Какой режим разработки является наиболее эффективным

Все о нефти

Как известно, нефть двигается по пласту-коллектору к добывающей скважине под действием перепада давления. Движение происходит при условии, что в пласте давление выше, чем на забое скважины.

В начальной стадии разработки нефтяного месторождения пластового давления, как правило, достаточно для обеспечения притока нефти к скважине. Впоследствии пластовое давление постепенно снижается и для его поддержания требуется проведение специальных мероприятий (организация закачки воды, газа и т.п.).

В зависимости от того, за счет чего происходит восполнение энергии пласта и обеспечивается продвижение нефти к добывающей скважине, способы разработки подразделяют на 3 класса:

• 1 Первичные способы (Primary Recovery)
• 2 Вторичные способы (Secondary Recovery)
• 3 Третичные способы (Tertiary Recovery)

Обычно система разработки месторождения последовательно видоизменяется (если мы говорим о месторождении традиционной легкой нефти): от Первичных способов на I стадии разработки переходят к Вторичным способам на II и III стадиях и к Третичным способам на III и IV стадиях разработки месторождения.

Месторождения нетрадиционной (тяжелой, сверхтяжелой, высоковязкой, сланцевой) нефти требуют нетрадиционного подхода. Разработку таких месторождений начинают сразу с Третичных способов, разрабатывая зачастую совершенно новый уникальный метод.

Первичные способы (Primary Recovery)

Первичные способы — это способы разработки, основанные на извлечении нефти с использованием потенциала внутренней энергии пласта. Приток нефти обеспечивается за счет естественных сил.

Вообще говоря, в нефтяной залежи действует множество факторов, которые влияют на движение флюидов в пласте. Совокупность всех естественных и искусственных факторов, определяющих процессы, проявляющиеся в пористом пласте при его разработке, называют режимом пласта или точнее режимом эксплуатации нефтяной залежи.

Всего при добыче нефти различают 5 режимов:

• – Водонапорный (жестко-водонапорный)
• – Упругий (упруго-водонапорный)
• – Газонапорный (режим газовой шапки)
• – Режим растворенного газа
• – Гравитационный

Плюс еще смешанный режим также иногда выделяют в отдельную категорию.

Водонапорный – основной силой, двигающей нефть к забою скважины, является напор пластовых вод, при котором происходит компенсирование отбора жидкости продвижением пластовой воды в продуктивную часть пласта. Такой режим обычно формируется в водонапорных комплексах литологически однородных и выдержанных высокопроницаемых пластов при относительной близости залежей к областям питания водонапорного комплекса. Конечная нефтеотдача при таком режиме достигает 65-80%.

Упругий – основной силой является упругое расширение пластовой жидкости и породы при снижении пластового давления. При этом режиме отбор жидкости не компенсируется полностью продвижением законтурных вод к залежи. Конечная нефтеотдача – до 50-70%.

Газонапорный – основной силой является напор расширяющегося газа газовой шапки, при котором отбор жидкости полностью не компенсируется продвижением пластовой воды в продуктивную часть пласта. Конечная нефтеотдача – до 40-60%.

Режим растворенного газа – основной силой является расширение газа, выделяющегося из нефти при снижении пластового давления. При этом режиме также отбор жидкости полностью не компенсируется продвижением пластовой воды в продуктивную часть пласта. Формируется при усиленном отборе жидкости из пласта, приводящем к снижению пластового давления до значений, ниже давления насыщения нефти газом. Конечная нефтеотдача – до 10-30%.

Гравитационный – основной силой является сила тяжести самой нефти. Такой режим может проявляться при полной изоляции залежи от водоносной части, а также при отсутствии газа (свободного или растворенного). Довольно редкий режим, обычно возникает на последней стадии разработки в залежи, первоначально эксплуатирующейся при режиме растворенного газа. Конечная нефтеотдача – до 10-20%.

Смешанные режимы могут возникать:

• когда один режим сменяет другой или
• когда отдельные участки залежи работают при различных режимах

Практика разработки месторождений показывает, что добыча нефти при использовании только естественных сил приводит к значительным потерям извлекаемой нефти в недрах. Поэтому уже на ранних стадиях разработки месторождений применяют вторичные или третичные методы воздействия на снижающуюся энергию пласта.

Вторичные способы (Secondary Recovery)

Вторичные способы – это способы разработки, в которых извлечение нефти из пласта происходит с использованием поддержания внутрипластовой энергии за счет закачки воды или газа (в газовую шапку). Другими словами, вторичные способы основаны на искусственном поддержании пластового давления.

По сути, есть только два метода, которые относятся к вторичным:

• α Поддержание пластового давления закачкой воды. В этом случае реализуется водонапорный режим эксплуатации залежи.
• β Поддержание пластового давления закачкой газа в газовую шапку (для залежей с наличием газовой шапки). В этом случае реализуется газонапорный режим.

Вторичные способы разработки нефтяных месторождений – наиболее распространенные.

Третичные способы (Tertiary Recovery)

К третичным способам относят методы увеличения нефтеотдачи (МУН). Это методы основанные на извлечении нефти с использованием потенциала внутрипластовой энергии за счет закачки агентов, отличающихся от используемых при вторичных способах повышенным потенциалом вытеснения нефти – тепловые, газовые, химические, микробиологические.

Другими словами, третичные способы – это способы, при которых мы не только искусственно поддерживаем пластовое давление, но и изменяем свойства агентов вытеснения и/или свойства нефти, содержащейся в пласте. И таким образом, обеспечиваем повышение степени извлечения нефти из пласта.

Существует 4 пути повышения степени извлечения нефти из пласта:

• Снижение объема нефти остающейся в порах горной породы;
• Уменьшение количества (или площади) недренируемых зон, то есть зон, в которых не происходит перемещение нефти к добывающим скважинам. Такие зоны могут образовываться «благодаря» определенному расположению скважин (т.е. зависят от сетки скважин на месторождении);
• Снижение вероятности кинжальных прорывов воды. Такие прорывы происходят при вытеснении нефти водой, когда закачиваемая вода находит кратчайший путь к добывающей скважине по узкому каналу. В результате мы вместо нефти добываем воду из добывающих скважин, а в пласте при этом остаются не охваченные вытеснением зоны;
• Предотвращение возникновения зон пониженного давления. Зон, в которых давление закачиваемой воды значительно снижается в связи с уменьшением толщины пласта.

Разные методы увеличения нефтеотдачи находятся в разном состоянии изученности. Например, закачка пара или полимерное заводнение относятся к хорошо изученным методам, подтвердившим свою эффективность. Парогравитационное воздействие, закачка углекислого газа (СО₂), растворителей, внутрипластовое горение характеризуются как развивающиеся и/или в стадии опытно-промышленных испытаний. Применение азотных/углекислотных пен, внутрипластовый каталитический крекинг тяжелой нефти, различные гибридные методы находятся в стадии изучения.

В настоящее время в достаточной степени освоены и применяются в промышленных масштабах следующие четыре группы методов увеличения нефтеотдачи:

• Тепловые методы (вытеснение нефти теплоносителями, воздействие с помощью внутрипластовых экзотермических окислительных реакций);
• Газовые методы (закачка углеводородных газов, жидких растворителей, углекислого газа, азота, дымовых газов);
• Химические методы (заводнение с применением поверхностно-активных веществ (ПАВ), полимерное, мицелярное заводнение и др.);
• Микробиологические методы (введение в пласт бактериальной продукции или ее образование непосредственно в нефтяном пласте).

Практическое применение МУН – штука довольно сложная. Нет однозначного ответа, как и каким образом применять тот или иной метод. Каждое месторождение требует индивидуального подхода. Методы повышения нефтеотдачи могут иметь значительный эффект при условии что это подходящие для данного конкретного месторождения методы.

Эффективность разработки нефтяных месторождений

С 1978 г. 35 лет нефтяники Югры обеспечивают более 50% добычи нефти России. Стабильная добыча нефти в Югре и в целом в Западной Сибири во многом определяет стабильную добычу нефти в России.

С 1999 г. добыча нефти в Югре росла и достигла в 2007 году 278 млн т. Прирост за 9 лет составил 108 млн т, или 65%. С 2008 года рост добычи прекратился и за 6 последующих лет снижение составило 18 млн т (6,5%). Рис. 1 демонстрирует динамику добычи нефти за последние годы. Следует обратить внимание что, объем эксплуатационного бурения — основной показатель, определяющий уровень инвестиций в отрасль, постоянно растет, за последние 7 лет бурение выросло почти в два раза до 13,7 млн метров. Основной причиной снижения добычи нефти является ухудшение качества вновь вводимых запасов, они становятся все более трудно извлекаемыми. Об этом факте свидетельствует снижение средних дебитов по нефти, особенно новых скважин, рост обводненности продукции.

Рис.1. Динамика добычи нефти в России и Югре

Качество запасов нефти новых месторождений — это природный фактор, а технологии разработки месторождений — это “ человеческий фактор”. На наш взгляд, и в условиях ухудшения качества запасов стабилизация добычи нефти возможна, путем внедрения новых современных технологий разработки. Большую роль в решении этой задачи призваны сыграть методы увеличения нефтеотдачи (МУН). На рис.2 приведена динамика прироста добычи от МУН, на рис. 3 динамика удельного прироста добычи на одну скважино-операцию, которая свидетельствует о снижении их эффективности.

Рис.2. Динамика прироста добычи нефти от методов интенсификации и увеличения нефтеотдачи

Рис.3. Динамика эффективности выполненных мероприятий на месторождениях ХМАО-Югры

Очевидно, что традиционные технологии разработки месторождений и МУН исчерпали свои возможности для роста добычи. Стратегия повышения нефтеотдачи состоит в создании новых технологий нефтедобычи, которые должны базироваться на глубоких фундаментальных исследованиях.

Сложившееся в нефтедобыче Югры положение может быть улучшено только на путях инновационного развития отрасли. Инновации являются одним из средств, которые можно противопоставить ухудшению сырьевой базы добычи, росту обводненности продукции, снижению дебитов скважин. Это подразумевает серьезное научное сопровождение разработки, глубокое изучение керна и пластовых флюидов. В настоящее время невозможно создание инновационных технологий без изучения тонкой поровой структуры горной породы, без определения энергетической структуры начальных и текущих запасов нефти, без изучения взаимодействия пластовых флюидов с горной породой, без моделирования процессов нелинейной фильтрации с использованием законов молекулярно-кинетической теории, без использования воздействия на продуктивные пласты различных физических полей. Инновационные прорывные технологии должны обладать высокой наукоемкостью и давать ощутимый эффект, выражающийся в значительном приросте извлекаемых запасов. Наибольший интерес представляют технологии, использующие энергию самого пласта, например «пенный режим фильтрации углеводородов», а также технологии, применяемые при добыче «сланцевой нефти», объектом для которой может послужить баженовская свита.

Мы солидарны с предложениями Р.Х. Муслимова, о кардинальной, глубокой переоценке запасов действующих месторождений, о массированном применении МУН третьего и четвертого поколения, с целью использовании остаточных запасов, о применении инновационного проектирования разработки. Большой интерес представляет предложение об организации опытных полигонов для отработки применимости МУН в конкретных горно-геологических условиях и о необходимости государственного финансирования фундаментальных исследований в области повышения нефтеотдачи.

В мировой нефтепромысловой практике, помимо традиционных технологий, в настоящее время разрабатывается и внедряется широкой набор технологий, позволяющих с большой эффективностью вырабатывать трудноизвлекаемые запасы нефти.

Но внедрение этих технологий в жизнь сдерживается из-за сложившейся к настоящему времени законодательной и нормативной практики. Мы используем нормативные документы прошлого века, а нам нужно внедрение новых технологий проектирования разработки месторождений, нужно “инновационное проектирование” разработки месторождений нефти и газа.

Обратимся к использованию остаточных запасов, объемы которых даже в длительно разрабатываемых месторождениях огромны.

Имеются возможности эффективной выработки остаточных запасов. Возьмем одну из комплексных технологий физико-химического воздействия на пласт АСП, предусматривающую закачку в пласт полимеров, щелочи, ПАВ и позволяющую добыть дополнительную нефть, не стоящую на балансе. Мы подобрали в Югре на 73 месторождениях 157 объектов, подходящих по геологическим условиям для применения этой технологии, предварительно проведя консультации со специалистами Французского института нефти (IFP) по применимости этих технологий в наших геологических условиях. Расчет показал, что при внедрении этой технологии на выбранных объектах в перспективе до 2030 г. дополнительная добыча нефти составит суммарно 2,4 млрд т нефти, а коэффициент извлечения нефти увеличится до 49%, что значительно больше стоящего на балансе 41%. Применение этой технологии дает не только возможность стабилизировать добычу нефти, но и позволяет обеспечить действительно рациональное пользование недрами, важнейшую на настоящее время государственную задачу. В настоящее время один из недропользователей, работающих в округе, «Салым Петролеум Девелопмент НВ» исследует возможности данного вида воздействия на Западно-Салымском месторождении. Начало опытно-промышленных работ намечено на 2014 год.

Это только один из методов повышения эффективности разработки, но их перечень можно расширить. Большие возможности для повышения эффективности разработки имеют газовые, газоводяные и термогазовые методы. В мире более 150 месторождений разрабатывается с закачкой углеводородного газа, углекислого газа, азота. С помощью газовых методов в Норвегии удалось поднять КИН с 30% до 50%, и они ставят задачу довести его до 60%.

Значительный прогресс был достигнут в результате применения пенного гидроразрыва пласта и многозонного гидроразрыва в горизонтальных скважинах.

Незаслуженно забыты дилатансионные методы, в свое время успешно опробованные на Мамонтовском месторождении в 1988 г., а сейчас применяемые в Казахстане и на месторождениях «Лукойл Калининград-Морнефть». При опробовании технологии на Мамонтовском месторождении дебит по нефти скв. №587 увеличился с 20 до 40 т/сут (в 2 раза), скв. №612 с 15 до 53 т/сут (в 3,5 раза), скв. №688 с 7,2 до 40 т/сут (в 5,5 раз). Продолжительность эффекта 1,5 – 2 года при длительности эффекта от ГРП 4 – 6 месяцев. Положительное влияние технологии частично прослеживалось и по соседним скважинам.

К сожалению не получила должного развития в округе технология одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ), позволяющая на многопластовых месторождениях обходиться без бурения лишних скважин, используя одну скважину вместо двух. Следует иметь ввиду, что в условиях многопластовых нефтяных месторождений Ханты — Мансийского автономного округа – Югры внедрение тысячи установок одновременно — раздельной эксплуатации позволит обеспечить прирост годовой добычи нефти в 2,5 млн.т. А если оснастить этими установками 10% добывающего фонда округа, то прирост увеличится до 15 млн.т, т.е. есть о чем подумать недропользователям.

Несколько слов о пороховом генераторе давлений акустическом, разрабатанным «Пермским пороховым заводом». Анализ его опробования на низкодебитных скважинах Шаимского района показал, что прирост дебита скважин по нефти в среднем составил 2,5 раза. Технология как бы создана для интенсификации низкодебитных скважин. Учитывая, что в 2012 г. на месторождениях Югры с дебитом менее 5 т/сут работало 32 тыс. скважин с годовой добычей 20 млн.т, можно ожидать от применения этой технологии существенный прирост годовой добычи нефти округа.

Технология реализации методов, химические реагенты, оборудование дорогостоящие, поэтому в зависимости от объема применения, произведенных затрат и получаемого эффекта потребуется стимулирование этих работ со стороны государства. Необходимо внести изменения в налоговое законодательство, предоставление налоговых льгот, хотя бы частично покрывающих дополнительные затраты компаний и стимулирующие их к внедрению современных инновационных технологий.

Кроме того, в период их внедрения необходимы полигоны для испытания, опробования и доводки технологий до оптимального режима работы, а также необходимы полигоны для выработки технологий добычи нетрадиционных запасов баженовской свиты. Статус полигона следует законодательно закрепить, так же как понятие трудноизвлекаемых и нетрадиционных запасов. На наш взгляд, и технологии, которые предлагается стимулировать со стороны государства, должны быть закреплены законодательным или нормативным документом. Ведь зачастую делаются попытки объявить новыми технологии, которые применяются более 50 лет и от которых нечего ждать эффекта.

Большие нарекания вызывает сама система технологического проектирования разработки нефтяных месторождений, излишне формализованная. Технологическое проектирование должно быть инновационным, базироваться на качественной исходной информации, которой зачастую не хватает из-за экономии на исследованиях. Проектный документ должен предусматривать внедрение новых технологий. В геолого-технологических моделях месторождений, используемых для прогнозирования технологических параметров. при недостатке информации недопустимы произвольные допущения, необоснованные аналогии, домыслы, догадки. Модели должны быть адекватны реальным горно-геологическим условиям месторождения. Слабым местом проектных технологических документов является экономическое обоснование вариантов разработки из-за неопределенности нормативов затрат, различающихся у недропользователей даже одного региона. В Казахстане во избежание этого предусмотрена экономическая экспертиза проектных документов. Одним из существенных недостатков существующей системы технологического проектирования является необязательность выполнения утвержденных решений, т.к. не предусмотрен должный контроль за их выполнением. В законодательном порядке необходимо предусмотреть мониторинг разработки и выполнения проектных решений. Необходимо добиваться не только достижения проектных уровней добычи и бурения, но и проведения всего комплекса исследований, предусмотренных проектным документом.

На рис. 4 приведен прогноз добычи нефти до 2030 г., разработанный Центром рационального недропользования Югры им. В.И. Шпильмана. В прогнозе предусмотрены два варианта: вероятный и инновационный, которые различаются между собой объемами внедрения инновационных технологий. Мы сейчас идем по нижнему варианту, а при применении инновационных технологий за 10-15 лет можно бы было стабилизировать добычу нефти в Югре на уровне 250 млн т в год.

Рис.4. Сопоставление фактической добычи нефти с энергетической стратегий, разработанной в НАЦ РН им. В.И. Шпильмана

Наши предложения по повышению эффективности разработки нефтяных месторождений:

1. Государственное стимулирование методов увеличения нефтеотдачи с применением инновационных технологий и разработки нетрадиционных запасов типа высоковязких, сланцевых (в частности, нефти баженовской свиты). Государственное стимулирование должно предусматривать налоговые льготы на начальном этапе внедрения до выхода месторождения на режим рентабельной разработки.
2. Необходимо законодательно определить четкие критерии определения инновационных технологий, трудноизвлекаемых, нетрадиционных запасов и их категории.
3. Совершенствование системы технологического проектирования разработки нефтяных месторождений, которое должно стать инновационным проектированием, базирующемся на надежной качественной исходной информации. Необходимо сформулировать требования к проектным документам, которые должны предусматривать опробование и внедрение новых технологий на базе достоверных геолого-технологических моделей месторождений. Должен быть повышен уровень экономического обоснования вариантов разработки с последующей экспертизой во избежание завышения расходов.
4. Особое внимание должно быть уделено полигонам для опробования инновационных методов. Следует законодательно определить их статус.
5. Составной частью системы государственной экспертизы разработки месторождений должен стать законодательно предусмотренный мониторинг разработки и выполнения проектных показателей.
6. Противопоставить снижению уровней добычи нефти в округе можно только инновационные технологии разработки, но им необходима законодательная поддержка.

Статья «Эффективность разработки нефтяных месторождений» опубликована в журнале «Neftegaz.RU» (№4, 2013)

Толстолыткин Игорь Петрович
Академик РАЕН, заведующий отделением добычи и разработки нефтяных месторождений Научно-исследовательского центра рационального недропользования ХМАО

Мухарлямова Наиля
АУ ХМАО-Югры “Научно-аналитический Центр Рационального недропользования им. В.И. Шпильмана»

Режимы нефтяных залежей

Чем более открыта в гидрогеологическом отношении залежь, тем более высока вероятность ее разрушения за счет движения и обмы­вания водой. Знание геогидродинамической зоны (активного (сво­бодного) водообмена, затрудненного, отсутствие водообмена (весьма затрудненного)), в которой находится залежь или нефтегазовое ме­сторождение, дает объективный материал для составления обосно­ванных, рациональных и экономически выгодных проектов разра­ботки отдельных залежей и в целом месторождений.

В зависимости от преобладающего источника энергии в процессе эксплуатации выделяют следующие основные режимы нефтяных залежей: 1) водонапорный; 2) упруго-водонапорный; 3) газона­порный (или режим «газовой шапки»); 4) режим растворенного газа; 5) гравитационный.

Режимы 1—3 — режимы вытеснения, а 4 и 5 — режимы истощения пластовой энергии. Реально иногда одновременно сосуществует не­сколько режимов. В исследованиях устанавливают главный режим и сопутствующие ему режимы, но в процессе эксплуатации они не­прерывно изменяются вследствие изменения характера проявля­ющихся сил, физических свойств коллектора, свойств нефти, газа и вод, температурных условий, приятых технологических схем экс­плуатации, применяемых искусственных методов воздействия на за­лежь с целью интенсификации добычи нефти, Наконец, следует учитывать, что при эксплуатации нефтяной залежи режимы залежи могут меняться. Так, можно преобразовывать малоэффективные ре­жимы в режимы более эффективные, при которых возрастают коэф­фициенты нефтеотдачи за счет применения различных методов воздействия на нефтяную залежь. Следует всегда стремиться с макси­мальной полнотой использовать природные источники пластовой энергии, применяя для этого наиболее рациональные методы экс­плуатации.

1. Водонапорный режим залежей.

При данном режиме основной дви­жущей силой, вытесняющей нефть к забоям эксплуатационных скважин, является напор краевых вод. При таком режиме дебиты и давления в процессе эксплуатации скважины остаются посто­янными или несколько снижаются, если нарушается баланс между извлекаемой из пласта жидкостью и поступлением краевых вод в пласт. Газовые факторы обычно низкие и не изменяются во вре­мени, т.е. остаются постоянными, если давление не снижается менее давления насыщения нефти газом в залежи. В процессе эксплуа­тации и отбора жидкости (нефти и вод) происходит постоянное перемещение контура нефтеносности и, как следствие, обводнение эксплуатационных скважин краевыми водами. При появлении в эксплуатационных скважинах пластовых (краевых) вод непре­рывно увеличивается добыча вод, поступающих совместно с нефтью. Водонапорный режим нефтяной залежи будет весьма эф­фективным в случае, если водонапорная система, в пределах которой установлены нефтегазовые залежи, имеет значительные раз­меры, а в ее строении принимают участие высокопроницаемые песчаные пласты и отмечается большое гипсометрическое превы­шение области питания по отношению к гипсометрической отметке залегания нефтяной залежи.

2. Упруговодонапорный режим залежей.

При любом режиме, как правило, проявляются упругие силы, поэтому упругий режим надо рассмат­ривать не как самостоятельный, а как сопутствующую фазу водона­порного режима. При данной фазе основными источниками энергии являются расширение вод, заключенных в коллекторе, и уменьшение объема пор породы. Известно, что сама по себе упругость жидкости и пласта очень мала, но при значительных размерах водонапорных систем и больших пластовых давлениях в результате расширения жидкости и уменьшения объема пор (трещин) из пласта в скважины дополнительно вытесняется большое количество жидкости. Упругие свойства жидкости и пласта характеризуются коэффициентами сжи­маемости соответственно жидкости и пласта.

В связи с этим при изучении гидродинамических систем, к ко­торым приурочены нефтяные залежи, необходимо наряду с гидродинамическими характеристиками изучать их упругоемкость, что позволяет определять количество жидкости, которое может быть извлечено из залежей за счет сил упругости при снижении давления от Р₀ до Р.

Наиболее эффективно упруговодонапорный режим проявляется при плохой или недостаточной связи с областью питания и в том случае, когда нефтяная залежь удалена от области питания на большое расстояние. При упруговодонапорном режиме в отличие от чисто водонапорного при одном и том же установившемся темпе отбора жидкости из залежи наблюдается непрерывное падение ди­намического давления. При этом режиме пластовое давления тесно связано с текущим и суммарным отбором жидкости из залежи.

3. Газонапорный режим залежей.

По мере отбора нефти из нефтяной за­лежи пластовое давление постепенно снижается, а расширяющийся газ из «газовой шапки» вытесняет нефть к забоям эксплуатационных скважин. До подхода газа из «газовой шапки» к забоям эксплуатаци­онных скважин газовые факторы резко возрастают и в конечном итоге скважины переходят на фонтанирование газом. Если при на­личии «газовой шапки» нефтяную залежь окаймляют напорные кон­турные воды, то в период эксплуатации преобладает газ как источник энергии. Но при непрерывном снижении пластового давления в «га­зовой шапке» наступает момент, когда начинается процесс переме­щения нефти под влиянием напора контурных вод в «газовую шапку». Этого нельзя допускать, так как много нефти будет потеряно на смачивание сухих песков «газовой шапки».

4. Режим залежей растворенного газа.

При данном режиме основным источником энергии, перемещающей нефть к забоям эксплуатаци­онных скважин, являются расширение пузырьков газа при его выде­лении из нефти. При эксплуатации нефтяной залежи, обладающей режимом растворенного газа, дебиты скважин и пластовые давления непрерывно снижаются и газовые факторы также не остаются постоянными, возрастая в первый период и затем резко снижаясь. При меньшем пластовом давлении в нефтяной залежи появляется сво­бодный газ, который значительно уменьшает фазовую проница­емость для нефти, что приводит к снижению эффективности режима растворенного газа.

Контурные воды при данном режиме не внедряются в нефтяную залежь, а если перемещение все же происходит, то обычно оно не­значительно. Залежам нефти, обладающим режимом растворенного газа, обычно свойственны коллекторы с низкой проницаемостью и небольшой пористостью. У этих пластов значительная фациальная изменчивость. Некоторые пласты характеризуются постоянной мощ­ностью, вполне удовлетворительной и даже хорошей проницаемо­стью и высокой пористостью, и только за пределами нефтяных за­лежей физические свойства коллекторов резко ухудшаются и иногда они переходят в сильно глинистые песчаники. Данный переход воз­можен в залежах с водонапорным режимом и режимом «газовой шапки» при снижении пластового давления ниже давления насы­щения нефти газом. При этом режиме в связи с более низким, чем при водонапорном режиме, и режиме «газовой шапки», коэффици­ентом нефтеотдачи переход этот допускать нежелательно.

В зонах весьма затрудненного водообмена или отсутствия водо­обмена нефтяные залежи могут находиться под воздействием различных режимов, но наиболее распространены режимы растворен­ного газа и газонапорные. Если в зонах отсутствия водообмена пласты хорошо проницаемы, прослеживаются на значительной пло­щади и имеют области питания, то в нефтяных залежах, приуро­ченных к ним, создаются условия, благоприятные для упруговодо­напорного режима. Там, где продуктивные пласты не выходят на дневную поверхность и не имеют области питания или она уда­лена на очень большое расстояние от нефтяной залежи, пластовые давления в процессе разработки залежей могут быстро снижаться и упруговодонапорный режим в режим перейдёт в режим растворенного газа.

5. Гравитационный режим залежей.

Гравитационный режим — такой режим, когда энергия напора обусловлена исключительно силой тяжести самой нефти. Как пра­вило, газ в нефтяной залежи отсутствует. Данный режим принято подразделять:

• на напорно-гравитационный, проявляющийся в том случае, когда коллектор обладает высокой проницаемостью и имеет наклон; при этом продвижение нефти в сторону наклона в пониженные части пласта облегчается за счет действия силы тяжести. Дебиты скважин, забои которых расположены на наиболее низких гип­сометрических отметках пласта, довольно высокие, коэффициент нефтеотдачи повышенный;
• на гравитационный режим со свободным зеркалом нефти, ко­торый наблюдается в пологозалегающих пластах с плохими кол­лекторскими свойствами. Уровни нефти в скважинах находятся, как правило, ниже кровли залежи. Дебиты скважин обычно низкие, так как нефть к забоям скважин притекает с ограни­ченной площади из зоны, прилегающей к данной скважине, вследствие чего образуется свободная поверхность нефти. Можно сказать, что на формирование гравитационного режима нефтяной залежи гидродинамические условия не оказывают заметного влияния.

Изложенное позволяет сделать вывод о том, что детальное гидро­геологическое изучение стратиграфических комплексов осадочных отложений позволяет предвидеть возможные режимы основных за­лежей, которые подлежат разведке.

Правильные прогнозы о режимах нефтяных залежей по новым районам, которые подлежат разведке с применением глубокого бу­рения, возможны только после детальных региональных гидрогео­логических, гидрохимических и геотермических исследований, изучения строения структур и фациально-литологических условий основных водоносных комплексов.

Все о нефти

Каждое месторождение нефти уникально и требует индивидуального подхода. Эту истину знает каждый нефтяник, занимающийся разработкой месторождений.

В то же время каждое нефтяное месторождение проходит определенный жизненный цикл, состоящий из нескольких характерных этапов. Например, на этапе разработки месторождение нефти проходит через определенные стадии, которые так и называются: стадии разработки месторождения.

Наиболее наглядно этапы разработки нефтяного месторождения видны на графике добычи нефти (Рисунок 1). Всего различают 4 стадии разработки месторождения нефти:

I стадия – стадия интенсивного освоения нефтяного месторождения

II стадия – максимальный уровень добычи

III стадия – стадия падения добычи нефти

IV стадия – поздняя (завершающая) стадия разработки

Рисунок 1. Стадии разработки месторождения нефти

I стадия характеризуется интенсивным разбуриванием месторождения. На этой стадии вводят в эксплуатацию основной проектный фонд скважин и организуют предусмотренную проектом систему разработки. I стадия характеризуется ростом добычи нефти. Нефть добывается, как правило, практически безводная, хотя возможна небольшая обводненность продукции скважин.

II стадия — стадия сохранения достигнутого наибольшего годового уровня добычи нефти. На этой стадии бурят и вводят в эксплуатацию оставшиеся скважины основного фонда и значительную часть резервных скважин, развивают систему воздействия на пласты. С целью удержания добычи нефти на максимальном уровне выполняют комплекс мероприятий по регулированию процесса разработки. Длительность этой стадии невелика — порядка 4-5 лет.

III стадия — стадия падения добычи нефти вследствие извлечения из недр большой части запасов; на этой стадии с целью замедления падения добычи осуществляют дальнейшее развитие системы воздействия путем освоения под закачку воды дополнительных скважин, продолжают бурение резервных скважин, выполняют изоляционные работы в скважинах, начинают форсированный отбор жидкости из обводненных скважин, проводят другие мероприятия по управлению процессом разработки. На этой стадии с учетом большой изученности и проведения детальных исследований внедряются более эффективные геолого-технические мероприятия.

IV стадия — завершает период разработки: характеризуется дальнейшим снижением добычи нефти при низких темпах разработки; на этой стадии выполняют те же виды работ по регулированию разработки, что и на предыдущих стадиях.

Первые три стадии составляют основной период разработки. В это время отбирается 80-90% извлекаемых запасов нефти месторождения. Четвертую стадию называют завершающим периодом.

Длительность каждой стадии и объемы добычи нефти определяются проектной документацией на разработку месторождения.

Реальные примеры месторождений

График добычи нефти, приведенный на рисунке 1 – это пример идеального случая. В реальности динамика добычи нефти может немного отличаться от представленного.

На рисунке 2 приведен реальный график добычи нефти месторождения, которое в данный момент находится в I-й стадии разработки. До того как месторождение было введено в промышленную разработку, на месторождении осуществлялась пробная эксплуатация разведочных скважин. Таким образом, график добычи несколько отличается от графика на рисунке 1.

Рисунок 2. Динамика добычи нефти. Месторождение в I стадии разработки

А вот пример месторождения находящегося в IV стадии разработки (Рисунок 3). На графике добычи нефти явно выделяется форсирование отборов ближе к концу IV стадии. Форсированные отборы привели к некоторому увеличению добычи нефти, но уже видно, что добыча нефти снова пошла на спад.

Рисунок 3. Динамика добычи нефти. Месторождение в IV стадии разработки

Жизненный цикл месторождения нефти

В более широкой перспективе помимо четырех стадий разработки можно выделить еще несколько этапов.

До того как начать разработку нефтяного месторождения его необходимо еще найти. И не только найти, а еще и оценить его запасы и добычный потенциал. Только в случае наличия достаточных запасов нефти и технологических возможностей их извлечения приступают к разработке месторождения. Так вот, поиск и разведку месторождения нефти, оценку его потенциала можно выделить в отдельный этап. Условно назовем этот этап нулевой стадией. На этой стадии у нас нет добычи нефти, зато есть затраты на проведение комплекса различных исследований, бурение опорных, параметрических, поисковых, разведочных скважин.

Еще один важный момент, о котором не стоит забывать — это комплекс работ, который необходимо осуществить после того как разработка месторождения перестала быть рентабельной (вследствие снижения добычи нефти до минимального уровня и/или достижении предельной обводненности продукции скважин). По мере извлечения нефтяных запасов добыча нефти снижается, при этом обводненность продукции скважин достигает максимальных значений. После того как дальнейшая разработка месторождения перестает быть рентабельной, добычу нефти прекращают, скважины ликвидируют (или консервируют), а лицензию на разработку возвращают в соответствующие государственные органы. Этот этап является завершающим в жизненном цикле месторождения нефти.

Таким образом, весь жизненный цикл месторождения будет выглядеть так:

Рисунок 4. Жизненный цикл месторождения нефти

В зависимости от того на каком этапе своего жизненного цикла находятся месторождения их подразделяют на новые (green fields) и зрелые (brown fields).

К новым месторождениям относят перспективные участки на этапе поиска и разведки, а также месторождения в I или II стадиях разработки. Такие месторождения требуют значительных капитальных вложений при отсутствии или недостаточном потоке наличности от добычи нефти.

Зрелые месторождения – это месторождения в III или IV стадиях разработки. Такие месторождения не требуют таких значительных капитальных вложений, как новые месторождения. Вся инфраструктура к этому времени уже построена, система разработки реализована. Зрелые месторождения, как правило, генерируют стабильный денежный поток даже с учетом затрат на поддержание добычи нефти и расшивку ограничений инфраструктуры.