Первоочередной задачей на современном этапе развития нефтедобывающего комплекса России является необходимость преодоления многолетних негативных процессов в воспроизводстве сырьевой базы нефтедобычи и её использования.
Эти тенденции проявляются:
- в значительной выработке (70%) активных запасов в результате их многолетней интенсивной выборочной отработки;
- быстром росте доли трудноизвлекаемых запасов ТРИЗ (60-65%);
- в снижении эффективности технологических показателей разработки месторождений с применением традиционного заводнения.
Анализ и обобщение мирового и отечественного опыта воспроизводства сырьевой базы нефтедобычи показывает, что приоритетным направлением прироста запасов нефти в настоящее время становятся современные методы увеличения нефтеотдачи (МУН), особенно интегрированные технологии, сочетающие в себе комбинацию различных методов (тепловых, газовых и физико-химических).
Именно такой подход к их развитию и промышленному применению может обеспечить синергетический эффект в освоении новых и разрабатываемых нефтяных месторождений, существенный рост извлекаемых запасов и объемов добычи нефти без дополнительных затрат на геологоразведочные работы, а также экономии капитальных вложений на обустройство новых месторождений и развитие инфраструктуры.
В этой связи актуально решение проблемы освоения все возрастающей доли трудноизвлекаемых запасов нефти на разрабатываемых и обустроенных месторождениях России.
Большие перспективы в решении этой проблемы, по нашему твердому убеждению, связаны с применением термогазовой технологии (ТГВ), впервые предложенной в 1971 г. во ВНИИнефть.
Имеется целый ряд публикаций и докладов, в которых достаточно подробно рассмотрены основные представления о технологии ТГВ. В этой связи ниже отмечены только основные особенности технологии и даны некоторые новые обобщения.
ТГВ создана на стыке тепловых и газовых МУН и имеет принципиальные отличия от обычно понимаемого процесса внутрипластового горения, реализуемого на высоковязких нефтях. При сухом внутрипластовом горении в пласте с высоковязкой нефтью порядка 60-80% вытеснения реализуется в области фронта горения.
В термогазовой технологии на фронте высокотемпературных реакций вытесняется всего 5-15% нефти. Эти цифры, конечно, приблизительные и меняются в зависимости от свойств нефти и пластовых условий. Основное вытеснение происходит впереди и задача фронта горения (зоны высокотемпературных окислительных реакций) - генерировать эффективные вытесняющие агенты: СО2, легкие углеводородные фракции, азот, водяной пар. Фронт горения в данной технологии играет вспомогательную роль. Основное вытеснение обеспечивается именно газовыми агентами.
рис. 3 Механизм процесса ТГВ
Одна из главных особенностей состоит в том, что технология ТГВ использует важные энергетические особенности месторождений, характеризующихся не только высоким пластовым давлением, но и повышенными пластовыми температурами (60°С и более).
Такие температуры при закачке воздуха в результате высокой скорости расходования кислорода воздуха на окисление нефти создают условия для полного потребления кислорода, гарантируют безопасное ведение процесса и обеспечивают внутрипластовую генерацию высокоэффективного вытесняющего газового агента, обеспечивающего кардинальный прирост нефтеотдачи.
Согласно математическим исследованиям, размер зоны полного потребления закачиваемого в пласт вместе с воздухом кислорода на порядок меньше, чем расстояния между добывающими и нагнетательными скважинами, что обеспечивает безопасную реализацию термогазового МУН.
Результаты исследований показали также, что в широком диапазоне условий закачка воздуха может быть ограничена созданием оторочки в объеме 25-35% объема пор, а затем может быть осуществлен переход на другой вытесняющий агент, в частности, на закачку воды.
Метод ТГВ прошел успешные испытания на ряде месторождений бывшего СССР и США, в тч в 1980х и начале 1990х гг в рамках международного проекта Интернефтеотдача СССР (РМНТК Нефтеотдача) - США (НК Амоко).
В ходе опытно-промышленных работ на месторождениях маловязких нефтей основные положения и прогнозная эффективность метода нашли полное подтверждение.
В частности, на месторождениях с пластовой температурой свыше 50°С происходило практически полное самопроизвольное потребление кислорода воздуха в пласте.
Подтверждена значительная роль и высокая вытесняющая способность формируемого в пласте газового агента - смеси азота с углекислым газом и легкими фракциями нефти.
В процессе опытно-промышленных работ происходило значительное, вплоть до кратного, увеличение добычи нефти. Многие скважины переходили на фонтанный режим работы. Дополнительное извлечение нефти достигало 30-40% и более от остаточных, после заводнения, запасов.
К сожалению, после распада союзного государства и начальной стадии перехода России к рыночной экономике реализация проектов МУН, в том числе по термогазовой технологии, как и успешно действовавшей государственной программы по воспроизводству сырьевой базы за счет увеличения нефтеотдачи, прекратилась.
В тоже время следует особо отметить, что в США промысловые испытания и освоение термогазового МУН получают все большее распространение.
Если в 2004 г. технология ТГВ в США применялась на 6 объектах, то в 2009 г. уже на 11. При этом на конец 2003 г. с применением метода добыто около 150 тыс. т нефти, на конец 2005 г. - около 775 тыс. т, а на конец 2009 г. - 964 тыс. т.
Обобщения опыта применения технологии позволяет сформулировать следующие ее преимущества:
- относительная простота реализации;
- нулевая стоимость используемого газового агента (природный газ, СО2, азот, применяемые в проектах «газового заводнения», необходимо либо вырабатывать, либо, по крайне мере, транспортировать к месту закачки, что стоит определенных денег, тогда как воздух бесплатен и всегда рядом в неограниченных количествах);
- возможность применения технологии на объектах с весьма низкопроницаемыми (0,01 мкм² и менее) и низкопористыми ( менее 15%) коллекторами;
- возможность применения на объектах с водочувствительными коллекторами, непригодными для заводнения;
- высокий потенциал по приросту нефтеотдачи, в том числе на объектах в значительной степени выработанных при заводнении (при нефтенасыщенности менее 40% и даже 30%);
- важнейшим преимуществом технологии является возможность ее осуществления при весьма редких сетках скважин - до 100 га/скв., что крайне важно для глубокозалегающих пластов;
- возможность использования скважин обычной конструкции и реализации технологии на разбуренных месторождениях.
Что касается плотности сетки скважин, не следует полагать, что сетка 100 га/скв. является оптимальной или рекомендуемой, однако сама возможность реализации процесса на таких сетках является примечательной.
Следует также подчеркнуть, что несмотря на возможность доразработки (после заводнения) залежей с применением ТГВ, экономика процесса будет лучше, если ТГВ начинать как можно ранее.
Как отмечено выше, одна из основных особенностей термогазового воздействия состоит в реализации в данной технологии механизмов смешивающегося вытеснения.
Одним из основных условий достижения смесимости фаз является наличие высоких пластовых давлений.
Методы искусственного создания условий, при которых возможна реализация механизмов термогазового воздействия в широком диапазоне геолого-физических свойств месторождений пока только изучаются, и поэтому практическая реализация технологии, сегодня возможна там, где такие условия созданы природой.
К таким благоприятным для реализации технологии объектам относятся месторождения с высокой пластовой температурой и относительно высоким пластовым давлением. Нефти в таких месторождениях, как правило, относительно маловязкие.
Важно отметить, что месторождения нефти на всей территории Сибири с глубинами залегания порядка 2000 м и более характеризуются повышенными пластовыми температурами.
И хотя термогазовая технология может применяться на большом числе месторождений России, вынесение в заголовок статьи указания на Сибирь, подчеркивает особую значимость технологии для данного региона.
Сегодня разработка сибирских месторождений преимущественно ведется путем закачки холодной воды с поверхности, что приводит к нарушению термодинамического равновесия в пластах и к таким негативным последствиям, как повышение вязкости нефти, выпадение парафина, блокирование фильтрации в низкопроницаемых пропластках и, как следствие, к снижению нефтеотдачи.
рис. 1 Динамика нефтеизвлечения в элементе пласта при закачке воды с начальной пластовой температурой (80°С - вариант 1), и холодной воды (8°С - вариант 2)
На рис. слева показаны результаты модельных расчетов динамики нефтеотдачи в площадном элементе при заводнении неоднородного по проницаемости пласта, насыщенного маловязкой нефтью (1,5 мПа•с при пластовой температуре 80°С).
В первом случае (вариант 1) происходило изотермическое вытеснение водой (температура закачиваемой воды на забое нагнетательной скважины 80°С), в варианте 2 температура закачиваемой воды на забое нагнетательной скважины составляла 8°С.
Отчетливо видно, что динамика нефтеотдачи во втором варианте заметно хуже таковой в варианте 1, а конечная нефтеотдача (при достижении обводненности 98%) снизилась более чем на 3%.
Возможное выпадение парафина, блокирование фильтрации в охлажденных пластах при закачке холодной воды не моделировалось и, поэтому, учитывая также то, что на ряде месторождений пластовые температуры могут достигать 100-120°С, представленные результаты являются не самыми негативными.
Особую опасность при холодном заводнении представляют пропластки суперколлекторов ( в том числе трещины гидроразрыва), а также повышенное содержание АСПВ в нефти.
Повсеместно проектирование разработки таких месторождений ведется у нас с использованием изотермических моделей заводнения. К этому настолько все привыкли, что о негативных последствиях холодного заводнения уже даже и не вспоминают.
Все упомянутые месторождения Сибири обладают высоким потенциалом для применения термогазовой технологии.
В отличие от холодного заводнения при термогазовом воздействии на пласт отсутствуют угрозы охлаждения пласта, выпадения парафина, а низкопроницаемые пласты, наоборот, более активно вовлекаются в разработку.
Одним из крупнейших в Сибири является Приобское месторождение.
Значительная часть запасов нефти Приобского месторождения содержится в низкопроницаемых коллекторах и относится к категории трудноизвлекаемых запасов. На их долю приходится около 72% от всех извлекаемых запасов промышленных категорий.
Предполагаемое относительно низкое конечное извлечение нефти при разработке с применением заводнения (20-29% на различных участках, рассчитанное на изотермических моделях) на Приобском месторождении предопределяет актуальность и необходимость разработки и внедрения инновационных МУН.
Особенности геолого-физических параметров продуктивных пластов Приобского месторождения, в первую очередь повышенный уровень пластовой температуры (90-92°С), являются важной предпосылкой целесообразности применения здесь термогазового МУН. Для обоснования целесообразности применения ТГВ на Приобском месторождении были проведены значительные по объему экспериментальные и теоретические исследования.
Для экспериментов использовались керны и пластовые флюиды Приобского месторождения.
Термогазовые смеси (ТГС) изготовлялись путем смешения в бомбе PVT газов, состав которых (CO2, N2, легкие углеводороды) определен по результатам экспериментов по окислению нефтей на трубных моделях. Проведенные в ООО «ГРИТ» (Телин А.Г.) эксперименты по фильтрации на кернах показали, что при растворении ТГС в нефти понижается вязкость и плотность нефти, а при фильтрации ТГС на кернах происходит многоконтактная смесимость с нефтью и практически полное ее вытеснение.
В свою очередь, полученные в ООО «ОЦИиР» (Хлебников Н.В.) кинетические закономерности автоокисления нефти при ТГВ показали:
- наличие 2 стадий окисления с выходом продуктов окисления нефти (N2, CO2, CO, углеводородные газы ~2,5%) - «быстрая» стадия реакции и «основная» стадия (поглощение основного количества кислорода);
- период индукции при автоокислении нефти составляет менее 2 суток при пластовой температуре.
Сравнение экспериментальных данных при многоконтактной смесимости между газом и нефтью Приобского месторождения с одной стороны, и математических исследований ТГВ с другой, показали практически полную сходимость значений коэффициента вытеснения нефти, а именно:
- при фильтрации продуктов окисления нефти в насыпной слим-модели пласта (длиной 9,9 м) Квыт=0,90-0,95;
- при фильтрации ТГС №3 на кернах (ТГС №3 соответствует составу передней части оторочки смешивающегося агента при ТГВ) Квыт=0,93;
- при математическом моделировании ТГВ c применением модели CMG STARS на основе использования уравнений трехмерной трехфазной многокомпонентной фильтрации и описания тепловых процессов Квыт=0,90-0,93.
В процессе работы над проектом развита методика расчета технологических показателей на основе использования современных программных комплексов. В связи с тем, что основной составляющей механизма ТГВ является смешивающее вытеснение, использован следующий метод ускорения расчетов.
В пакете Eclipse 300 построена композиционная изотермическая модель, включающая основные компоненты оторочки и пластового флюида.
Далее на созданной композиционной изотермической модели рассчитаны серии вариантов по обоснованию оптимального объема закачки воздуха для получения максимального значения КИН.
Параметры выбранного варианта далее уточняли на полной неизотермической модели, учитывающей кинетику окисления, многофазность и многокомпонентность потоков. В процессе исследований было проведено обоснование технологических параметров процесса на типовом элементе пласта, включая водовоздушное отношение, забойные давления на скважинах, скорости продвижения оторочки, концентрации компонентов в газовой и жидкой фазах.
Для выбранного варианта были рассмотрены различные подходы по регулированию процесса ТГВ, в том числе, регулирование продвижения фронта как по площади, так и по разрезу, применение чередующейся закачки воздуха и воды.
Расчеты выполнены для нескольких участков Приобского месторождения. Проведены оценка технологических показателей применения ТГВ и их сопоставление с показателями заводнения, оценка экономических показателей ТГВ по действующему регламенту, их сопоставление с экономическими показателями разработки с применением заводнения.
рис. 2 Динамика нефтеизвлечения на одном из участков Приобского месторождения при разработке с применением заводнения и с термогазовым воздействием
На рис. приведено сопоставление расчетных показателей разработки на режиме изотермического заводнения и ТГВ для одного из участков месторождения, насчитывающем 12 скважин.
Видно, что ТГВ при разработке участка, находящегося на начальной стадии разработки, позволяет достичь значения КИН 0,41 при объеме закачки воздуха, составившего 30% от порового объема участка.
Накопленный удельный расход воздуха на добычу нефти не превысил 440 нм³/т.
Необходимо отметить, что в настоящее время продолжаются исследования по совершенствованию технологии ТГВ применительно к Приобскому месторождению, намечены и изучаются новые технологические решения, призванные обеспечить дальнейшее повышение эффективности воздействия.
Проведенная оценка экономической эффективности по вариантам с заводнением, варианту с применением ТГВ на опытном участке (12 скважин) и при промышленном развитии (для участка, включающего 112 скважин), показывает предпочтительность применения ТГВ на промышленном участке, за счет более высоких технико-экономических показателей.
Так, значение КИН за проектный срок разработки на промышленном участке в 1,5 раза выше, чем при заводнении.
Уровень себестоимости добычи нефти по промышленному участку в первые 10 лет и за проектный срок ниже по сравнению опытным участком соответственно в 1,38 и 1,33 раза, а по сравнению с базовым вариантом (технология заводнения) соответственно в 1,7 и почти в 2 раза.
Наибольший чистый дисконтированный доход будет достигнут по промышленному участку в первые 15 лет его эксплуатации с применением ТГВ, и затем его уровень будет снижаться. Применение же заводнения по промышленному участку за проектный срок является убыточным.
В целом, применение ТГВ на пласт АС12 Приобского месторождения позволит повысить нефтеотдачу до 40% и выше, а темпы добычи нефти увеличить в 1,5 раза и выше. Потенциал прироста извлекаемых запасов нефти на южной лицензионной территории (ЮЛТ) Приобского месторождения в случае масштабного применения термогазового МУН оценивается в размере 150-200 млн. т.
рис. 12, 13, 14. Технико-экономическая оценка применения ТГВ на различных участках Приобского месторождения
На основе сопоставительного анализа из нескольких рассмотренных участков намечен первоочередной. Работы по реализации проекта опытно-промышленных работ по ТГВ на Приобском месторождении планируется начать в 2011 г.
Как нам известно, в последние годы в ряде нефтяных компаний ведется работа по подготовке промысловых испытаний МУН, в том числе ТГВ, в различных геолого-промысловых условиях. Вместе с тем, начало испытаний сдерживается, главным образом по экономическим причинам.
В целях обеспечения успешной реализации термогазового метода, а также других современных МУН на месторождениях с трудноизвлекаемыми и нетрадиционными запасами нефти необходима экономическая поддержка государства, особенно на стадии опытно-промышленных работ, когда затраты на обустройство и добычу нефти, на научное обеспечение и промысловые исследования кратно выше, чем при промышленном применении освоенных методов разработки. В этой связи целесообразно обратиться в Правительство России с обоснованием предоставления налоговых каникул и других льгот, в первую очередь на период промысловых испытаний.
Такое стимулирование обосновывается тем, что при успешной реализации и внедрении таких методов извлекаемые запасы увеличиваются в 1,5-2 раза, что равнозначно открытию новых месторождений без затрат на разведку, а для ввода в разработку новых месторождений Восточной Сибири такие стимулы государством уже предоставлены.
Автор: А. Соломатин, ВНИИнефть
