Главная

Тризы трудноизвлекаемые запасы. Фундаментальные исследования

Тема: Перспективы разработки трудноизвлекаемых запасов республике, и в целом по России

Вуз: Альметьевский государственный нефтяной институт

Год и город: Альметьевск 2013

Введение 3

1. Перспективы ТИЗ. Недропользование и развитие ресурсной базы в РТ и в России 4

2. Перспективы развития нефтяной промышленности 9

3. Научное обеспечение новых технологий разработки нефтяных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами 13

Заключение 22

Список использованной литературы 23

ВВЕДЕНИЕ

Основным резервом поддержания уровней добычи нефти во многих регионах Российской Федерации в современных условиях развития отрасли являются трудноизвлекаемые запасы нефти (ТИЗ). Если в начале 60-х гг. доля трудноизвлекаемых запасов в общем балансе СССР/России составляла примерно 10%, то уже в 90-е гг. она превысила 50% и продолжает увеличиваться. Нефтяная промышленность Татарстана за 60 лет после открытия первого промышленного месторождения нефти пережила рост, 7-летнюю стабилизацию с уровнем добычи более 100 млн. т/год, последующее непрерывное падение на протяжении 19 лет, а затем после небольшого роста (1995 г.) вновь наступил период стабилизации добычи па уровне свыше 25 млн. т/год. Во многом это явилось результатом реализации ряда программ повышения нефтеотдачи на объектах с трудноизвлекаемыми запасами нефти. Именно поэтому опыт многолетнего освоения здесь залежей и пластов с ТИЗ и повышения эффективности их разработки весьма ценен.

Актуальность проблемы. В сложившейся в России экономической ситуации проблема повышения эффективности извлечения запасов нефти па основе применения новейших технологий доразведки, разработки и доразработки месторождений в старых нефтедобывающих районах приобрела особую актуальность. Стабильность уровня нефтедобычи на месторождениях, вступивших в заключительные стадии разработки, определяется рациональным использованием оставшихся трудноизвлекаемых запасов. По существу запасы всех месторождений на поздней стадии разработки превращаются в трудноизвлекаемые. Сейчас около половины, добываемой в стране нефти обеспечивается за счет трудноизвлекаемых запасов.

Цель данной работы: исследование научного обеспечения новых технологий разработки нефтяных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами. Из поставленной цели вытекают следующие задачи: рассмотреть перспективы развития нефтедобычи в стране, и динамику трудноизвлекаемых запасов нефтеотдачи месторождений России.

ПЕРСПЕКТИВЫ ТИЗ. НЕДРОПОЛЬЗОВАНИЕ И РАЗВИТИЕ РЕСУРСНОЙ БАЗЫ В РТ И В РОССИИ

Для России - страны с колоссальным природно-ресурсным потенциалом - вопросы развития отношений, связанных с предоставлением прав на пользование недрами и контролем за выполнением условий их предоставления, вопросы использования отношений в процессе недропользования для регулирования более широкого спектра социально-экономических процессов являются одними из важнейших. На наш взгляд, в ходе проводимых экономических реформ комплексный характер отношений в процессе недропользования, сфера их действия не осознаны и не использованы в достаточно полной мере.

В России уже в течение длительного времени (с 1994 г.) приросты запасов углеводородного сырья не компенсируют добычу нефти и газа. Только с 1994 по 2000 г. не восполненная добыча жидких углеводородов составила около 700 млн. % газа - более 2,3 трлн. м3. В последующие годы это отставание только усиливалось. Так, если за 1997-2001 гг. прирост промышленных запасов нефти, включая газовый конденсат, обеспечил возмещение ее добычи на 86 %, то в 2002 г. - лишь на 64 %, составив 243 млн. т при добыче 421,4 млн. т. Кроме того, ухудшается качество сырьевой базы. Доля трудноизвлекаемых запасов в России превысила 55 %. Доля запасов, степень выработки которых составляет более 80 %, превышает 25 % разрабатываемых нефтяными компаниями запасов, а доля запасов обводненностью более 70 % составляет более 30 %. С 1991 по 2001 г. в структуре извлекаемых запасов число мелких месторождений увеличилось на 40 %, в то время как число уникальных и крупных снизилось более чем на 20 %. В целом 80 % месторождений, находящихся на государственном балансе, относятся к категории мелких.

Причин неблагоприятного состояния сырьевой базы много, все они хорошо известны специалистам. Это и резко сократившиеся объемы региональных геолого-разведочных работ на нефть и газ вследствие общего снижения государственных средств, выделяемых на указанные цели, и отсутствие соответствующей мотивации у нефтегазовых компаний - недропользователей, и слабый контроль со стороны государства за обеспечением рационального использования недр и эффективностью разработки месторождений, а также отсутствие необходимых полномочий по государственному регулированию отношений недропользования у федеральных органов исполнительной власти, осуществляющих государственную политику в области добычи горючих полезных ископаемых. Кроме того, непрозрачность, коррупция, высокие риски, связанные, в частности, с возможностью отзыва лицензий на добычу полезных ископаемых у недропользователя, снижают инвестиционную привлекательность этой сферы деятельности.

До 2002 г. регионы активно участвовали в инвестировании воспроизводства минерально-сырьевой базы. Их вложения в геологоразведку в 2-3 раза превышали объемы федеральных инвестиций. Даже в 2003 г, когда региональные бюджеты были практически лишены источников финансирования геологии, они в сумме вкладывали примерно столько же средств, сколько и федеральный бюджет. С упразднением отчислений на воспроизводство минерально-сырьевой базы объемы геологоразведочных работ в основных нефтедобывающих регионах России снизились в 1,5-1,8 раза. При этом считалось, что добывающие компании должны самостоятельно и за счет собственных средств осуществлять геологоразведочные работы и обеспечивать прирост запасов полезных ископаемых. Однако соответствующих стимулов компании-недропользователи не получили. Следовательно, законодательство должно стимулировать эту деятельность, имеющую важное государственное значение.

Сложившийся рыночный механизм ведения хозяйства без реализации мер государственного регулирования сферы недропользования не обеспечивает комплексного решения стратегических задач использования минерально-сырьевой базы. В результате сложилось многолетнее отставание в региональных работах, как по важнейшим нефтегазодобывающим регионам, так и по новым перспективным нефтегазоносным провинциям. По существу упущено время для подготовки новых регионов к проведению широкомасштабных поисково-оценочных работ, а в дальнейшем и по подготовке промышленных запасов углеводородов.

При интенсификации до предела добычи нефти в старых регионах практически ничего не делается для подготовки им смены. Можно как угодно критиковать советскую плановую систему, но при ней всегда учитывалась перспектива. Это было традицией развития минерально-сырьевой базы страны.

В связи с указанным как можно скорее должны быть выполнены работы по изучению новых регионов, которые бы обеспечили стабилизацию положения в этой области. Тем более что такие регионы в стране еще есть: прежде всего Каспий, Восточная Сибирь, шельфы окраинных морей. Промедление в решении этой важнейшей задачи может привести к потере национальных топливно-энергетических ресурсов. Однако успешное решение данной задачи невозможно без принятия новых законов, которые бы стимулировали выход компаний-недропользователей в эти регионы.

В целом система государственного управления недропользованием должна строиться на базе стратегических интересов государства как такового и субъектов РФ с учетом экономических интересов хозяйствующих субъектов. Для этого необходимо:

Провести реальный мониторинг всех выданных лицензий и всей системы лицензирования недр;

Выработать общую стратегию управления недропользованием с ориентацией на формирование процедур и принципов объективизации издержек недропользователей;

Обеспечить стабильный налоговый режим недропользования, не менять (без крайней необходимости) действующие законы и правила.

Сырьевая база страны должна развиваться по схеме расширенного воспроизводства. Заявления об избыточности запасов у российских компаний и предложения о введении экономических санкций на запасы, превышающие восьми - девятилетнюю обеспеченность, ошибочны, по сути, и опасны для экономического развития страны.

Перспективы развития нефтедобычи.

Перспективные уровни добычи нефти в России будут определяться в основном следующими факторами: спросом на жидкое топливо и уровнем мировых цен на него, развитостью транспортной инфраструктуры, налоговыми условиями и научно-техническими достижениями в разведке к разработке месторождений, а также качеством разведанной сырьевой базы.

Перспективные объемы добычи нефти в России будут существенно различаться в зависимости от того или иного варианта социально-экономического развития страны. При сочетании благоприятных внутренних и внешних условий и факторов (оптимистический и благоприятный варианты развития) добыча нефти в России может составить порядка 460-470 млн.т. в 2010 г. и возрасти до 500-520 млн. т. к 2020 г. При внешних и внутренних условиях, формирующих умеренный вариант социально-экономического развития страны, добыча нефти прогнозируется существенно ниже - до 450 млн. т. в 2010 г. и до 460 млн. т. в 2020 г. Наконец, в критическом варианте рост добычи нефти может продолжаться лишь в ближайшие 1-2 года, а затем ожидается падение добычи: до 360 млн. т. к 2010 г. и до 315 млн. т. к 2020 г.

Добыча нефти будет осуществляться, и развиваться в России как в традиционных нефтедобывающих районах, таких как Западная Сибирь, Поволжье, Северный Кавказ, так и в новых нефтегазоносных провинциях на Европейском Севере (Тимано-Печорский регион), в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке, на юге России (Северо-Каспийская провинция).

Главной нефтяной базой страны на весь рассматриваемый период останется Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция. Добыча нефти в регионе будет увеличиваться до 2010 г. по всем вариантам, кроме критического, а затем несколько снизится и составит в 2020 г. 290-315 млн. т. В рамках критического варианта разработка месторождений с трудноизвлекаемыми запасами станет малорентабельной, что приведет к значительному падению добычи в регионе.

В Волго-Уральской провинции и на Северном Кавказе добыча нефти будет падать, что обусловлено исчерпанием сырьевой базы. В умеренном и критическом вариантах добыча в этих регионах будет снижаться более интенсивно.

В целом в Европейской части России добыча нефти (включая шельфы) будет уменьшаться и составит к 2020 г. 90-100 млн.т. (против 110 млн.т. 2002г).

Исходя из современного и прогнозируемого качества сырьевой базы отрасли, необходимы:

Значительная интенсификация геологоразведочных работ, чтобы обеспечить необходимый прирост добычи из неоткрытых пока месторождений (государственная программа лицензирования недр должна с учетом вероятных рисков обеспечить достижение необходимых для устойчивого развития отрасли уровней геологоразведочных работ и инвестиций в них);

Повышение коэффициентов нефтеизвлечения с целью повышения извлекаемого потенциала и текущей добычи разрабатываемых месторождений.

2 ПЕРСПЕКТИВЫ РАЗВИТИЯ НЕФТЯНОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ

Республика Татарстан является старейшим нефтедобывающим районом страны. Имеются положительные факторы, позволяющие оптимистично оценивать перспективы подготовки новых запасов в старых нефтедобывающих районах.

Практика показывает, что прогнозные ресурсы и оценки по мере изучения непрерывно возрастают и Республика Татарстан классическое подтверждение этого. В Татарстане за годы рыночных реформ обеспечивалось расширенное воспроизводство запасов нефти против 20-50% в предыдущие годы. Обеспеченность разведанными запасами текущей добычи при ее непрерывном росте возрастала и в настоящее время выше, чем по стране. В республике регулярно проводится переоценка прогнозных ресурсов нефти. В результате начальные суммарные (извлекаемые) ресурсы возросли за последнее десятилетие на 21 %. Неопоискованные извлекаемые ресурсы оцениваются выше, чем 30 лет назад. По мере изучения они будут возрастать. Планируется дальнейшая переоценка прогнозных ресурсов, которая проводится один раз за 5 лет. Как правило, каждая переоценка прогнозных ресурсов приводит к их увеличению.

Во-вторых, при оценке ресурсов коэффициент извлечения нефти (КИН) принимается обычно равным 30-35 %. Предполагается, что при освоенных технологиях в недрах после выработки извлекаемых запасов останется в 2 раза больше нефти, чем будет добыто к концу разработки месторождений.

Хотя для Республики Татарстан характерна высокая опоискованность недр, за годы рыночных реформ воспроизводство запасов в лом улучшилось и по сравнению со среднероссийским с более благоприятным. Однако в общем объеме прирост запасов за счет новых открытий снизился с 49,2 до 13 %/год. Несмотря на достаточную обеспеченность разведанными запасами нефти в стратегии значительное внимание уделено вопросам подготовки новых запасов. Это объясняется высокой долей трудноизвлекаемых запасов нефти, составляющей 80 %. Стратегия воспроизводства запасов на длительную перспективу в старых нефтяных районах должна предусматривать проведение работ в трех направлениях:

Дальнейшее изучение и опоискование залежей нефти в традиционных объектах разведки (отложения девона и карбона).

Проведение широкомасштабных работ по повышению КИН, что может стать новым важнейшим направлением повышения ресурсной базы старых нефтедобывающих районов.

Геологическое изучение нефтегазоносности нетрадиционных объектов глубокозалегающих пород кристаллического фундамента и рифей-вендских осадочных отложений, пермских битумов.

В настоящее время в нефтяной промышленности Республики Татарстан работает 28 малых нефтяных компаний, добыча нефти по которым составляет от 10 тыс. до 500 тыс. т/год. В основном эти компании были созданы на основании Указа Президента Республики Татарстан об увеличении добычи нефти в 1997-1998 гг. На конкурсной основе им было передано 67 нефтяных месторождений, причем в основном с трудноизвлекаемыми запасами, содержащих высокосернистые нефти, большинство из которых было открыто 15-30 лет назад. Создание новых нефтяных компаний коренным образом изменило ситуацию с добычей нефти в республике появились новые инновационные технологии, конкуренция, новые МУН и методы интенсификации добычи. В 2004 г. малыми компаниями добыто более 4,8 млн. т. В ближайшие годы намечается довести добычу нефти по всем независимым нефтяным компаниям до 8 млн. т/год.

Опыт развития нефтяной промышленности Татарстана показал следующее

Оптимизация условий недропользования и налогообложения - ключ к решению проблемы ВМСБ и обеспечения потребностей страны в нефти и газе,

Налоговое стимулирование и дифференцированное налогообложение добычи нефти в зависимости от горно-геологических условий и пенсии истощения запасов можно регламентировать и администрировать без коррупции;

Действующий закон «О недрах» позволяет дифференцировать НДПИ, стимулировать разработку «старых» и истощенных месторождений;

Если бережно относиться к недрам и по-хозяйски ими распоряжаться на уровне субъектов Федерации, то появляются огромные возможности для дальнейшего

С целью успешной реализации стратегии развития нефтегазового комплекса Республики Татарстан необходимо создать благоприятные условия, обеспечивающие необходимый прирост запасов и нефти, что возможно в результате принятия более совершенного закона «О недрах», проект которого находится на обсуждении.

Для успешной реализации энергетической стратегии Республики Татарстан до 2020 г. необходимо создать нормальные условия развития нефтяной промышленности. С этой целью следует:

Сохранить действующий механизм недропользования - совместное ведение Федерации и субъектов Российской Федерации по выдаче лицензий по принципу «двух ключей»: Российской Федерацией и субъектом Российской Федерации;

Предусмотреть возможность делегирования части полномочий федерального центра по регулированию недропользования на региональный уровень; передать региональным органам власти полномочия по распоряжению мелкими и средними месторождениями полезны ископаемых с извлекаемыми запасами нефти до 30 млн. т.;

Ввести дифференцированное налогообложение добычи нефти зависимости от горно-геологических и экономико-географических условий разработки нефтяных месторождений и товарного качеств нефти в недрах;

Для повышения эффективности освоения недр необходимо оста вить как конкурсную, так и аукционную форму доступа к недрам, каждая из них имеет преимущества и недостатки и может применяться зависимости от конкретных условий;

Для рационального использования ресурсов недр нужно усилить государственный контроль за выполнением оговоренных условий недропользования; это осуществимо через ежегодные дополнения к лицензионным соглашениям, в которых записываются годовые уровни добычи, воспроизводства запасов, объемы разведочного и эксплуатационного бурения; они берутся из утвержденных в установленном порядке проектных документов и авторских надзоров; контролируете выполнение органами МПР РФ; положительный опыт имеется в Республике Татарстан;

В законе «О недрах» необходимо предусмотреть стимулировании ВМСБ в результате отмены платежей на проведение ГРР за счет собственных средств недропользователей, заявочного характера представления участков для рисковых нефтепоисковых работ, оплаты недропользователями исторических затрат государства на участках недр только после выхода проекта на окупаемость и получения достаточных при былей, упрощения процедуры оформления открытий, полного финансирования региональных и функциональных геологических исследований за счет государства;

Утвердить на правительственном уровне «Правила разработки нефтяных месторождений» и для рационального использования запасов углеводородного сырья государственную комиссию по запасам и Цен тральную комиссию по разработке месторождений горючих полезны ископаемых подчинить непосредственно Правительству России.

3. НАУЧНОЕ ОБЕСПЕЧЕНИЕ НОВЫХ ТЕХНОЛОГИЙ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ С ТРУДНОИЗВЛЕКАЕМЫМИ ЗАПАСАМИ

Доля трудноизвлекаемых запасов в низкопроницаемых коллекторах, в подгазовых зонах и с вязкими нефтями, продолжает увеличиваться и сейчас составляет около 60% (рис. 3.1).

К сожалению, качество остаточных запасов ухудшается еще и по причине более активной выработки именно хороших, активных запасов. Если активные запасы выработаны к настоящему времени в среднем на 75%, то трудноизвлекаемые только на 35%.

Рисунок 3.1 - Динамика трудноизвлекаемых запасов нефтеотдачи месторождений России

Из рисунка 3.1 можно видеть, что с увеличением доли трудноизвлекаемых запасов проектный коэффициент нефтеотдачи снижался многие годы, и только в последние годы стал незначительно расти.

Эти зависимости достаточно ярко иллюстрируют сложившуюся многолетнюю тенденцию в разработке нефтяных месторождений - негативное изменение структуры запасов многие годы, к сожалению, не компенсировалось совершенствованием используемых технологий нефтеизвлечения.

В некоторых случаях это было связано с отсутствием технологических решений по эффективному нефтеизвлечению для тех или иных геолого-физических условий, что в последние годы усугублялось тем, что соответствующие научно-исследовательские работы были ограничены. Однако гораздо чаще известные новые технологии недропользователями не используются. Причина, как правило, та, что их применение связано с большими затратами, особенно в начальный период разработки месторождения, и недропользователи зачастую избегают необходимости их использования. Не вполне оправдались и надежды на приход в Россию новых технологий нефтеизвлечения в связи с работой на месторождениях страны иностранных компаний.

Особую проблему в стране составляют заводненные месторождения - сейчас средняя обводненность добываемой продукции составляет около 86%.

Учитывая, что основным методом разработки месторождений страны является заводнение, количество остаточных запасов нефти в обводненных пластах будет постоянно возрастать. Для доизвлечения этих запасов необходимо также использовать более совершенные технологии.

Принимая во внимание складывающуюся структуру запасов и перспективы их развития, можно утверждать, что значительную роль в приросте извлекаемых запасов страны должны играть увеличение нефтеотдачи из трудноизвлекаемых запасов, а также запасов в заводненных пластах.

Нужно отметить, что международные нефтедобывающие компании обращают особое внимание на прирост извлекаемых запасов за счет применения новых технологий нефтеизвлечения: технологии повышения нефтеотдачи обеспечивают от 4 до 12% прироста извлекаемых запасов.

По оценкам зарубежных исследователей средняя проектная нефтеотдача в мире сейчас составляет около 30%, в США - 39%, при этом средняя реальная нефтеотдача в будущем прогнозируется в размере 50 - 60%.

Можно выделить три крупных блока основных методов разработки нефтяных месторождений: естественный режим, вторичные методы и третичные методы (методы увеличения нефтеотдачи).

Широкое применение заводнения позволило значительно повысить эффективность разработки нефтяных месторождений страны. Дополнительные увеличения нефтеотдачи пластов при заводнении в определенных условиях обеспечивают так называемые гидродинамические методы воздействия: циклическое воздействие с переменой фильтрационных потоков, системная технология реализации ОПЗ, горизонтальные скважины, гидроразрыв пласта в системе скважин и другие.

Вместе с тем, по мнению большинства специалистов, кардинального повышения среднего коэффициента нефтеотдачи в стране особенно в трудноизвлекаемых запасах можно достичь только при существенном увеличении масштабов применения «третичных» методов: тепловых, газовых и химических (достигаемая нефтеотдача 35 - 70%).

Вместе с тем методы увеличения нефтеотдачи являются гораздо более сложными, по сравнению с заводнением, процессами, основанными на механизмах дополнительного извлечения нефти из пористой среды. Технологии этих методов требуют, как предварительного тщательного научного обоснования применительно к конкретным условиям, так и последующего научного сопровождения при их применении с использованием новых и принципиально новых средств контроля и регулирования.

Все это требует дополнительных затрат. Вместе с тем, реальные вложения на создание новых технологий в отечественных компаниях на порядок меньше, чем в зарубежных.

Однако зарубежный да и отечественный опыт свидетельствует, что сложность и дополнительные затраты в конечном счете компенсируются повышенной эффективностью.

Имеются сведения, по более чем, 1500 проектам МУН в мире. Годовая добыча оценивается в 120 - 130 млн тонн.

В США на начало 2010 г. в работе было 194 проекта по повышению нефтеотдачи. Их число с 1998 г. несколько уменьшилось, изменяясь от 199 в 1988г., до 143 - в 2004 г. и 194 - в 2010 г., но, при этом произошло их укрупнение. Общая добыча нефти за счет этих методов составляет 34,4 млн.т/год. Особенно важно отметить, что доля добычи нефти за счет «третичных» методов в общей добыче в США составляет около 12%.

Рассматривая состояние и перспективы применения методов увеличения нефтеотдачи, следует сказать и об отечественном опыте активного внедрения этих методов в 80-е годы прошлого столетия.

Толчком к развитию проблемы явилось специальное постановление Правительства страны (1976 г.), которое определяло объемы дополнительной добычи нефти за счет применения «третичных» методов увеличения нефтеотдачи, а также объемы выпуска в стране необходимых для этого материально-технических средств. Было также предусмотрено экономическое стимулирование осуществления опытно-промышленных работ нефтедобывающими предприятиями. С целью концентрации усилий по решению данной проблемы был создан «Межотраслевой научно-технический комплекс «Нефтеотдача». Организационная структура комплекса обеспечивала как научное сопровождение проблемы, так и обеспечение реализации программы опытных работ.

Переданные в структуру РМНТК сервисные компании («Термнефть», «Союзнефтепромхим», «Союзнефтеотдача», «Татнефтебитум») выполняли на опытных промыслах нефтедобывающих предприятий специальные комплексы работ, которые ранее не входили в практику деятельности предприятий (закачка химических агентов, генерирование и закачка теплоносителей и воздуха, закачка углеводородного газа, монтаж специального оборудования).

За сравнительно короткий период дополнительная добыча нефти за счет «третичных» методов возросла до 11 млн т/год. Научное сопровождение проблемы осуществлялось через «ВНИИнефть» с обеспечением соответствующего финансирования.

С переходом нефтяной промышленности на новую систему хозяйствования перестали действовать механизмы стимулирования проблемы увеличения нефтеотдачи, существенно уменьшилась активность научных исследований, объемы применения методов стали снижаться.

Сейчас добыча за счет «третичных» методов лишь незначительно превышает 1,5 млн т/год. В последние годы на месторождениях страны были начаты и развиты несколько проектов по применению тепловых и газовых методов воздействия. Вместе с тем, на наш взгляд, есть ряд проблем скорее прикладного порядка, исследование которых не может откладываться, если ставить цель увеличения объема освоения трудноизвлекаемых запасов в ближайшие годы. Среди этих проблем:

Регулирование продвижения оторочек растворов химреагентов по пласту;

Снижение адсорбции химических реагентов на пористой среде;

Создание адресных композиций химреагентов для конкретных условий пласта;

Внутрипластовое снижение вязкости нефти химреагентами;

Моделирование процессов фильтрации различных агентов нефтеизвлечения;

Регулирование процесса внутрипластового окисления нефти;

Определение влияния свойств пористой среды и закачиваемых в пласт агентов на кинетику окисления при закачке воздуха высокого давления;

Определение влияния температуры на капиллярные свойства пористой среды;

Определение влияния температуры на кривые фазовых проницаемостей для различных пористых сред;

Оптимизация объемов газовых агентов при сочетании закачки газа и воды;

Использование пенных систем и других реагентов для регулирования физико-химических, тепловых и газовых методов;

Оценка эффективности закачки слабоминерализированной воды в пласты, изменение смачиваемости пористой среды;

Оценка эффективности методов увеличения нефтеотдачи по промысловым данным и многие другие.

Объемам и уровню работ по применению методов увеличения нефтеотдачи и освоения трудноизвлекаемых запасов соответствует, к сожалению, и их текущее научное обеспечение.

Хотя отсутствие федеральных и отраслевых программ по данной проблеме не позволяет конкретно представить объемы исследований по отдельным методам, но косвенные показатели (особенно в сопоставлении с зарубежными компаниями) достаточно красноречивы.

Так по имеющимся данным, расходы на научно-исследовательские и опытно-конструкторские работы в зарубежных нефтегазовых компаниях в 6 - 10 раз больше, чем в крупных российских компаниях.

Рисунок 3.2 - Объемы финансирования НИОКР на одного исследователя, тыс. долл.

По данным Г.И. Шмаля, компания «Шелл» затратила на НИОКР в 2007 г. - 1,2 млрд долл., в 2008 г. - 1,3 млрд долл., в 2009 г. - 1 млрд долл. Затраты же всех нефтяных компаний России вместе с Газпромом на НИОКР составляли в том же году 250 млн. долл. Рассматривая более широко проблему научного обеспечения создания новых технологий, отметим необходимость участия в ее финансировании как государства так и бизнеса. Можно видеть (рис. 3.2), что в России финансирование НИОКР значительно меньше, чем в других странах - как со стороны государства, так, и особенно, со стороны бизнеса.

Интересны данные по патентованию в нефтегазовом секторе, которые еще раз подчеркивают зависимость этого показателя от объемов финансирования НИОКР: количество зарегистрированных патентов в российских компаниях в десятки раз меньше, чем в зарубежных (рис. 3.3).

Рисунок 3.3 - Количество зарегистрированных патентов нефтяными и газовыми компаниями, шт.

В последнее время появился ряд обнадеживающих факторов для возможности ускоренного развития проблемы увеличения нефтеотдачи пластов с трудноизвлекаемыми запасами. Озабоченность состоянием полноты нефтеизвлечения на месторождениях страны высказана руководством страны.

Приняты постановления Правительства по экономическому стимулированию разработки месторождений с трудноизвлекаемыми запасами:

Нефти повышенной вязкости (более 20 мПа.сек);

Высокообводненними (более 85%);

С пластами низкой проницаемости (1,5-2,0; 1,0-1,5; менее 1,0 мкм 2 .10 -3).

К сожалению, реализация принятых документов встречает ряд практических трудностей, которые связаны с необходимостью создания обособленных систем сбора и подготовки нефти, что требует иногда значительных затрат. Что касается низко проницаемых пластов, то представленная редакция Постановления еще требует дополнительных уточнений, как по методике определения проницаемости (абсолютная или относительная), так и по возможности достижения такой точности диагностирования нефтяных пластов по проницаемости.

При рассмотрении перспектив усиления научного обеспечения отрасли иногда высказывается предложение возложить решение отраслевых проблем на нефтяные компании и их научные центры. Следует, однако, учитывать, что сосредоточенные в нефтяных компаниях научно-аналитические центры ориентированы на решение текущих прикладных задач, кроме того, общемировая практика показывает, что любая экономически развитая страна имеет свою промышленную политику, а промышленная политика без системно организованной отраслевой науки невозможна. Объясняется это тем, что горизонт технологического прогноза корпорации редко превышает 7 - 10 лет, фундаментальные же исследования обещают экономически значимый результат через 20 - 30 лет. В образовавшемся двадцатилетнем зазоре как раз и работает система прикладной (отраслевой) и академической науки - именно в этом временном промежутке задаются ориентиры для прорывных инноваций, передающихся на следующем шаге в подразделения НИОКР корпораций.

Известны также предложения о концентрации нефтяной науки в учебных университетах, как это отчасти практикуется в ряде зарубежных стран. Однако при этом надо учитывать тот факт, что отечественные университеты пока не имеют необходимой научно-технической и кадровой базы, а также, самое главное, опыта прикладных исследований, который создается многолетними усилиями.

Поэтому, как представляется, перспективы повышения эффективности разработки нефтяных месторождений страны и применение МУН связаны с необходимостью возрождения системы научного обеспечения этой проблемы на базе комплекса отраслевых и учебных институтов с привлечением в ряде случаев институтов АН России.

В целом можно следующим образом сформулировать предложения по активизации работ по созданию новых технологий для разработки трудноизвлекаемых запасов нефти необходимы:

Государственное регулирование проблемы;

Концентрация научных, методических и технологических усилий на основе научно-технических программ;

Создание научных Центров на базе отраслевых институтов и ВУЗов;

Организационно-финансовое обеспечение проблемы на основе государственных программ опытных и научно-исследовательских работ, лицензионных и проектных документов;

Совместные программы (пулы) нефтяных компаний по исследованию и испытанию МУН;

Научное сопровождение опытных работ.

На мой взгляд, реализация этих предложений позволит уже к 2025 г. извлекаемые запасы страны увеличить на 2 - 4 млрд тонн с годовой дополнительной добычей: 30 - 60 млн тонн/год.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Вопросы освоения трудноизвлекаемых запасов нефти сопряжены с проблемой повышения коэффициента нефтеотдачи. В последние 25 лет КИН в России снизился с 42 до 27-28%, в то время как в США за тот же период КИН вырос с 32 до 40%, хотя структура запасов нефти там изначально хуже. Эта опасная тенденция связана с двумя причинами. Во-первых, трудноизвлекаемые запасы уже составляют более 50% запасов нефти России, а при их отработке КИН всегда ниже. Во-вторых, утвержденные проекты разработки главных месторождений России предусматривают традиционное заводнение залежей с характерным для него низким КИН, а не использование современных технологий увеличения нефтеотдачи. Об эффективности этих технологий свидетельствует опыт США, где, несмотря на истощенные недра, за счет инновационных технологий ежегодно добывается более 30 млн. тонн нефти. Но и в России, на старейшем Ромашкинском месторождении Татарстана, за счет применения этих методов ежегодная прибавка к объему добычи составляет 1,5 млн. тонн. К сожалению, это единственный пример в России.

Прирост запасов нефти, особенно в последние годы, в 2 раза превышает ее добычу. Созданные в Татарстане 24 новые независимые нефтяные компании уже обеспечили ускоренный ввод в разработку 36 нефтяных месторождений. Все нефтяные компании (без ОАО «Татнефть») в ближайшие годы будут добывать 8 - 8,5 млн. т/год. Крупнейшая нефтяная компания - ОАО «Татнефть», по объему годовой добычи входящая в четверку крупнейших нефтяных компании России и в число 30 ведущих нефтяных компаний мира, дает до 40 % поступлений в бюджет Республики Татарстан. Добывшая с начала разработки месторождений Татарстана около 2,7 млрд. т нефти, компания стабилизировала добычу нефти, обеспечив превышение прироста запасов над добычей в 2 раза. В настоящее время более 40 % нефти на месторождениях Татарстана добывается за счет внедрения современных технологий и методов повышения нефтеотдачи пластов. Неслучайно ценные бумаги ОАО «Татнефть» котируются на престижных Лондонской и Нью - Йоркской биржах.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

1. Бурение и нефть. Август 2012. Специализированный журнал.

2. Дунаев В.Ф. Экономика предприятий нефтяной и газовой промышленности: учебник / В.Ф. Дунаев, В.Л. Шпаков. Н.П. Епифанова, В.Н. Лындин. - Нефть и газ, 2009. - 352 с.

3. Конторович А. Э., Коржубаев А. Г., Эдер Л. В. Стратегия развития нефтяного комплекса / Всероссийский экономический журнал «Экономика и организация». - 2008. - №7. - 78 с.

4. Коржубаев А. Г., Соколова И. А., Эдер Л. В.. Анализ тенденций в нефтяном комплексе России / Всероссийский экономический журнал «Экономика и организация», 2010., - № 10 - 103 с.

5. Мартынов В. Н. В нефтегазовом образовании - кризис перепроизводства / Журнал «Нефть России», 2009., - № 8 - 23 с.

Понравилось? Нажмите на кнопочку ниже. Вам не сложно , а нам приятно ).

Чтобы скачать бесплатно Рефераты на максимальной скорости, зарегистрируйтесь или авторизуйтесь на сайте.

Важно! Все представленные Рефераты для бесплатного скачивания предназначены для составления плана или основы собственных научных трудов.

Друзья! У вас есть уникальная возможность помочь таким же студентам как и вы! Если наш сайт помог вам найти нужную работу, то вы, безусловно, понимаете как добавленная вами работа может облегчить труд другим.

Если Реферат, по Вашему мнению, плохого качества, или эту работу Вы уже встречали, сообщите об этом нам.

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.

18.10.2017

Источник: Журнал «PROнефть»

В данной статье концепция разработки трудноизвлекаемых запасов конформнозалегающих нефтяных оторочек рассматривается на примере Восточно-Мессояхского месторождения, которое на сегодня является самым северным материковым месторождением нефти в России . Помимо основного объекта разработки пласта ПК1-3, вмещающим значительные запасы нефти и газа, на месторождении установлена нефтегазоносность еще в 30 пластах. Сложное структурно-тектоническое строение региона обусловило образование перспективных ловушек как тектонически, так и литологически экранированных. Проблемы, связанные с особенностью залегания пластов и реализацией концепции разработки, требуют различных технологических решений.

Проблематика

Примером перспективных ловушек на месторождении являются объекты Блока 4 (рис. 1 ), приуроченные к зоне локального понижения структуры, вызванного серией крупных тектонических нарушений, сформировавших грабен. Именно в районе грабена (см. рис. 1 ) сосредоточены 25 пластов с мелкими газонефтяными залежами и небольшой по толщине нефтяной оторочкой, в основном приуроченных к отдельным блокам (всего 40 залежей, из которых 22 – нефтяных, 12 – газонефтяных и 6 – газовых).

Рис. 1. Структурная модель Восточно-Мессояхского месторождения (а ), Блок 4 с обособленными блоками (б ) и продуктивные пласты Блока 4 (в )

К задачам разработки нижезалегающих объектов многопластовых залежей относятся как обеспечение экономической эффективности извлечения запасов, так и апробирование технологий их извлечения. Для введения объектов Блока 4 в полномасштабную разработку составлена блок-схема этапности их концептуального проектирования (рис. 2 ).

Рис. 2. Порядок проектирования объектов разработки Блока 4:
ГДМ – гидродинамичсекая модель; ППД – поддержание пластового давления; ГС – горизонтальные скважины; МЗГС – многозабойные горизонтальные скважины; ОРЭ – одновременно-раздельная эксплуатация; ОПР – опытно-промышленные работы

При создании концепции разработки нефтяного месторождения после определения размеров и основных геолого-физических параметров пластов необходимо решить задачу ранжирования выделенных объектов разработки и предварительной оценки ожидаемой продуктивности скважин и рентабельности разработки данных объектов. В ходе оценки приоритетности объектов разработки рассматривались пласты с запасами нефти категории С1, при этом объектами расчета являлись залежи каждого пласта.

Приоритетность объектов разработки определялась по методу суперпозиции на основе трех методов (аналитический коэффициентный, аналитическийтехнико-экономический, численный расчет по линиям тока).

Приоритизация объектов

Аналитический коэффициентный метод

1. Вычисление коэффициента скорости отбора по формуле

где k – проницаемость, определенная по данным геофизических исследований скважин; ∆р – перепад давлений между добывающей и нагнетательной скважинами; μ – вязкость нефти в пластовых условиях.

2. Расчет коэффициента относительного дисконтирования по формуле

где K с.о.max – максимальный коэффициент скорости отбора.

3. Выделение объектов по величине дисконтированных подвижных запасов нефти, определенной из выражения

где Q п – подвижные запасы нефти

Технико-экономический метод

1. Нахождение начальных дебитов нефти при прямолинейном заводнении по формуле Маскета

где L – длина элемента системы разработки; W – межрядное расстояние; h н – нефтенасыщенная толщина пласта; r w – радиус скважины.

2. Определение коэффициентов падения добычи нефти

Падение дебита q во времени t задается по экспоненциальному закону: q (t )=q 0 e – D t (D = q 0 /N pw – коэффициент падения добычи; N pw – накопленная добыча по скважине). Таким образом N pw равна приходящимся на нее подвижным запасам

3. Расчет чистого дисконтированного дохода, приходящегося на одну скважину, для каждого объекта разработки по формуле

где FCF w (t ) – чистый денежный поток, в наиболее простой форме FCF w (t )= q 0 e –Dt p nb ;

p nb – net-back цена нефти за вычетом НДПИ; r – нормальный (непрерывный) коэффициент дисконтирования; c w – удельные капитальные вложения в бурение и строительство локальных объектов; θ – ставка налога на прибыль.

4. Выделение объектов по величине ЧДД (7)

где N p – подвижные запасы объекта разработки.

Расчет линий тока

1. Задание параметров пласта и системы разработки. Для проведения расчетов использовалась программа GP, реализующая метод линий тока для определения динамики добычи.

2. Расчет динамики добычи нефти, жидкости, закачки воды

3. Вычисление ЧДД.

4. Выделение объектов по величине ЧДД.

После расчетов тремя методами была получена гистограмма с учетом приоритетности объектов (рис. 3 ). На данном этапе уже можно выделить перспективные объекты, которые будут являться первостепенными при разработке всего блока.

Рис. 3. Гистограмма приоритетности объектов разработки, постороенная на основе расчетов по трем различным методам

При низких значениях индекса доходности PI по объектам дополнительно рассчитана возможность приобщения пластов путем изменения капитальных вложений в бурение всей скважины (вовлечение запасов нефти за счет бурения ГС и МЗГС). Выделение объектов по суперпозиции результатов методик с учетом возможности приобщения пластов приведено на рис. 4 .

Рис. 4. Итоговая приоритизация объектов

С учетом возможности использования МЗГС и применения ОРЭ рентабельны все рассматриваемые объекты, кроме БУ6 3. Определена итоговая приоритетность пластов: основными объектами являются БУ13 1, МХ4, МХ8-9, БУ6 1+2, БУ8, БУ10 1, БУ10 2, объектами приобщения – ПК20, ПК21, МХ4, БУ7, БУ9, БУ10 1, БУ12 2.

Для оптимизации затрат на разработку объектов была рассмотрена возможность объединения пластов в один эксплуатационный объект. Критериям такого объединения соответствуют пласты ПК20 и ПК21. Рекомендуется следующее: формирование избирательной системы разработки наклонно направленными скважинами или МЗГС; разработка пластов ПК20-21 как единого объекта; пласта ПК22 – возвратным или самостоятельным фондом скважин. Исходя из того, что фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) рассматриваемых пластов имеют довольно большой разброс, а также довольно высокую степень неопределенности, перед построением полномасштабных гидродинамических моделей были получены матрицы секторных моделей с учетом диапазонов изменения геолого-физических характеристик пластов. Созданы четыре матрицы секторных моделей. Такие параметры, как глубина залегания, пористость, нефтенасыщенность, песчанистость, начальное пластовое давление, вязкость нефти, были приняты средневзвешенными по группе рассматриваемых пластов. Секторные модели отличались нефтенасыщенной толщиной hн, отношением нефтенасыщенной толщины к газонасыщенной hг или к водонасыщенной hв, параметром k∆p/µ, а также расстоянием между скважинами при принятой однорядной системе разработки. Перед расчетом всех вариаций моделей были определены оптимальные режимы работы скважин и их расположение в разрезе в зависимости от нефтенасыщенной толщины.

Таким образом, после проведенных расчетов секторных моделей были построены матрицы устойчивости технико-экономического решения при различных геолого-физических характеристиках объектов (рис. 5 ).

Рис. 5. Матрица устойчивости технико-экономического решения при различных геолого-физических характеристиках объектов

В дальнейшем, оценивая диапазон неопределенности геологических параметров по каждой залежи, принималось решение о построении полномасштабной гидродинамической модели исходя из устойчивости рентабельности разработки объекта. Результаты оценки рентабельности при аналитических расчетах и секторном моделировании приведены в табл. 1 , где выделены основные объекты разработки, по которым в дальнейшем предполагалось построение полномасштабных ГДМ.

Объект	Блок скважин	Категория запасов нефти	Рентабельность по результатам		Необходимость построения 3D ГДМ	Примечание
Объект	Блок скважин	Категория запасов нефти	аналитич‑х расчетов	секторного моделир‑я	Необходимость построения 3D ГДМ	Примечание
ПК 20	50, 132	С 1 +С 2	✔	=	✔	Рассмотрение совместной эксплуатации объектов
ПК 21	50, 132	С 1 +С 2	✔	✔	✔	Малая h эф.н
МХ 1	50, 132	С 1	=	✘	✘	Малая h эф.н
МХ 4	50, 132	С 1 +С 2	=	✘	✘
МХ 4	33	С 1 +С 2	✔	✔	✔
МХ 8-9	50, 132	С 1	✔	✔	✔
МХ 8-9	33	С 1	✔	✔	✔
БУ 6 (1+2)	50, 132	С 1 +С 2	✔	✔	✔
БУ 6 (1+2)	33	С 1	✔	✔	✔
БУ 6 3	50, 132	С 1 +С 2	✘	✘	✘
БУ 7	33	С 1 +С 2	=	✔	✔
БУ 8	33	С 1 +С 2	✔	✔	✔
БУ 9	41	С 1	=	✘	✘	Малая h эф.н
БУ 10 1	33	С 1 +С 2	✔	✔	✔
БУ 10 2	33	С 1	✔	✔	✔
БУ 10 2	41	С 1	✔	✔	✘	Избирательная система разработки
БУ 12 2	50, 132	С 1 +С 2	=	✔	✘	Малая h эф.н
БУ 13 1	38	С 1	✔	✔	✔

Примечания. 1. h эф.н – эффективная нефтенасыщенная толщина.
2. = – высокие риски при разработке объекта.

Наличие карт нефтенасыщенных толщин, проницаемости и карты отношения толщин (газонасыщенные/нефтенасыщенные) позволяет получить карту рентабельных зон всех рассматриваемых пластов и применять ее без расчетов на полномасштабных моделях. Дополнительным преимуществом использования матрицы секторных моделей по сравнению с полномасштабными расчетами является скорость принятия решений о целесообразности бурения скважин после изменения геологического строения залежей.

Для детальной оценки профиля добычи и рентабельности объектов построены 3D ГДМ по 10 пластам. На основе выполненных расчетов на полномасштабных ГДМ и технико- экономических показателей разработки сформированы базовые варианты разработки объектов с возможностью применения МЗГС и технологии ОРЭ. Затем проведена оптимизация систем разработки объектов с учетом рентабельных зон, которые были опеределены на основе следующих данных:

Экономические показатели разработки по результатам секторного моделирования (зависимость NPV от ФЕС);

Результаты анализа профиля притоков нефти/газа/воды к скважине, полученные на полномасштабных ГДМ;

Наличие глинистой перемычки между газом и нефтью (контактность).

Пример оптимизации системы разработки по вариантам для объекта БУ6 1+2 в районе разведочной скв. 33 представлен на рис. 6 .

Рис. 6. Расположение скважин по вариантам разработки:
а – освоение объектов регулярной системой разработки;
б – адаптивная система разработки с учетом размещения скважин в рентабельных зонах;
в – избирательная система разработки с учетом размещения скважин в рентабельных зонах без ППД

После оконтуривания рентабельных зон базовый вариант разработки корректировался таким образом, чтобы скважины не располагались в нерентабельных участках залежи.

Экономические показатели рассчитывались через удельные исходные данные (дисконт 15 %) и представлены как положительный или отрицательный NPV.

С учетом определения технико-экономических показателей разработки по данному объекту рекомендуется избирательное размещение скважин без ППД, так как при таком сценарии выполняется условие максимального значения NPV.

Подобным образом по всем объектам рассматривалась оптимизация систем разработки с учетом наличия рентабельных зон. При проектировании разработки многопластовых месторождений системами многозабойных скважин важно оценить возможность технической реализации данной технологии. При этом необходимо решить следующие вопросы:

Возможность объединения проектных целей разных объектов в одну многозабойную скважину;

Возможность сдвига проектных целей, что связано с проблемами технической реализации;

Проектирование многозабойных скважин с кустовых площадок Фазы 1 (объект ПК1-3);

Моделирование профилей стволов скважин и расчет технической реализации;

Выбор и учет уровня заканчивания многозабойной скважины на ее профиль;

Выбор первоочередных кустов скважин для проведения ОПР;

Оценка стоимости скважин при различных вариантах разработки и схем кустования.

Подготовительной работой перед моделированием являлось определение максимально возможной длины горизонтального участка для каждого объекта с точки зрения бурения. За основу расчетов были взяты данные предварительного кустования Блока 4 объектов МХ и БУ.

Затем для определения возможности бурения горизонтальных стволов различной длины приняты усредненные параметры по профилю скважин, полученные при кустовании. Путем моделирования бурения скважин с различной длиной горизонтального участка были выявлены ограничения по технической реализации бурения, возможности передачи нагрузки на долото. Классификатор технологий бурения скважин в зависимости от длины горизонтального участка ствола приведен в табл. 2 . Он включает марку стали бурильной трубы, класс труб, КНБК, тип раствора.

Пласт	Усредненная длина по стволу, м	Усредненная глубина по вертикали, м	Номер скважины для расчетов	Классификатор технологий бурения в зависимости от длины ГС, м
Пласт	Усредненная длина по стволу, м	Усредненная глубина по вертикали, м	Номер скважины для расчетов	1200	1500	2000
БУ 6 1+2	4053	2114	106	G; P; ВЗД / РУС; РУО	G; P; ВЗД / РУС; РУО	S; P; РУС; РУО
БУ 7	4251	2171	26	G; P; ВЗД / РУС; РУО	S; P; РУС; РУО	Складывание 89 инструмента
БУ 8	3859	2220	7	G; P; ВЗД / РУС; РУО	G; P; ВЗД / РУС; РУО	S; P; РУС; РУО
БУ 10 1	4051	2269	1	G; P; ВЗД / РУС; РУО	S; P; РУС; РУО	Складывание 89 инструмента

Примечание. G/S – марка стали бурильной трубы; Р – класс труб; ВЗД/РУС – винтовой забойный двигатель/роторная управляющая система; РУО – буровой раствор на углеводородной основе.

Первый этап работы – создание модели для кустования и получение исходных координат целей скважин. Модель для кустования была проработана при проектировании разработки Фазы 1 объекта ПК1-3 – вышележащего пласта на малой глубине, особенностью которого является плотное размещение целей.

По результатам изысканий и топографических и инфраструктурных ограничений итоговым результатом стало скорректированное проектное положение кустовых площадок Фазы 1 . Дальнейшие работы проводились с учетом привязки новых проектных скважин к кустовым площадкам Фазы 1.

Были определены цели проектных скважин Блока 4 для каждой скважины по каждому объекту совместно с предложениями по объединению целей на разные объекты в одну скважину. Моделирование схемы кустования осуществлялось в специализированном ПК DSD WellPlanning.

В связи с необходимостью привязки проектных скважин к кустовым площадкам объекта ПК1-3 проводились работы по профилированию скважин. Сначала моделировался основной ствол, затем осуществлялась привязка вторых стволов к основным, т.е. объединение целей в одну скважину.

Поскольку существует вариативность привязки основного ствола к кустовым площадкам Фазы 1, работа выполнялась итерационным способом для обеспечения возможности технической реализации и минимизации проходки по скважине.

Далее на основе геологических предпосылок были определены первоочередные кустовые площадки стадии ОПР, включающие проектные скважины с максимальными извлекаемыми запасами и простыми траекториями стволов скважин.

Благодаря описанному в статье подходу к выбору интегрально-структурированных групп систем разработки удалось вовлечь в рентабельную разработку около 80 % запасов по нижезалегающим пластам, которые ранее оценивались как самостоятельные нерентабельные объекты

В итоге данный комплекс работ был проведен по трем вариантам разработки (реалистичный, оптимистичный и пессимистичный), каждый из которых подразделялся еще на два подварианта с построением многоствольных скважин и одиночным разбуриванием целей скважин.

По результатам моделирования кустования получены следующие данные:

Координаты точек забоя и входа в пласт для каждой цели, исключающие их пересечения в процессе бурения;

Параметры профиля по каждой скважине с описанием основных характеристик для оценки конструкции и стоимости каждой скважины;

Результаты инклинометрии по каждому участку скважины;

Порядок ввода скважин на кустовой площадке для расчета графика ввода и профиля добычи.

Эти данные были использованы для расчета графиков ввода скважин, профилей добычи, обоснования первоочередных кустов ОПР, экономической оценки вариантов разработки.

Технико-экономические показатели по рассмотренным вариантам разработки объектов Блока 4 приведены в табл. 3 .

Параметры	ГС	МЗГС (2 лифта)	МЗГС (1 лифт)
Число скважин для бурения, в том числе:	61	50	50
добывающих	42	34	34
нагнетательных	19	16	16
Капитальные вложения, усл. уд.	2055	1733	1715
NPV (дисконт 10 %), усл. ед.	1724	2082	2053
PI	9	2,3	2,3
NPV (дисконт 10 %), усл. ед.	1185	1524	1507
PI	1,6	2,0	2,0

Примечание. Проектный период разработки – 2017–2053 гг.

Результатами проведенной работы с учетом рисков по бурению скважин являются определение участков ОПР в рентабельных зонах при разработке как ГС, так и МЗГС с применением технологии ОРЭ и реализация программы исследовательских работ. В концепте также предусмотрена оптимизация проводки скважин с запроектированных кустовых площадок основного вышезалегающего объекта ПК1-3. В начале полномасштабной разработки или ОПР в случае изменения геологического строения залежи предложенный подход определения рентабельных зон дает возможность скорректировать стратегию разбуривания многопластовых залежей без перестроения полномасштабных геологических и гидродинамических моделей. Кроме того, результаты аналитических методик и секторного моделирования позволяют находить оптимальные решения при изменении исходных экономических показателей, в том числе стоимости капитальных вложений в бурение скважин.

Выводы

1. Благодаря описанному в статье подходу к выбору интегрально-структурированных групп систем разработки удалось вовлечь в рентабельную разработку около 80 % запасов по нижезалегающим пластам, которые ранее оценивались как самостоятельные нерентабельные объекты.

2. В рамках концепции разработки пластов Блока 4 проведено ранжирование пластов, определены первоочередные объекты разработки, а также объекты приобщения.

3. Для зон чисто нефтяной залежи по пластам Блока 4 предлагается на стадии ОПР опробование технологий с применением ГС, МЗГС, ОРЭ и многостадийного гидроразрыва пласта, для зон водогазонефтяной залежи – технологии с применением ГС, МЗГС и ОРЭ.

Список литературы

1. Технологическая схема разработки Восточно-Мессояхского нефтегазоконденсатного месторождения: отчет о НИР в 3 т. / ЗАО «Мессояханефтегаз», ООО «Газпромнефть-Развитие», ООО «Газпромнефть Научно-Технический Центр». – Тюмень: 2014.

2. Карсаков В.А. Определение оптимального количества кустовых площадок при проектировании разработки месторождений//SPE 171299-RU. – 2014.

Авторы статьи: А.С. Осипенко, И.В. Коваленко, к.т.н., О.И. Елизаров, С.В. Третьяков, А.А. Карачев, И.М. Ниткалиев Научно-Технический Центр «Газпром нефти» (ООО «Газпромнефть НТЦ») 28/01/2014

В последнее время вопросы о разработке новых месторождений по добыче нефти звучат все громче. Это естественно, потому как человечество уже израсходовало большую часть этого ископаемого ресурса. Для России нефтяные вопросы стоят в разы острее, чем для многих других стран, потому что объем мощности российского сектора по нефтепереработке находится на третьем месте в мире. Впереди лишь американцы и китайцы.

Сохранить объемы добычи очень важно для поддержания российской власти и влиятельности нашей страны на мировой арене. Но по прогнозам аналитиков, в обозримом будущем лидировать по росту добычи «черного золота», будет не Россия, а Канада, Бразилия и США. Добыча этого ресурса в нашей стране падает с 2008 года. А в 2010 Министерство энергетики заявило, что без кардинальных изменений в политике нефтедобывающей и нефтеперерабатывающей отрасли показатели могут упасть с 10.1 миллиона баррелей в день в 2010 году до 7,7 миллиона баррелей в день в 2020-м. Все это говорит о том, что у России заканчивается нефть? Нет. Запас у страны огромен, но его большая часть уже относится к разряду «трудноизвлекаемых». У России, по мнениям экспертов, есть все шансы стать мировым лидером по добыче «нетрадиционной» нефти. Минэнерго подсчитало, что ее запасы в стране около 5-6 млрд. тонн, а это 50-60% от общего числа. Количество же сланцевой нефти во много раз выше тех, которыми располагают США. Именно «нетрадиционная» нефть сохранит стране заявленные объемы добычи и поможет удержать позиции лидера в этой сфере.

Для начала давайте попытаемся определить, что понимают под «трудноизвлекаемыми» запасами. Это месторождения или объекты разработки, которые характеризуются неблагоприятными для добычи нефти геологическими условиями или (и) ее физическими свойствами. «Трудноизвлекаемыми» могут считаться запасы в шельфовой зоне, остатки нефти в месторождениях, которые находятся в поздней стадии разработки, а также нефть с высокой вязкостью. Примером последней может служить месторождение Ямало-Ненецкого округа. Здесь нефть застывает не только на морозе, но даже при обычной температуре. Она требует в переработке специальных технологий: ее невозможно перекачать по трубопроводам, а следует возить в нарезанных кубах. Извлечь такие запасы, безусловно, можно, но при этом важно получить экономическую выгоду.

Добыча «нетрадиционной» нефти требует больших материальных затрат, труда, применения дорогостоящих новейших технологий, дефицитных реагентов и материалов. Эксперты подсчитали, что стоимость «трудной» нефти может составлять 20 долларов за баррель, в то время, как нефть из обычных месторождений стоит от 3 до 7 долларов. Еще одной сложностью при добыче «нетрадиционных» запасов при проектировании и разработке месторождений становится необходимая предельная точность расчетов. Не всегда для ученых становится возможным определение подхода для результативного итога работы таких месторождений. Совсем недавно в одном из мест с «трудной» нефтью пробурили две скважины. Одна из них стала давать предполагаемый объем, а вторая – нет, и причина этого пока неясна. Все проблемы, сопряженные с добычей «нетрадиционной» нефти достаточно глобальны, и решение их невозможно без всесторонней поддержки государства.

События прошлого десятилетия, произошедшие в США, которые впоследствии назвали «сланцевой революцией», убедили весь мир в том, что извлекать «нетрадиционную» нефть с выгодой все же можно. Методы горизонтально направленного бурения и гидроразрыва пласта (разрывы сланцевых пород при этом происходят при подаче под землю большого напора смеси воды, песка и химикатов) обнаружили большие запасы газа и нефти, считавшиеся «трудными». Добыча этих ископаемых резко увеличилась. Только на одном из месторождений с 2008 к 2012 году она выросла со 100 баррелей в день до 1 миллиона. В то время, как добыча в США стремительно росла, в России она оставалась на том же уровне. Хотя, еще в 1987 году СССР в нефтеперерабатывающей промышленности занимал первое место. Мы добывали 11,4 баррелей в сутки.

В 1996 году, после распада Советского Союза отмечен исторический минимум – 6 млн. баррелей. В условиях неразберихи 90-х годов у крупных российских нефтяных компаний не было стимула разрабатывать новые месторождения. Как итог, еще и сегодня эксплуатируются те, которые были открыты в начале 1970-х годов. В результате многие эксперты считают, что нефтяной сектор России работает на пределе возможностей. Затраты на производство растут, а объем добычи на унаследованных от СССР «зрелых» месторождениях остается на прежнем уровне.

Это еще одна веская причина необходимости разработки новых, «труднодноизвлекаемых» ресурсов. Кстати, советские геологи открыли многие «трудные» месторождения еще в 1960-х годах, оставив их для освоения будущим поколениям. Это запасы Баженовской, Абалакской, Фроловской свит Западной Сибири, это места в Карском и Баренцевом морях, это многие районы Сахалина. Баженовская свита – самая крупная в мире сланцевая формация. Согласно оценкам экспертов ее запасы могут составить до 120 млрд. тонн извлекаемой нефти. А это в 5 раз больше, чем запасы на месторождении Баккен в США. Именно оно стало движущей силой американской сланцевой революции. Причем нефть Баженовской свиты считают высококачественной, из нее можно сделать 60% светлых нефтепродуктов.

На «трудных» месторождениях уже работают «Газпром нефть», «ЛУКОЙЛ», «Роснефть», «Сургутнефтегаз». Просто перенять американский опыт по добыче «трудноизвлекаемой» нефти мы не можем, потому как, и условия, и сама нефть значительно отличается от североамериканской. Наша — намного «тяжелее», нуждается в больших затратах энергии при добыче. Ее месторождения находятся в значительно более отдаленных местах, чем аналогичные в Америке. Но без использования иностранного опыта в этой сфере России не обойтись. В 2012 году «Роснефть» договорилась с американской Exxon Mobil сотрудничать в разработке месторождений Баженовской и Ачимовской свит. «Газпром нефть» на Баженовской свите работает с англо-голландской Royal Dutch Shell.

У России есть все шансы стать ведущей страной в мире по добыче «трудноизвлекаемой» нефти, и правительство это прекрасно понимает. В «Энергетической стратегии России до 2030 года» планируется, что 40 млн. тонн от общего годового объема в 500-530 млн. будут добываться из «трудных» месторождений. Но помимо больших материальных вложений, развития новых технологий, эта сфера требует и либерализации налогообложения. Без них нефтяникам просто нерентабельно будет разрабатывать «нетрадиционные» месторождения. Убытки в таком случае несоизмеримы с доходами.

Соответствующие налоговые изменения приняты 26 июля 2013 года. Президентом Владимиром Путиным подписан закон о дифференциации налога на добычу полезных ископаемых. Устанавливается порядок определения и применения коэффициента к ставке НДПИ – от 0 до 0,8, а также коэффициента, определяющего степень выработанности конкретной залежи углеводородного сырья. Коэффициент будет нулевым для добычи из Баженовских, Абалакских, Хадумских и Доманиковых месторождений.

Норма будет действительна в течение 180 налоговых периодов. Говоря более простым языком, компании, которые добывают «трудноизвлекаемую» нефть, не будут платить налог в течение 15 лет. При добыче нефти из залежей с эффективной нефтенасыщенной толщиной пласта не более 10 метров планируется применять коэффициент 0,2; при толщине пласта более 10 метров – 0,4. Для залежей Тюменской свиты устанавливается коэффициент 0,8. В остальных случаях коэффициент НДПИ будет равен 1.

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.

Что еще почитать

К чему снится Собирать Ягоды? Чтобы понять, к чему снится собирать ягоды, сонник предлагает вспомнить, что на самом деле представляет собой во сне....

К чему приснились поминки? Сонник XXI века К чему снятся Поминки и что означают: Видеть во сне поминки – к счастливой старости, находиться во сне...

Александр Васильевич Самсонов кратко и понятно – все самое главное Одним из самых знаменитых эпизодов Первой мировой войны стал разгром частей 2-й русской армии в ходе Восточно-Прусской...