносный бассейн) подтверждаются выявленные закономерности – чем ниже глубина залегания и чем выше температура и давление в пласте, тем меньше плотность и вязкость в ВН, уменьшаются концентрации серы, смол и асфальтенов. На примере изменения свойств российской ВН показана обратная зависимость для концентрации парафинов в ВН – чем ниже залежь и выше температура и давление в пласте, тем содержание парафинов увеличивается, как это видно для западно-сибирской нефти. Выявленные закономерности пространственных изменений физико-химических свойств вязкой нефти могут быть использованы с целью повышения прогнозов физикохимических свойств нефти вновь открываемых месторождений на новых территориях, в совершенствовании геохимических методов поиска месторождений и при решении других задач нефтяной геологии, в частности, при определении оптимальных схем и условий транспортировки нефти.
1.3 Ресурсная база трудноизвлекаемых запасов нефти ПАО «Газпром»
Трудноизвлекаемые запасы (ТрИЗ) играют все возрастающую роль в работе нефтегазовых компаний. В общем случае под ними подразумеваются запасы традиционных коллекторов, которые имеют невысокую экономическую эффективность при разработке с существующим уровнем технологий, освоенности и доступности разрабатываемых территорий. В НТЦ была разработана собственная классификация ТрИЗ с учетом осложняющих добычу геолого-технологических факторов.
Согласно этой классификации, около половины текущих запасов «Газпром нефти» являются трудноизвлекаемыми.
Для роста и поддержания высокого уровня добычи ТрИЗ необходимо вовлекать в разработку. Одной из ключевых задач НТЦ является поиск и оценка новых технологий для освоения этой категории запасов. В НТЦ создана методика и программное обеспечение, позволяющее выполнить массовые расчеты для экономической оценки вовлечения ТрИЗ в добычу, в том числе для оценки эффекта от применения новых технологий с учетом налогового режима.
С 2011 г. компания дополнительно вовлекла в разработку порядка 160 млн тонн ТрИЗ, а к 2020 г. планируется удвоить эту цифру. Для эффективной работы с ТрИЗ «Газпром нефть» использует инновационные технологии, занимаясь бурением горизонтальных и многоствольных скважин, а также применяя операции многостадийного гидроразрыва пласта (далее МГРП).
Кроме того, «Газпром нефть» ежегодно проводит отраслевую научно-техническую конференцию по работе с трудноизвлекаемыми запасами.
По результатам проведенной государственной экспертизы Федеральным агентством по недропользованию извлекаемые запасы месторождения «Газпром нефти» имени Александра Жагрина в Ханты-Мансийском автономном округе увеличены до 31 млн тонн нефтяного эквивалента. Таким образом комиссия подтвердила сделанный экспертами геологический прогноз по площади нефтеносности участка, уточнив ранее сделанный предварительный расчет. Согласно действующей классификации нефтяных участков, месторождение имени Александра Жагрина отнесено к категории крупных .
Месторождение было открыто в конце 2017 года на перспективном лицензионном участке в Кондинском районе Ханты-Мансийского автономного округа - Югры.
Геологоразведочные работы на лицензионном участке в Кондинском районе Ханты-Мансийского автономного округа - Югры ведет «Газпромнефть-Хантос», дочерняя компания «Газпром нефти». В кратчайшие сроки в условиях полной автономии были подготовлены и проведены сейсморазведочные работы, создана геологическая модель резервуара, пробурена поисково-оценочная скважина глубиной более 3 тыс. метров. При испытании основного перспективного объекта первой поисково-оценочной скважиной был получен приток безводной нефти с расчетным дебитом 50 куб. м в сутки.
Подгазовые залежи - существенная часть запасов, с которыми «Газпром нефти» придется иметь дело в самой близкой перспективе. Достаточно сказать, что подобные залежи есть на таких крупных месторождениях, как Восточно-Мессояхское и Новопортовское, и сразу становится ясно: успех принятой в 2016 году программы технологического развития по разработке подгазовых залежей будет оказывать самое непосредственное влияние на показатели компании.
Подгазовые залежи или нефтяные оторочки - особый тип запасов, в которых над нефтяным слоем находится газовая «шапка», как правило, значительного объема. Нефтяная и газовая части в таких месторождениях связаны, и это вызывает различные сложности при их разработке.
Так, например, добыча газа без учета ее влияния на нефтяную часть часто приводит к потере существенной части запасов. А прорыв газа к нефтяной скважине может сделать дальнейшую добычу нефти из нее невозможной. Помимо Нового Порта и Мессояхи подгазовые залежи есть на Урманском, Арчинском, Новогоднем месторождениях «Газпром нефти», на Восточном участке Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения, Куюмбе и Чоне, а также на некоторых активах, которые разрабатываются совместно с компанией «Новатэк» (Яро-Яхинское, Самбургское месторождения). Кроме того, нефтяные оторочки присутствуют на многих месторождениях «Газпрома» (Заполярное, Уренгойское, Оренбургское, Ен-Яхинское, Чаяндинское, Песцовое), и материнская компания привлекает «Газпром нефть» для проведения работ на нефтяной части.
Запасы типа подгазовых залежей могут пополнять ресурсную базу нефтегазовых компаний и во время разработки месторождений «жирного» газа с высоким содержанием газового конденсата: в процессе добычи жидкая фаза может начать выделяться, формируя нефтяную оторочку.
В свою очередь на месторождениях легкой нефти с высоким содержанием растворенного в ней газа при изменении давления в процессе добычи может сформироваться техногенная газовая шапка, как это, в частности, произошло на Новогоднем месторождении.
Суммарные извлекаемые запасы нефти и конденсата в подгазовых залежах «Газпром нефти» превышают 500 млн тонн. Из них только около 300 млн тонн можно добыть с применением традиционных технологий. Еще более 200 млн тонн нефти в компании надеются извлечь благодаря реализации новой технологической программы, разработанной сотрудниками Научно-технического центра «Газпром нефти».
До последнего времени подгазовые залежи не пользовались большим спросом у российских нефтяников.
Причина этого кроется в различных особенностях таких запасов, осложняющих разработку и определяющих их статус, как трудноизвлекаемые. Достаточно сказать, например, что в отличие от традиционных нефтяных месторождений в подгазовых залежах на нефть, как правило, одновременно действуют два агента вытеснения: снизу - вода, а сверху - газ. Это усложняет прогнозирование нефтеотдачи и проектирование скважин, ведь больше параметров приходится брать в расчет.
Однако главная проблема при разработке подгазовых залежей, крайне негативно влияющая на их рентабельность, - прорывы газа к скважине. Чтобы их избежать или максимально отсрочить, депрессию в скважинах необходимо удерживать на относительно низком уровне. Это позволяет в итоге повысить коэффициент извлечения нефти (КИН), однако отрицательно сказывается на дебите, который напрямую зависит от величины депрессии на пласт .
Добыча в этом случае может оказаться нерентабельной. «Разработку большинства нефтяных оторочек „Газпром нефти“ невозможно вести традиционными методами, не допуская при этом прорывов газа и сохраняя положительную экономику, - отметил начальник управления научно-методического сопровождения геологии и разработки новых активов - Решением проблемы может стать увеличение коэффициента охвата».
Поэтому скважины на таких месторождениях делают все более длинными и многоствольными. Это позволяет увеличить площадь притока, одновременно понизить депрессию на пласт и сохранить приемлемые объемы добычи .
Справляться с неприятным газовым фактором помогает и еще одна перспективная технология - устройства контроля притока, состоящие из дистанционно управляемых клапанов и систем измерения на забое. Они позволяют ограничивать приток нефти в скважину и тем самым предупреждают прорывы газа, а если прорыв все-таки произошел, дают возможность отсекать проблемные участки ствола.
Вывести проект по разработке подгазовых залежей в плюс удается также за счет оптимизации затрат на бурение и инфраструктуру. Это дает возможность сократить сроки окупаемости и получить прибыль за более короткое время, пока газ и вода еще не успели добраться до скважин. При разработке месторождений, которые имеют как нефтяную, так и газовую часть, важно правильно определить приоритеты: будет ли более эффективной добыча нефти или газа, или, возможно, их стоит добывать одновременно.
Ключевыми параметрами здесь выступают так называемый М-фактор (соотношение объемов газовой и нефтяной частей) и толщина нефтяной оторочки. Если М-фактор высок, то есть газа на месторождении заметно больше, чем нефти, а толщина нефтяного слоя при этом не велика (менее 9 метров), как правило, следует делать выбор в пользу добычи газа.
В случае более мощной нефтяной оторочки добычу нефти и газа ведут одновременно. Относительно небольшая газовая шапка говорит о том, что преимущество стоит отдать нефти. В мировой практике при разработке нефтяных оторочек в 63% случаев выбор делался в пользу первоочередной добычи нефти. На 24% месторождений нефть и газ добывались одновременно, и лишь в 13% случаев добывался только газ.
В отличие от отечественных нефтяных компаний, мировые лидеры отрасли уже ни одно десятилетие ведут добычу нефти из подгазовых залежей. За это время был накоплен значительный опыт по борьбе с прорывами газа: для этого используют горизонтальные и многоствольные скважины, активные и пассивные системы управления притоком по стволу скважины, закачку в пласт различных химических составов.
Так, например, на месторождении Oseberg в Северном море компания Statoil строила горизонтальные скважины длиной до 2,5 км, а также использовала «умные» системы заканчивания с управлением притоком. На месторождении Shaybah в Саудовской Аравии бурились «фишбоны», имеющие до 10 стволов с общей протяженностью до 12 км. Системы управления притоком использовались на месторождении Troll в Северном море. Различные варианты поддержания пластового давления с закачкой воды и газа были опробованы компанией Petronas на месторождении Samarang в Малайзии. На ряде месторождений, в том числе в России, использовалось барьерное заводнение.
На месторождениях США (Northeast Hallsville и Byron) закачка полимеров на нефтяных оторочках обеспечила прирост КИН до 13%. Использование пенообразующих составов на месторождении Snorre позволило снизить газовый фактор на 50% на срок до 6 мес. Что касается «Газпром нефти», пока наибольших успехов компания добилась в освоении технологий бурения, которые помогают получать экономически рентабельный дебит по нефти .
Речь идет о строительстве протяженных горизонтальных, а также многоствольных скважин. Так, на Новопортовском месторождении уже пробурены скважина с двухкилометровым горизонтальным стволом, а также двуствольные скважины. На Восточно-Мессояхском месторождении компания осваивает строительство «фишбонов» с многочисленными ответвлениями. Пробурено уже четыре такие многоствольные скважины. Средняя суммарная длина их горизонтальных стволов с «отростками» составляет порядка 2500 метров.
Среди основных вызовов при разработке подгазовых залежей на активах «Газпром нефти» принятая программа технологического развития выделяет необходимость наращивать опыт по созданию интегрированных моделей месторождений, а также по применению различных систем поддержания пластового давления, совершенствовать используемые модели прогнозирования газового фактора, улучшать оборудование для геофизических исследований в условиях притока газа в скважину.
Важной задачей в рамках программы станет подбор наиболее подходящих конструкций заканчивания скважин в зависимости от горно-геологических условий, а также тестирование методов увеличения нефтеотдачи (далее МУН), которые могут защитить от прорывов газа (закачка разнообразных гелей, полимерных составов, пен и т. п.).
Так как при высоком содержании газа в нефти использование для ее подъема электрических центробежных насосов с газосепараторами становится неэффективным потребуется либо усовершенствовать эти агрегаты, либо отказаться от них в пользу газлифтного метода .
Сотрудники Научно-технического центра «Газпром нефти» совместно со специалистами компании «Газпромнефть-Восток» на Арчинском месторождении в Парабельском районе провели первый повторный гидроразрыв пласта с использованием специальных химических веществ и полимеров нового поколения. Дальнейшее тиражирование технологии может увеличить до 50 % объем добычи нефти на месторождениях с карбонатными залежами, которые составляют более 40 % извлекаемых запасов компании.
Во время проведения гидроразрыва на месторождениях с карбонатными породами используются химические вещества, которые создают в пласте трещины: по ним нефть поступает в скважину. Чем больше протяженность трещин, тем больший объем залежи она может охватить.
НТЦ «Газпром нефти» и «Газпромнефть-Восток» провели повторный гидроразрыв пласта с использованием загущенной кислоты и передовых полимеров. С помощью специальных рецептур замедляется скорость реакции состава с породой, что позволяет реагенту охватывать дополнительные зоны нефтеносного пласта, создавая более протяженные трещины.
Специалисты «Газпром нефти» проработали варианты технологических решений, подходящих для условий Арчинского месторождения. После проведения экспериментальной обработки скважины первый месяц эксплуатации показал двукратное увеличение объема добычи нефти.
«Газпромнефть-Восток» сделал очередной важный шаг на пути к эффективной разработке трудноизвлекаемых запасов, стабилизации добычи нефти в Томской области, развитию отрасли», - прокомментировал результаты применения новой технологии заместитель губернатора Томской области по промышленной политике Игорь Шатурный.
«Новые вызовы, которые перед нами ставит нефтяная отрасль, требуют использования инновационных подходов. Ежегодно растет фонд скважин, пробуренных в карбонатных коллекторах, и мы первые в Томской области применили такое технологическое решение, как использование специального полимера при повторном проведении КГРП. Это позволяет вовлечь в работу неохваченные зоны пласта и тем самым более эффективно вырабатывать запасы на наших активах. Для нас это очередной и важный шаг в работе с трудноизвлекаемыми запасами», - отметил главный геолог «Газпромнефть-Востока» Анатолий Верин.
Гидравлический разрыв пласта (ГРП) - способ интенсификации добычи нефти. Заключается в том, что под высоким давлением в пласт закачивается смесь жидкости и специального расклинивающего агента (проппанта). В процессе подачи смеси формируются высокопроводящие каналы (трещины ГРП), соединяющие ствол скважины и пласт и обеспечивающие приток нефти. При многостадийном ГРП (МГРП) в одном стволе горизонтальной скважины проводится несколько операций гидроразрыва. Таким образом обеспечивается многократное увеличение зоны охвата пласта одной скважиной.
Карбонатные породы - это пласты, сложенные преимущественно известняками и доломитами. Отличительной особенностью карбонатных коллекторов является сложная структура пустотного пространства, в котором заключены углеводороды. В настоящее время 60 % запасов нефти в мире сосредоточено в карбонатных залежах.
Загущенная кислота - химическое вещество вязкого, тягучего типа.
Трудноизвлекаемые запасы нефти (ТИЗ) - запасы залежей (месторождений, объектов разработки) или частей залежи, отличающиеся сравнительно неблагоприятными для извлечения геологическими условиями залегания нефти и (или) физическими ее свойствами. Для добычи ТИЗ требуются повышенные затраты материальных, денежных средств, труда, нетрадиционные технологии, специальное несерийное оборудование и дефицитные реагенты и материалы.
Другие трудноизвлекаемые запасы нефти (а именно: высоковязкой нефти; нефти из пластов с начальной пониженной нефте-насыщенностью; нефти с высоким давлением насыщения, близким к начальному пластовому давлению, и минимальным давлением фонтанирования, значительно ниже давления насыщения; подгазовой нефти, подстилаемой подошвенной водой; наконец, нефти малых нефтяных залежей с плохо определенными границами) требуют проектирования сложных комбинированных процессов извлечения нефти: адаптивной системы разработки, избирательной закачки вытесняющего агента, сочетания стационарности и нестационарности закачки, чередования закачки, усовершенствованного заводнения, полимерного заводнения, газового заводнения, а также закачки теплоносителя; с применением глубокой перфорации, гидравлического разрыва пластов, различных сочетаний вертикальных, пологих и горизонтальных скважин, а также скважин-елок, различных объединений нефтяных пластов в эксплуатационные объекты.
Увеличение трудноизвлекаемых запасов нефти в стране делает особенно актуальной проблему создания и применения новых эффективных технологий для соответствующих геолого-физических условий, использования более совершенных методов их моделирования и разработки.
Разработка трудноизвлекаемых запасов нефти системами ГС позволяет в 2 - 3 раза сократить количество скважин, необходимых для выработки запасов.
Большинство залежей содержат трудноизвлекаемые запасы нефти (неблагоприятные геологические условия залегания нефти или ее свойства), для добычи которых требуются повышенные затраты материальных и финансовых средств, труда, нетрадиционные технологии, специальное несерийное оборудование и дефицитные реагенты и материалы.
Для активизации выработки трудноизвлекаемых запасов нефти из промежуточных пластов угленосной толщи Новохазинской площади в НГДУ Южарланнефть в 1984 г. на IX эксплуатационном участке были организованы очаги воздействия. Технология этого вида заводнения заключалась в том, что были устроены водозаборы для отбора минерализованной пластовой воды из водоносной части пласта С-VI. Эта вода электроцентробежным насосом в настоящее время закачивается в нагнетательные скважины.
В пластах с трудноизвлекаемыми запасами нефти наблюдается чрезвычайно сложный механизм вытеснения нефти, связанный с одновременным влиянием множества факторов, таких, как капиллярные явления, вязкостные силы, фазовые переходы в сочетании со слоистой неоднородностью.
Разработка объектов с трудноизвлекаемыми запасами нефти, безусловно, сказывается и на технико-экономических показателях разработки.
Хотя роль и значение трудноизвлекаемых запасов нефти в общем балансе нефтедобычи по стране в перспективе будут возрастать, абсолютные уровни добычи нефти в обозримом будущем все же будут определяться высокопродуктивными обводненными залежами разработка которых осуществляется с применением методов заводнения в различных модификациях и сочетаниях.
В России имеются миллиарды тонн трудноизвлекаемых запасов нефти, уже разведанных, но еще не введенных в промышленную разработку.
В связи с ростом доли трудноизвлекаемых запасов нефти в стране особую актуальность приобретает проблема повышения эффективности эксплуатации скважин на месторождениях неньютоновских (аномально-вязких) нефтей. При разработке таких месторождений эксплуатация скважин осложняется проявлением аномалий вязкости и подвижности нефти, образованием асфальтосмолопарафиновых отложений, повышенной коррозионной агрессивностью скважиннои продукции и сопровождается существенным снижением продуктивности добывающих и приемистости нагнетательных скважин. Успешность решения указанной проблемы во многом зависит от разработки и внедрения новых химических реагентов и составов технологических жидкостей во всех без исключения процессах нефтедобычи, начиная от вскрытия продуктивного пласта и кончая консервацией или ликвидацией скважин. Работы в этом направлении на протяжении ряда лет ведутся на кафедре Разработка и эксплуатация нефтегазовых месторождений Уфимского государственного нефтяного технического университета под руководством и при непосредственном участии автора доклада.
Степноозерского месторождения показана целесообразность ввода трудноизвлекаемых запасов нефти в активную разработку путем применения новейших техники и технологии разбуривания, системы разработки, интенсификации добычи нефти и применения методов повышения нефтеотдачи пластов.
Извлечение остаточных или вновь вводимых трудноизвлекаемых запасов нефти связано со значительными осложнениями процессов разработки пластов, строительства и эксплуатации скважин.
В последние годы возрастает доля трудноизвлекаемых запасов нефти, сосредоточенных в низкопроницаемых глинизированных терригенных коллекторах, в процессе разработки которых проницаемость еще больше снижается, и происходит ухудшение фильтрационных характеристик продуктивных пластов. Ухудшение фильтрационных свойств призабойной зоны пласта (ПЗП) вызывается выпадением различных продуктов реакции после закачки химических реагентов, увеличением водонасыщенности горных пород и снижением фазовой проницаемости для нефти. Поэтому одной из основных задач при нефтедобыче из этих пластов является восстановление и улучшение фильтрационных характеристик ПЗП.
В настоящее время при разработке трудноизвлекаемых запасов нефти усилия ученых направлены на создание технологий, обеспечивающих увеличение конечной выработки запасов нефти за счет улучшения охвата пласта воздействием, что подтверждается следующими данными.
Повышение эффективности разработки залежей с трудноизвлекаемыми запасами нефти (ТрИЗ) в настоящее время приобретает важнейшее значение для нефтедобывающей отрасли в связи с истощением активных запасов в высокопродуктивных месторождениях и падением добычи из них.
У России имеются огромные по величине трудноизвлекаемые запасы нефти. По справедливости государство эти запасы нефти должно отдавать в разработку тем, у кого есть эффективная технология. Несомненно, что на начальном этапе должны быть некоторые экономические налоговые льготы. Однако, только налоговые льготы не могут неэффективную технологию превратить в эффективную, потому что слишком большим бывает различие по продуктивности у малопродуктивных и среднепродук-тивных пластов. Например, продуктивность малопродуктивных пластов ниже минимальной экономически рентабельной продуктивности в 10 - 30 раз; а максимальные налоговые льготы могут компенсировать снижение продуктивности в 2 раза, соответственно, снижение продуктивности в 5 - 15 раз останется некомпенсированным.
Показывается, что существенная интенсификация выработки трудноизвлекаемых запасов нефти возможна лишь при применении новых технологических и технических средств, а именно создания жестких автономных систем заводнения с дифференцированными величинами давления закачки воды, с применением специальных конструкций нагнетательных скважин из высококачественной стали, отдельных водоводов, малых БКНС.
Интересно: что мы понимаем под трудноизвлекаемыми запасами нефти. Наверное, физически эти запасы нефти вполне извлекаемые1, но экономически они неизвлекаемые, потому что экономические затраты на их извлечение превышают экономическую выручку от их реализации, потому что их извлечение является экономически убыточным. Даже если полностью отменить налоги на реализацию этой нефти, то, учитывая долю таких налогов, можно увеличить рыночную цену нефти для недропользователя вдвое. Конечно, при разработке трудноизвлекаемых запасов нефти определенные налоговые льготы обязательно нужны, особенно, в начальный, наиболее рискованный период разработки. Но налоговые льготы не являются радикальным средством, даже полная отмена налогов и затрат на продажу добытой нефти не решает проблемы. Более эффективным является другое идейное направление - надо создать принципиально новую технологию и в три-пять раз и более уменьшить затраты на добычу этой нефти.
Проблема проектирования разработки нефтяных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти, а именно нефтяных пластов низкой и ультранизкой продуктивности, состоит в необходимости довольно точных расчетов. Известно, что неточность расчетов приходится компенсировать резервированием части расчетной производительности. И чем больше неточность, тем больше снижается расчетная производительность, ради обеспечения необходимой 90 % - ной надежности проектных показателей. Но расчетная производительность нефтяных пластов низкой и ультранизкой продуктивности и без того крайне мала, на грани или за гранью экономической рентабельности, поэтому снижать ее некуда - значительно снижать ее нельзя. Поэтому расчеты должны выполняться с максимально возможной точностью.
При такой технологии второстепенные объекты с трудноизвлекаемыми запасами нефти не разрабатывают.
Но, чтобы решить эту проблему и трудноизвлекаемые запасы нефти ввести в эффективную промышленную разработку, надо предложить не просто новую систему, не просто комплекс новых методов, а такую систему и такой комплекс, которые обеспечивали бы необходимую экономическую рентабельность и позже могли бы быть использованы многими другими нефтедобывающими компаниями.
В качестве классификационного признака для технологий разработки трудноизвлекаемых запасов нефти может быть принята одна из важнейших характеристик, определяющая площадной или локальный характер воздействия на продуктивный пласт. В первом случае воздействием охватывается значительная часть месторождения. Во втором случае осуществляется обработка призабойной зоны пласта.
Одним из элементов высокоэффективной комплексной технологии разработки трудноизвлекаемых запасов нефти, разработанной специалистами АО Татнефть и ТатНИПИнефть, является широкое использование горизонталь-ных и разветвление горизонтальных скважин. Татарстане пробурено 146 горизонтальных скважин, из них 122 освоены, эксплуатируются или введены в эксплуатацию. Средний дебит нефти горизонтальных скважин составляет 6 5 т / сут, что превышает дебит окружающих вертикальных скважин в 2 раза. Горизонтальными скважинами всего добыто 748 тыс. т нефти.
Степноозерское нефтяное месторождение относится к объектам с трудноизвлекаемыми запасами нефти. Промышленная нефтеносность выявлена в отложениях каменноугольной системы. Специфическим в строении залежей нижнего карбона является широкое развитие эрозионных врезов как площадного, так и руслового типов.
Итак, по нашему представлению, критерием выделения трудноизвлекаемых запасов нефти по отдельному нефтяному пласту должен быть средний коэффициент продуктивности по нефти скважин, пробуренных на этот пласт.
Специализируется в области совершенствования технологий вовлечения в разработку трудноизвлекаемых запасов нефти с целью увеличения коэффициента нефтеотдачи пластов.
Представленная здесь инновационная система разработки нефтяных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти, предложенная АО РИТЭК, предусматривает всестороннюю оптимизацию процесса добычи нефти. Эта система постоянно совершенствуется с учетом достижений науки и техники и практически осуществляется на нефтяных месторождениях АО РИТЭК в Татарстане и Западной Сибири.
Представленная здесь инновационная система разработки нефтяных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти, предложенная АО РИТЭК, предусматривает всестороннюю оптимизацию процесса добычи нефти.
В высокопродуктивных месторождениях имеются пласты и пропластки, содержащие трудноизвлекаемые запасы нефти.
Российская инновационная топливно-энергетическая компания (РИТЭК) занимается разработкой трудноизвлекаемых запасов нефти и тем самым решает важнейшую проблему российского и мирового уровня. Дело в том, что в России и во всем мире открыты огромные запасы нефти, исчисляемые многими сотнями миллионов тонн, в пластах низкой и ультранизкой продуктивности. Причем эти запасы были открыты давно, 20 - 30 и более лет назад, но не были введены в разработку, потому что при стандартных, обычно применяемых системах разработки это экономически нерентабельно, экономически разорительно даже для богатых компаний и государства.
В сборнике также рассматриваются проблемы технико-экономической оценки эффективности разработки трудноизвлекаемых запасов нефти на стадии проектирования и реализации технологий воздействия.
Таким образом, здесь обосновано: в качестве критерия выделения трудноизвлекаемых запасов нефти следует применять минимальный средний коэффициент продуктивности по нефти скважин, пробуренных на рассматриваемый нефтяной пласт.
Далее хотя бы кратко надо перечислить предложенные нами технологии разработки трудноизвлекаемых запасов нефти, но трудноизвлекаемых не по основному признаку крайне низкой продуктивности пластов, а по другим признакам.
В настоящее время серьезное внимание уделяется вовлечению в активную разработку трудноизвлекаемых запасов нефти. На всех месторождениях решаются задачи интенсификации, а в ряде случаев научно-производственного обеспечения разработки залежей нефти нижнего карбона и девона с карбонатными коллекторами.
В книге освещены основные особенности геологического строения залежей нефти с трудноизвлекаемыми запасами нефти Башкортостана, приведены результаты экспериментальных, опытно-промышленных и промысловых работ по совершенствованию технологий разработки этих залежей.
Согласно оценке авторов721, в карбонатных коллекторах на месторождениях Пермского При-ураяья трудноизвлекаемые запасы нефти составляли к 1988 г. 3 4 от объема остаточных балансовых.
Проводимые АОЗТ Татнефтеотдача работы по повышению нефтеотдачи пластов вовлекают в работу трудноизвлекаемые запасы нефти. Необходимость применения специальных технологий и мероприятий требует значительных затрат. В силу своей специфики, применение технологий ПНП имеет затратный механизм. Работы ведутся на грани себестоимости. Себестоимость добычи нефти с их использованием примерно в 1 5 раза превышает себестоимость нефти добываемой без применения методов ПНП.
Согласно оценке авторов721, в карбонатных коллекторах на месторождениях Пермского При-уралья трудноизвлекаемые запасы нефти составляли к 1988 г. 3 / 4 от объема остаточных балансовых.
В сборнике представлены исследования по решению некоторых проблем разработки месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти.
В целях повышения эффективности разработки нефтяных месторождений и особенно объектов с трудноизвлекаемыми запасами нефти необходимо существенно улучшить использование пробуренного фонда скважин. В этом вопросе большая надежда возлагается на постановление правительства Российской Федерации от 1 ноября 1999 г. № 1213 О мерах по вводу в эксплуатацию бездействующих контрольных и находящихся в консервации скважин на нефтяных месторождениях и постановления кабинета министров РБ от 15 февраля 2000 г. № 38 О мерах по вводу в эксплуатацию бездействующих контрольных и находящихся в консервации скважин на нефтяных месторождениях РБ, освобождающие организации, осуществляющие добычу нефти и газа на территории Республики Башкортостан, от регулярных платежей за добычу нефти и газа и отчислений на воспроизводство минерально-сырьевой базы в отношении нефти и газа, добытых из введенных в эксплуатацию бездействовавших, контрольных скважин и скважин, находившихся в консервации по состоянию на 1 января 1999 г., за исключением новых скважин, находящихся в ожидании освоения после бурения.
Компаундированный буровой раствор предназначен для бурения и вскрытия продуктивных горизонтов с трудноизвлекаемыми запасами нефти, представленными переслаиванием песчано-алеврито-глинистых пород в карбонатной толще.
Решается стратегическая задача достижения мирового технологического уровня, что обеспечит эффективное освоение трудноизвлекаемых запасов нефти, прирост новых высокопродуктивных запасов, минимизацию производственных издержек, расширение участия в международных проектах.
Изменение доли дополнительно пробуренных скважин и добычи нефти из них по горизонтам Д0 и Ai Ромашкинского месторождения.
Это можно объяснить тем, что они бурятся преимущественно с целью отбора трудноизвлекаемых запасов нефти.
Этим и обусловливается необходимость создания более совершенных методов воздействия на залежи с трудноизвлекаемыми запасами нефти.
Технология применения волокнисто-дисперсной системы - новое перспективное средство повышения нефтеотдачи неоднородных пластов с трудноизвлекаемыми запасами нефти / / НТЖ Нефтепромысловое дело.
В таблице 5.3 дана количественная (выраженная в % от извлекаемых запасов) оценка трудноизвлекаемых запасов нефти по этим месторождениям. Анализ особенностей геологического строения залежей нефти показывает: месторождения отличаются сложным геологическим строением и характеризуются широким спектром значений геолого-физических параметров. Из таблицы 5.3 видно, что большинство пластов содержит значительный объем трудно извлекаемых запасов нефти. Это объясняется тем, что залежи нефти характеризуются высокой зональной, линзовидной и послойной неоднородностью пластов. Анализ разработки этих месторождений показывает, что вырабатываются преимущественно высокопроницаемые пропластки и участки пласта.
Промышленная добыча нефти и газа ведётся уже более века. Неудивительно, что вначале в разработку были вовлечены наиболее легкодоступные запасы углеводородов. Сейчас их становится всё меньше, а вероятность обнаружить новое гигантское месторождение, сравнимое с такими, как Самотлор, Аль-Гавар или Прудо-Бей, практически равна нулю. По крайней мере, в нынешнем столетии ничего подобного пока найдено не было. Хочешь-не хочешь, но приходится разрабатывать залежи трудноизвлекаемой нефти.
Трудноизвлекаемые запасы их можно поделить на две группы. К одной относятся залежи, обладающие низкой проницаемостью пластов (плотные песчаники, сланцы, баженовская свита). При этом нефть, извлечённая из таких залежей, по своим характеристикам вполне сопоставима с нефтью традиционных месторождений. К другой группе относятся месторождения тяжёлой и высоковязкой нефти (природные битумы, нефтяные пески).
Попытки добывать нефть из низкопроницаемых коллекторов традиционными методами приводят к следующему эффекту — вначале скважина даёт хороший приток нефти, который очень быстро заканчивается. Нефть извлекается лишь из небольшой зоны, вплотную прилегающей к перфорированному участку скважины, поэтому вертикальное бурение на таких месторождениях неэффективно. Поднять продуктивность скважины можно за счёт увеличения площади контакта с насыщенным нефтью пластом. Это достигается бурением скважин с большим горизонтальным участком и проведением сразу нескольких десятков операций гидроразрыва. Подобным способом добывается так называемая «сланцевая нефть».
При добыче природных битумов или сверхвязкой нефти гидроразрыв не поможет. Методы добычи такого сырья зависят от глубины залегания насыщенных нефтью пород. Если глубина невелика и составляет десятки метров, то применяется открытая добыча породы. При залегании нефти на глубине в сотни метров для её извлечения строятся шахты. В Канаде так разрабатываются нефтяные пески Альберты, в России примером может служить Ярегское месторождение. Добытая экскаватором порода измельчается, смешивается с горячей водой и подаётся в сепаратор, отделяющий нефть от песка. Вязкость полученной нефти столь высока, что исходном виде её невозможно перекачивать по трубопроводу. Для снижения вязкости нефть смешивается с технологическим растворителем, обычно используется бензин или солярка.
Если породу невозможно извлечь на поверхность, прогревание паром осуществляется под землёй. Технология парогравитационного воздействия, применяемая «Татнефтью» на Ашельчинском месторождении, основана на использовании пары горизонтальных скважин. В одну из них нагнетается пар, из другой отбирается нефть. Пар для закачки в скважину производится на специально построенной котельной. При глубоком залегании эффективность метода снижается из-за того, что температура пара заметно снижается по пути до пласта. Этого недостатка лишен разработанный «РИТЭКом» метод парогазового воздействия, предусматривающий получение пара непосредственно в пласте. Парогенератор устанавливается непосредственно в забое, в него подаются реактивы, которые взаимодействуют с выделением тепла. В результате реакции образуется азот, углекислый газ и вода. Растворение углекислого газа в нефти дополнительно снижает её вязкость.
Аналогичные проблемы испытывают газодобывающие компании. Наиболее удобны для разработки сеноманские залежи. Коллекторы сеноманского яруса обычно имеют высокую проницаемость, что позволяет эксплуатировать их традиционными вертикальными скважинами. Сеноманский газ «сухой», он на 97-99% состоит из метана и поэтому требует минимальных усилий на подготовку перед сдачей в транспортную систему.
Истощение сеноманских залежей заставляет газодобывающие компании переходить к трудноизвлекаемым запасам газа. Туронский ярус характеризуется низкой проницаемостью коллекторов, поэтому вертикальные скважины оказываются неэффективными. Тем не менее, туронский газ на 85-95% состоит из метана, что позволяет обойтись относительно недорогими методами его подготовки на промысле.
Хуже обстоит дело с газом, извлекаемым из валанжинского яруса и ачимовских отложений. Здесь залегает «жирный газ», кроме метана содержащий этан, пропан и другие углеводороды. Перед подачей газа в транспортную систему их необходимо отделять от метана, а для этого требуется сложное и дорогостоящее оборудование.
За одном месторождении могут быть выявлены залежи газа на различных ярусах. Например, на Заполярном месторождении газ залегает в туронских, сеноманских, неокомских и юрских отложениях. Как правило, сначала в добычу вовлекается наиболее доступный сеноманский ярус. На знаменитом Уренгойском месторождении первый сеноманский газ был получен в апреле 1978 года, валанжинский — в январе 1985 года, а к эксплуатация ачимовских залежей «Газпром» приступил только в 2009 году.