Как найти коэффициент извлечения нефти

Нефтеотдача, или коэффициент извлечения нефти, (КИН) — отношение количества добываемых запасов к величине природной горючей жидкости, находящейся в пласте-коллекторе. По оценке, проведенной в 2006 году, мировой показатель находился в диапазоне от 0,3 до 0,35 (30—35%). Если планируется получение КИН более 40−50%, то считается, что это активные ресурсы. При значении 20−30% специалисты называют их трудноизвлекаемыми залежами.

Геологические и извлекаемые запасы

Помимо проектного, существует текущий коэффициент, который показывает количество уже добытых геологических ресурсов. Его значение всегда меньше проектного. Обычно когда специалисты говорят о запасах, то они подразумевают извлекаемые ресурсы, а если речь идет о КИН, то имеют ввиду плановый показатель.

Формула коэффициента извлечения нефти — КИН = Q изв. / Q геол., где:

• КИН — коэффициент нефтедобычи;
• Q изв. — извлекаемые запасы;
• Q геол. — геологические залежи.

Значение коэффициента зависит от многих факторов, а у каждого месторождения свой показатель. Величина КИН во многом зависит от технологии и методов разработки конкретных залежей. Методы бывают:

1. Первичные. Нефтедобыча осуществляется под естественным давлением, которое практически существует на всех месторождениях. Вместе с нефтью выходят на поверхность вода и газ, которые также находятся в пластах. Таким способом удается извлечь до 10% от всей нефти.
2. Вторичные. Через специальные скважины проводится закачка в пласт воды или газа. Этот метод позволяет поддерживать требуемое давление внутри пласта, выдавить природную горючую жидкость к добывающим скважинам, и тем самым повысить коэффициент нефтеотдачи. Формула в этом случае выглядит так — КИН = К выт. x К охв., где: К выт. — показатель вытеснения нефти водой, К охв. — показатель охвата пласта при вытеснении нефти. По России при вторичном методе средние значения коэффициентов находятся в диапазоне 30−40%.
3. Третичные — любые способы, которые направлены на увеличение коэффициента нефтеизвлечения после вторичных методов. Сегодня известно довольно много способов, но наиболее популярны тепловые и газовые.

Нефтедобывающие предприятия чаще используют закачку воды, так как в этом случае конечный результат более эффективен. Добыча нефти с закачкой воды уже несколько десятилетий считается стандартной технологией на всех месторождениях.

Вода в коллектор закачивается соленая. Ее берут из глубоких влагонасыщенных пластов. Газ, закачиваемый в пласт, кроме поддержания давления, удаляет излишки попутной с нефтью углеводородной смеси.

Третичные разработки

В третичных разработках тепловой метод применяется для месторождений горючего с высокой вязкостью, которые относятся к труднодобываемым или нетрадиционным залежам. Особо больших результатов добычи от такого метода не бывает. Суть его в том, что в пласт подается горячая вода, которая разжижает природное горючее, тем самым облегчая его добычу.

Газовый способ чаще используется на месторождениях традиционного топлива, чтобы увеличить нефтеотдачу при заводнении. Его технология заключается в том, что периодически чередуется закачка воды и газа. Попутный нефтяной газ представляет собой смесь углеводородов, которые отлично растворяются в природном горючем.

Смесь углеводородов сильно увеличивает объем нефти, которая опять начинает перемещаться к рабочим скважинам. Такой метод увеличивает коэффициент нефтеотдачи на 5−10%, то есть эффективность добычи вырастает очень слабо, так как основная масса залежей остается в пластах. Это происходит потому, что вязкость у газа в несколько раз меньше, чем у нефти.

Закачиваемая в нагнетательные скважины углеводородная смесь по прямой линии сразу попадает на участок добычи, захватив только тот объем топлива, который попался по пути. Чтобы исправить ситуацию, нефтяные предприятия чередуют закачку газа и воды. Существуют еще и другие третичные методы, но все они находятся на стадии опытных разработок.

Технология заводнения

В пласте, помимо природной горючей жидкости, находится довольно большое количество воды. Закономерно, что нефть и вода не смешиваются, а между ними существует четкая граница. При этом жидкость расположена вокруг топлива, которое расположено в центре пластов и с горной породой не соприкасается.

В процессе откачки нефти сначала вода никуда не течет, так как она связана с частицами горной породы. Когда начинается подача в пласт жидкости, то ее объем увеличивается, а количество горючего уменьшается. Часть влаги начинает перемещаться в пласте вместе с нефтью, и в скважинах добычи появляется попутная вода.

Когда ее в пласте набирается очень много, то жидкость закупоривает поры и не дает нефти выйти наружу. Это природное горючее практически невозможно вытеснить методом заводнения, так как для этого необходимо создать высокое давление.

Та часть топлива, которую выдавливают водой, называется коэффициентом вытеснения. Пласт-коллектор, в котором выдавливание нефти водой закончено, называется промытым. Ежесуточный поправочный коэффициент дисбаланса между оперативной и фактической добытой нефтью, называется парковым.

Практически невозможно осуществить стопроцентное выдавливание горючего, так как не все участки месторождений промываются хорошо. Объясняется это некоторыми факторами:

• неоднородным строением пластов;
• довольно большой их удаленностью;
• вода тяжелее нефти, поэтому находится в нижних слоях, а верхние не всегда удается промыть.

Часть объема топлива, которую удается промыть, называется коэффициентом охвата, и обычно он находится в диапазоне от 50 до 60%. Произведение коэффициентов вытеснения и охвата определяет показатель проектной добычи нефти.

Методы повышения нефтеотдачи

Для того чтобы повысить коэффициент нефтеотдачи, применяется комплекс действий, направленный на повышение качества нефтяного пласта. Он обладает тремя основными свойствами: пористостью, проницаемостью, трещиноватостью. Обычно на пористость повлиять никак нельзя, а проницаемость и трещиноватость подвергается воздействию несколькими методами.

Гидравлический разрыв пласта и влагонагнетание

Процедура воздействия на участок месторождения путем резкого повышения давления за счет подачи в штрек большого объема воды называется гидравлическим разрывом пласта. Кроме того, зачастую нефтедобывающие предприятия осуществляют микровзрыв в призабойной зоне.

После этого происходит распространение трещин, которые раскрывают поры, и их соединение. В результате чего нефть начинает перемещаться по пласту и попадает в добывающую скважину. Обычно после взрыва добычу горючего останавливают на некоторое время, чтобы возле забоя скопилось больше нефти.

Водонагнетание приводит к улучшению проницаемости. В старых скважинах, которые не дают требуемого количества нефти, вместо откачки жидкости осуществляют принудительную подачу воды в пласт. В коллекторе вода немного поднимает давление и выталкивает остатки горючего от скважины.

Передвигаясь по пласту, нефть прибивается к рабочей скважине, а оттуда ее можно добыть. Метод применяется в кустовых разработках, где куст — это большое количество скважин на ограниченной площади.

Реагентно-активационный способ

Этот метод позволяет контролировать стабильность пласта к воздействиям извне. Технология заключается в подаче специальных флюидов для изменения состояния на поверхности минералов. Благодаря таким действиям, нефтедобывающие компании существенно повышают реакцию пласта на динамическое воздействие.

Достигается это с помощью оборудования, которое может вызывать в коллекторе продольные и поперечные волны низкой частоты с параллельной фильтрацией флюида через специальные отверстия под воздействием ударной волны.

Все эти действия приводят к увеличению подвижности флюида и проницаемости водонасыщенного участка. В свою очередь, увеличенная приемистость позволяет охватить заводнением заблокированные участки рабочего пласта, что позволяет более эффективно вытеснять нефть закачиваемой водой.

Увеличение дебита скважин

При гидравлическом разрыве участка добычи образуются трещины в горных породах, прилегающих к скважине. Они проходят как вертикально, так и горизонтально, а их ширина может достигать нескольких сантиметров.

Для предотвращения их смыкания в скважину подают вязкую жидкость с твердыми частицами. Обычно процесс разрыва проводится на низкопроницаемых участках, где пласты не участвуют в активной разработке, что снижает добычу нефти на всем месторождении.

Образованные трещины пересекают зоны, которые плохо дренируют, тем самым повышая их выработку. Горючее, попадая в расщелины, перемещается к рабочей скважине, и нефтеотдача увеличивается.

К повышению добычи приводит создание горизонтальных стволов за счет более обширной площади контакта пласта с добывающей скважиной. Кроме того, увеличивает дебит нефтеотдачи волновое воздействие на продуктивный пласт. Основная цель этой технологии — это повысить производительность низкопроницаемых изолированных зон месторождений.

Начальные
извлекаемые запасы нефти
залежи
Q_изв
равны произведению величин начальных
геологических запасов Q_геол
и
конечного коэффициента извлечения КИН:

Q_изв
=
Q_геол
КИН

Отсюда
коэффициент извлечения нефти есть
отношение величин извлекаемых запасов
к геологическим:

КИН
=
Q_изв
/
Q_геол

Проектный
(конечный) коэффициент извлечения нефти
показывает, какая часть от начальных
геологических запасов технологически
может быть извлечена при разработке
залежи (технологический КИН) или до
предела экономической рентабельности
(экономический КИН).

В
общем виде проектный коэффициент
извлечения можно представить как:

КИН
= К_выт
К_охв
,
где

К_выт
– коэффициент вытеснения нефти водой;

К_охв
– коэффициент охвата пласта процессом
вытеснения.

Под
коэффициентом вытеснения
К_выт
понимается отношение количества нефти,
вытесненного при промывке коллектора
рабочим агентом (водой) к начальному
количеству нефти в этом коллекторе.
Оценку К_выт
производят в лабораторных условиях по
керну. Предварительно в каждом образце
создается остаточная водонасыщенность
методом капилляриметрии, после чего
производится насыщение модели пласта
нефтью.Рис.1.
Зависимость коэффициента вытеснения
нефти от коэффициента подвижности.
Пласт Бш. Дороховское месторождение
(Пермский край)

Перед
процессом непосредственного вытеснения
модель выдерживается при термобарических
условиях, близких к пластовым. Закачка
воды в модель пласта ведется при
скоростях, близких к реальным, до полного
отсутствия нефти в вытесняемой жидкости
и производится обычно в количестве
20-30 поровых объемов.

Для
месторождений Пермского края обоснованы
и длительное время успешно опробованы
надежные методики оценки К_выт
как опытным путем в лабораторных условиях
по керну, так и на основе установленных
для различных типов залежей и районов
логарифмических функциональных
зависимостей вида:

К_выт
= A
ln(k/_о)
+ B,
где

k
–
проницаемость коллектора; _о
–
относительная вязкость нефти, численно
равная отношению вязкостей нефти _н
и воды _в.

Пример
зависимости коэффициента вытесне0ния
К_выт
от коэффициента подвижности k/
приведен на рис.14.

Под
коэффициентом охвата вытеснением К_охв
понимается отношение объема коллекторов,
охваченных процессом вытеснения нефти,
к общему объему коллекторов, содержащих
нефть. На величину К_охв,
помимо геологических факторов, в большей
мере влияют технологические факторы,
характеризующие систему разработки
залежи (плотность сетки скважин, фонд
добывающих и нагнетательных скважин,
система разработки залежи, объемы
отборов и закачки и др.). В настоящее
время нет надежных методов прямой оценки
К_охв,
в связи с этим при проектировании его
величину обычно оценивают обратным
счетом:

К_охв
=
КИН
/ К_выт

При
использовании данного метода К_выт
оценивается
либо по лабораторным данным, либо по
зависимости К_выт=f(k/_о).
Величина проектного КИН
может
быть оценена на основе расчетов
гидродинамического моделирования.
Система разработки считается приемлемой,
если расчетное значение К_охв>0,8.

При
подсчете начальных извлекаемых запасов
нефти залежей, вводимых в разработку,
также как и при пересчете запасов
разрабатываемых залежей начальные
геологические запасы умножаются на
проектный коэффициент извлечения нефти,
обоснованный технико-экономическими
расчетами. Этот КИН
используется при проектировании
разработки залежей, планировании
развития нефтедобывающей промышленности
и т. п.

Наряду
с проектным КИН
различают текущий коэффициент извлечения
нефти, равный отношению накопленной
добычи из залежи или объекта разработки
на определенную дату к их начальным
геологическим запасам. По мере выработки
запасов величина текущего коэффициента
извлечения нефти планомерно приближается
к проектному КИН.

Соседние файлы в предмете [НЕСОРТИРОВАННОЕ]

• #
• #
• #
• #
• #
• #
• #
• #
• #
• #
• #

ИА Neftegaz.RU. Нефтеотдача (коэффициент извлечения нефти, КИН, Enhanced Oil Recovery) – отношение величины извлекаемых запасов к величине геологических запасов. В зависимости от многочисленных факторов варьируется от 0,09 до 0,75 (9-75 %).

Подобно подсчету балансовых запасов определение конечных КИН и извлекаемых запасов должно быть увязано с этапами и стадиями геологоразведочных работ (ГРР) и разработки залежей, т. е, с объемом имеющейся информации, а также с особенностями геологического строения залежей.

На открытых залежах, по завершению поискового этапа, а также на стадии оценки, когда данных еще недостаточно, расчет КИН основывается на многомерных статистических моделях.

При подсчете запасов нефти после завершения разведки и при пересчете запасов после разбуривания залежи по первому проектному документу составляется технико-экономическое обоснование (ТЭО) коэффициента извлечения на основе опыта нефтедобывающих районов с учетом достигнутого уровня техники и технологии добычи. В этом документе обосновывается выбор оптимального варианта системы разработки по результатам технико-экономических расчетов нескольких вариантов систем, в том числе и варианта системы разработки на естественном режиме. Для каждого варианта рассчитываются коэффициент извлечения и другие показатели разработки. Принимается коэффициент извлечения того варианта, который наиболее рационален с учетом замыкающих затрат.

КИН на средних, крупных и уникальных залежах рассчитываются гидродинамическими методами:

Если залежь вступила в позднюю стадии разработки, ее извлекаемые запасы могут быть уточнены непосредственно на основе данных эксплуатации за период работы на этой стадии, предшествующий дате подсчета запасов. 
В этом случае утвержденный КИН уточняется в соответствии с подсчитанными извлекаемыми запасами и принимается равным отношению их величины к начальным балансовым запасам.

Методы повышения нефтеотдачи.

• Первичные методы используют только естественную энергию пласта, достигают КИН не более 20–30 %.
• Вторичные методы связаны с поддержанием внутрипластовой энергии путем закачки в пласт воды и природного газа, КИН составляет 30–50 %.
• Третичные методы добычи позволяют интенсифицировать приток нефти и обеспечить повышение нефтеотдачи (рост коэффициента извлечения нефти) месторождения до 30- 60 %.

Повышение нефтеотдачи – это весь комплекс работ, направленный на улучшение физических свойств нефтяного (газового) коллектора.
Коллектор имеет 3 основных свойства: пористость, проницаемость и трещинноватость.
Если первоначальную пористость (а ещё на степень их заполнения флюидами) повлиять невозможно, то на проницаемость и трещинноватость можно повлиять несколькими способами.

Гидравлический разрыв пласта  (ГРП) – процесс резкого повышения давления в призабойной зоне пласта путём закачки в ствол большого количества жидкости. 
Другой экстремальный способ – микровзрыв в призабойной зоне. 
В результате этого воздействия от места забоя скважины по пласту распространяются трещины, которые способствуют раскрытию закупоренных и соединению мелких пор. 
В сочетании с улучшением миграционных возможностей нефти в пласту это позволит получить из скважины большее количество нефти. 
Обычно, после проведения гидроразрыва скважину на некоторое время останавливают, давая возможность нефти мигрировать из отдалённых участков пласта ближе к забою.

Водонагнетание – процесс увеличения проницаемости. В старых скважинах, уже не дающих нужное количество нефти, вместо извлечения жидкости применяют принудительную закачку (обычно воды) в пласт. В результате, в пласте повышается давление (правда не существенно), а небольшой остаток нефти в призабойной зоне этой скважины “выталкивается” за пределы окрестности скважины. В результате, нефть “вынуждена” мигрировать в другие зоны пласта, освобождая место для нагнетаемой воды. Если в других зонах пласта, куда эта нефть мигрировала, окажется добывающая скважина, нефть можно будет добыть из неё. В связи с этим, водонагнетание распространено в т. н. кустовых разработках. Куст – это скопление большого числа скважин на сравнительно небольшой площади.

Реагентно-активационное воздействие (РАВ) – технология, позволяющая направленно регулировать устойчивость нефтегазового пласта к внешним воздействиям. Для этого в нагнетательную (возмущающую) скважину производят закачку специальных флюидов с целью изменения условий на поверхности минералов, в результате чего добиваются значительного повышения чувствительности нефтегазового пласта к динамическому воздействию в обширной зоне вокруг возмущающей скважины. Динамическое воздействие осуществляется при помощи специального устройства, способного инициировать в пласте низкочастотные продольные и поперечные волны, с одновременной вынужденной фильтрацией флюида через перфорационные отверстия под действием ударной волны, распространяющейся в насосно-компрессорной трубе (НКТ). Эти преобразования в пласте сопровождаются резким ростом подвижности пластового флюида и проницаемости водонасыщенной зоны пласта вокруг нагнетательной скважины. Возросшая приемистость возмущающей скважины в большом объеме пласта, характеризующаяся равномерным профилем закачки флюида, позволяет охватить процессом заводнения заблокированные участки продуктивного пласта и зоны с предельно низкими фильтрационно-емкостными свойствами. Кроме того, увеличение ФЕС пласта в результате воздействия, приводит к более эффективному вытеснению нефти закачиваемой жидкостью. Последующее физико-химическое воздействие в реагирующих добывающих скважинах усиливает общий эффект применения технологии РАВ на блоке залежи, позволяя достигать высоких значений КИН за счет доизвлечения остаточных запасов углеводородов.

Методы повышения нефтеотдачи пласта

Эффективность извлечения нефти из нефтеносных пластов современными, промышленно освоенными методами разработки во всех нефтедобывающих странах на сегодняшний день считается неудовлетворительной, притом что потребление нефтепродуктов во всем мире растет из года в год. Средняя конечная нефтеотдача пластов по различным странам и регионам составляет от 25 до 40%.

Например, в странах Латинской Америки и Юго-Восточной Азии средняя нефтеотдача пластов составляет 24-27%, в Иране – 16-17%, в США, Канаде и Саудовской Аравии – 33-37%, в странах СНГ и России – до 40%, в зависимости от структуры запасов нефти и применяемых методов разработки.

Остаточные или неизвлекаемые промышленно освоенными методами разработки запасы нефти достигают в среднем 55-75% от первоначальных геологических запасов нефти в недрах.

Поэтому актуальными являются задачи применения новых технологий нефтедобычи, позволяющих значительно увеличить нефтеотдачу уже разрабатываемых пластов, на которых традиционными методами извлечь значительные остаточные запасы нефти уже невозможно.

По типу рабочих агентов классификация известных методов увеличения нефтеотдачи пластов выглядит следующим образом:

1. Тепловые методы:

• паротепловое воздействие на пласт;

• внутрипластовое горение;

• вытеснение нефти горячей водой;

• пароциклические обработки скважин.

2. Газовые методы:

• закачка воздуха в пласт;

• воздействие на пласт углеводородным газом (в том числе ШФЛУ);

• воздействие на пласт двуокисью углерода;

• воздействие на пласт азотом, дымовыми газами и др.

3. Химические методы:

• вытеснение нефти водными растворами ПАВ (включая пенные системы);

• вытеснение нефти растворами полимеров;

• вытеснение нефти щелочными растворами;

• вытеснение нефти кислотами;

• вытеснение нефти композициями химических реагентов (в том числе мицеллярные растворы и др.);

• микробиологическое воздействие.

4. Гидродинамические методы:

• интегрированные технологии;

• вовлечение в разработку недренируемых запасов;

• барьерное заводнение на газонефтяных залежах;

• нестационарное (циклическое) заводнение;

• форсированный отбор жидкости;

• ступенчато-термальное заводнение.

5. Группа комбинированных методов.

С точки зрения воздействия на пластовую систему в большинстве случаев реализуется именно комбинированный принцип воздействия, при котором сочетаются гидродинамический и тепловой методы, гидродинамический и физико-химический методы, тепловой и физико-химический методы и так далее.

6. Методы увеличения дебита скважин.

Отдельно следует сказать о так называемых физических методах увеличения дебита скважин. Объединять их с методами увеличения нефтеотдачи не совсем правильно из-за того, что использование методов увеличения нефтеотдачи характеризуется увеличенным потенциалом вытесняющего агента, а в физических методах потенциал вытесняющего нефть агента реализуется за счет использования естественной энергии пласта. Кроме того, физические методы чаще всего не повышают конечную нефтеотдачу пласта, а лишь приводят к временному увеличению добычи, то есть повышению текущей нефтеотдачи пласта.

К наиболее часто применяемым физическим методам относятся:

• гидроразрыв пласта;

• горизонтальные скважины;

• электромагнитное воздействие;

• волновое воздействие на пласт;

• другие аналогичные методы.

Тепловые МУН – это методы интенсификации притока нефти и повышения продуктивности эксплуатационных скважин, основанные на искусственном увеличении температуры в их стволе и призабойной зоне. Применяются тепловые МУН в основном при добыче высоковязких парафинистых и смолистых нефтей. Прогрев приводит к разжижению нефти, расплавлению парафина и смолистых веществ, осевших в процессе эксплуатации скважин на стенках, подъемных трубах и в призабойной зоне.

Паротепловое воздействие на пласт. Вытеснение нефти паром – метод увеличения нефтеотдачи пластов, наиболее распространенный при вытеснении высоковязких нефтей. В этом процессе пар нагнетают с поверхности в пласты с низкой температурой и высокой вязкостью нефти через специальные паронагнетательные скважины, расположенные внутри контура нефтеносности. Пар, обладающий большой теплоемкостью, вносит в пласт значительное количество тепловой энергии, которая расходуется на нагрев пласта и снижение относительной проницаемости, вязкости и расширение всех насыщающих пласт агентов – нефти, воды, газа. В пласте образуются следующие три зоны, различающиеся по температуре, степени и характеру насыщения:

1) Зона пара вокруг нагнетательной скважины с температурой, изменяющейся от температуры пара до температуры начала конденсации (400-200°С), в которой происходят экстракция из нефти легких фракций (дистилляция нефти) и перенос (вытеснение) их паром по пласту, то есть совместная фильтрация пара и легких фракций нефти.

2) Зона горячего конденсата, в которой температура изменяется от температуры начала конденсации (200°С) до пластовой, а горячий конденсат (вода) в неизотермических условиях вытесняет легкие фракции и нефть.

3) Зона с начальной пластовой температурой, не охваченная тепловым воздействием, в которой происходит вытеснение нефти пластовой водой.

При нагреве пласта происходит дистилляция нефти, снижение вязкости и объемное расширение всех пластовых агентов, изменение фазовых проницаемостей, смачиваемости горной породы и подвижности нефти, воды и др.

Внутрипластовое горение. Метод извлечения нефти с помощью внутрипластового горения основан на способности углеводородов (нефти) в пласте вступать с кислородом воздуха в окислительную реакцию, сопровождающуюся выделением большого количества теплоты. Он отличается от горения на поверхности. Генерирование теплоты непосредственно в пласте – основное преимущество данного метода.

Процесс горения нефти в пласте начинается вблизи забоя нагнетательной скважины, обычно нагревом и нагнетанием воздуха. Теплоту, которую необходимо подводить в пласт для начала горения, получают при помощи забойного электронагревателя, газовой горелки или окислительных реакций.

После создания очага горения у забоя скважин непрерывное нагнетание воздуха в пласт и отвод от очага (фронта) продуктов горения (N2, CO2, и др.) обеспечивают поддержание процесса внутрипластового горения и перемещение по пласту фронта вытеснения нефти.

В качестве топлива для горения расходуется часть нефти, оставшаяся в пласте после вытеснения ее газами горения, водяным паром, водой и испарившимися фракциями нефти впереди фронта горения. В результате сгорают наиболее тяжелые фракции нефти.

В случае обычного (сухого) внутрипластового горения, осуществленного нагнетанием в пласт только воздуха, вследствие его низкой теплоемкости по сравнению с породой пласта происходит отставание фронта нагревания породы от перемещающегося фронта горения. В результате этого основная доля генерируемой в пласте теплоты (до 80% и более) остается позади фронта горения, практически не используется и в значительной мере рассеивается в окружающие породы. Эта теплота оказывает некоторое положительное влияние на процесс последующего вытеснения нефти водой из неохваченных горением смежных частей пласта. Очевидно, однако, что использование основной массы теплоты в области впереди фронта горения, то есть приближение генерируемой в пласте теплоты к фронту вытеснения нефти, существенно повышает эффективность процесса.

Перемещение теплоты из области перед фронтом горения в область за фронтом горения возможно за счет улучшения теплопереноса в пласте добавлением к нагнетаемому воздуху агента с более высокой теплоемкостью – например, воды. В последние годы в мировой практике все большее применение получает метод влажного горения.

Процесс влажного внутрипластового горения заключается в том, что в пласт вместе с воздухом закачивается в определенных количествах вода, которая, соприкасаясь с нагретой движущимся фронтом горения породой, испаряется. Увлекаемый потоком газа пар переносит теплоту в область впереди фронта горения, где вследствие этого развиваются обширные зоны прогрева, выраженные в основном зонами насыщенного пара и сконденсированной горячей воды.

Пароциклическая  обработка скважин. Циклическое нагнетание пара в пласты, или пароциклическая обработка добывающих скважин, осуществляют периодическим прямым нагнетанием пара в нефтяной пласт через добывающие скважины, некоторой выдержкой их в закрытом состоянии и последующей эксплуатацией тех же скважин для отбора из пласта нефти с пониженной вязкостью и сконденсированного пара. Цель этой технологии заключается в том, чтобы прогреть пласт и нефть в призабойных зонах добывающих скважин, снизить вязкость нефти, повысить давление, облегчить условия фильтрации и увеличить приток нефти к скважинам.

Механизм процессов, происходящих в пласте, довольно сложный и сопровождается теми же явлениями, что и вытеснение нефти паром, но дополнительно происходит противоточная капиллярная фильтрация, перераспределение в микронеоднородной среде нефти и воды (конденсата) во время выдержки без отбора жидкости из скважин. При нагнетании пара в пласт он, естественно, внедряется в наиболее проницаемые слои и крупные поры пласта. Во время выдержки в прогретой зоне пласта происходит активное перераспределение насыщенности за счет капиллярных сил: горячий конденсат вытесняет, замещает маловязкую нефть из мелких пор и слабопроницаемых линз (слоев) в крупные поры и высокопроницаемые слои, то есть меняется с ней местами.

Именно такое перераспределение насыщенности пласта нефтью и конденсатом и является физической основой процесса извлечения нефти при помощи пароциклического воздействия на пласты. Без капиллярного обмена нефтью и конденсатом эффект от пароциклического воздействия был бы минимальным и исчерпывался бы за первый цикл.

Закачка воздуха в пласт. Метод основан на закачке воздуха в пласт и его трансформации в эффективные вытесняющие агенты за счет низкотемпературных внутрипластовых окислительных процессов. В результате низкотемпературного окисления непосредственно в пласте вырабатывается высокоэффективный газовый агент, содержащий азот углекислый газ и ШФЛУ (широкие фракции легких углеводородов).

К преимуществам метода можно отнести:

• использование недорого агента – воздуха;

• использование природной энергетики пласта – повышенной пластовой температуры (свыше 60-70oС) для самопроизвольного инициирования внутрипластовых окислительных процессов и формирования высокоэффективного вытесняющего агента.

Быстрое инициирование активных внутрипластовых окислительных процессов является одним из важнейших следствий использования энергетики пласта для организации закачки воздуха на месторождениях легкой нефти. Интенсивность окислительных реакций довольно быстро возрастает с увеличением температуры.

Воздействие на пласт двуокисью углерода. Двуокись углерода растворяется в воде гораздо лучше углеводородных газов. Растворимость двуокиси углерода в воде увеличивается с повышением давления и уменьшается с повышением температуры.

При растворении в воде двуокиси углерода вязкость ее несколько увеличивается. Однако это увеличение незначительно. При массовом содержании в воде 3-5% двуокиси углерода вязкость ее увеличивается лишь на 20-30%. Образующаяся при растворении СО2 в воде угольная кислота Н2CO3 растворяет некоторые виды цемента и породы пласта и повышает проницаемость. В присутствии двуокиси углерода снижается набухаемость глиняных частиц. Двуокись углерода растворяется в нефти в четыре-десять раз лучше, чем в воде, поэтому она может переходить из водного раствора в нефть. Во время перехода межфазное натяжение между ними становится очень низким, и вытеснение приближается к смешивающемуся.

Воздействие на пласт азотом, дымовыми газами и др. Метод основан на горении твердых порохов в жидкости без каких-либо герметичных камер или защитных оболочек. Он сочетает тепловое воздействие с механическим и химическим, а именно:

а) образующиеся газы горения под давлением (до 100 МПа) вытесняют из ствола в пласт жидкость, которая расширяет естественные и создает новые трещины;

б) нагретые (180-250°С) пороховые газы, проникая в пласт, расплавляют парафин, смолы и асфальтены;

в) газообразные продукты горения состоят в основном из хлористого водорода и углекислого газа; хлористый водород при наличии воды образует слабоконцентрированный солянокислотный раствор. Углекислый газ, растворяясь в нефти, снижает ее вязкость, поверхностное натяжение и увеличивает продуктивность скважины.

Химические МУН применяются для дополнительного извлечения нефти из сильно истощенных, заводненных нефтеносных пластов с рассеянной, нерегулярной нефтенасыщенностью.

Объектами применения являются залежи с низкой вязкостью нефти (не более 10 мПа*с), низкой соленостью воды, продуктивные пласты представлены карбонатными коллекторами с низкой проницаемостью.

Вытеснение нефти водными растворами ПАВ. Заводнение водными растворами поверхностно-активных веществ (ПАВ) направлено на снижение поверхностного натяжения на границе «нефть – вода», увеличение подвижности нефти и улучшение вытеснения ее водой. За счет улучшения смачиваемости породы водой она впитывается в поры, занятые нефтью, равномернее движется по пласту и лучше вытесняет нефть.

Вытеснение нефти растворами полимеров. Полимерное заводнение заключается в том, что в воде растворяется высокомолекулярный химический реагент – полимер (полиакриламид), обладающий способностью даже при малых концентрациях существенно повышать вязкость воды, снижать ее подвижность и за счет этого повышать охват пластов заводнением.

Основное и самое простое свойство полимеров заключается в загущении воды. Это приводит к такому же уменьшению соотношения вязкостей нефти и воды в пласте и сокращению условий прорыва воды, обусловленных различием вязкостей или неоднородностью пласта.

Вытеснение нефти щелочными растворами. Метод щелочного заводнения нефтяных пластов основан на взаимодействии щелочей с пластовыми нефтью и породой. При контакте щелочи с нефтью происходит ее взаимодействие с органическими кислотами, в результате чего образуются поверхностно-активные вещества, снижающие межфазное натяжение на границе раздела фаз «нефть – раствор щелочи» и увеличивающие смачиваемость породы водой. Применение растворов щелочей – один из самых эффективных способов уменьшения контактного угла смачивания породы водой, то есть гидрофилизации пористой среды, что приводит к повышению коэффициента вытеснения нефти водой.

Вытеснение нефти композициями химических реагентов (в том числе мицеллярные растворы). Мицеллярные растворы представляют собой прозрачные и полупрозрачные жидкости. Они в основном однородные и устойчивые к фазовому разделению, в то время как эмульсии нефти в воде или воды в нефти не являются прозрачными, разнородны по строению глобул и обладают фазовой неустойчивостью.

Механизм вытеснения нефти мицеллярными растворами определяется их физико-химическими свойствами. В силу того что межфазное натяжение между раствором и пластовыми жидкостями (нефтью и водой) очень низкое, раствор, устраняя действие капиллярных сил, вытесняет нефть и воду. При рассеянной остаточной нефтенасыщенности заводненной пористой среды перед фронтом вытеснения мицеллярным раствором разрозненные глобулы нефти сливаются в непрерывную фазу, накапливается вал нефти – зона повышенной нефтенасыщенности, а за ней – зона повышенной водонасыщенности.

Нефтяной вал вытесняет (собирает) только нефть, пропуская через себя воду. В зоне нефтяного вала скорость фильтрации нефти больше скорости фильтрации воды. Мицеллярный раствор, следующий за водяным валом, увлекает отставшую от нефтяного вала нефть и вытесняет воду с полнотой, зависящей от межфазного натяжения на контакте с водой. Такой механизм процессов фильтрации жидкости наблюдается во время вытеснения остаточной (неподвижной) нефти из заводненной однородной пористой среды.

Микробиологическое воздействие – это технологии, основанные на биологических процессах, в которых используются микробные объекты. В течение процесса закачанные в пласт микроорганизмы метаболизируют углеводороды нефти и выделяют полезные продукты жизнедеятельности:

• спирты, растворители и слабые кислоты, которые приводят к уменьшению вязкости, понижению температуры текучести нефти, а также удаляют парафины и включения тяжелой нефти из пористых пород, увеличивая проницаемость последних;

• биополимеры, которые, растворяясь в воде, повышают ее плотность, облегчают извлечение нефти при использовании технологии заводнения;

• биологические поверхностно-активные вещества, которые делают поверхность нефти более скользкой, уменьшая трение о породы;

• газы, которые увеличивают давление внутри пласта и помогают подвигать нефть к стволу скважины.

Гидродинамические методы при заводнении позволяют интенсифицировать текущую добычу нефти, увеличивать степень извлечения нефти, а также уменьшать объемы прокачиваемой через пласты воды и снижать текущую обводненность добываемой жидкости.

Барьерное заводнение на газонефтяных залежах. Эксплуатация газонефтяных месторождений осложняется возможными прорывами газа к забоям добывающих скважин, что вследствие высокого газового фактора значительно усложняет их эксплуатацию. Суть барьерного заводнения состоит в том, что нагнетательные скважины располагают в зоне газонефтяного контакта. Закачку воды и отборы газа и нефти регулируют таким образом, чтобы исключить взаимные перетоки нефти в газовую часть залежи, а газа – в нефтяную часть.

Нестационарное (циклическое) заводнение. Суть метода циклического воздействия и изменения направления потоков жидкости заключается в том, что в пластах, обладающих неоднородностью по размерам пор, проницаемости слоев, пропластков, зон, участков и неравномерной их нефтенасыщенностью (заводненностью), вызванной этими видами неоднородности, а также отбором нефти и нагнетанием воды через дискретные точки – скважины, искусственно создается нестационарное давление. Оно достигается изменением объемов нагнетания воды в скважины или отбора жидкости из скважин в определенном порядке путем их периодического повышения или снижения.

В результате такого нестационарного, изменяющегося во времени воздействия на пласты в них периодически проходят волны повышения и понижения давления. Слои, зоны и участки малой проницаемости, насыщенные нефтью, располагаются в пластах бессистемно, обладают низкой пьезопроводностью, а скорости распространения давления в них значительно ниже, чем в высокопроницаемых насыщенных слоях, зонах, участках. Поэтому между нефтенасыщенными и заводненными зонами возникают различные по знаку перепады давления. При повышении давления в пласте, то есть при увеличении объема нагнетания воды или снижения отбора жидкости, возникают положительные перепады давления: в заводненных зонах давление выше, а в нефтенасыщенных – ниже.

При снижении давления в пласте, то есть при уменьшении объема нагнетаемой воды или повышении отбора жидкости, возникают отрицательные перепады давления: в нефтенасыщенных зонах давление выше, а в заводненных – ниже. Под действием знакопеременных перепадов давления происходит перераспределение жидкостей в неравномерно насыщенном пласте.

Форсированный отбор жидкости применяется на поздней стадии разработки, когда обводненность достигает более 75%. При этом нефтеотдача возрастает вследствие увеличения градиента давления и скорости фильтрации. При этом методе вовлекаются в разработку участки пласта, не охваченные заводнением, а также отрыв пленочной нефти с поверхности породы.

Методы увеличения дебита скважин

Гидравлический разрыв пласта. При гидравлическом разрыве пласта (ГРП) происходит создание трещин в горных породах, прилегающих к скважине, за счет давления на забое скважины в результате закачки в породы вязкой жидкости. При ГРП в скважину закачивается вязкая жидкость с таким расходом, который обеспечивает создание на забое скважины давления, достаточного для образования трещин.

Трещины, образующиеся при ГРП, имеют вертикальную и горизонтальную ориентацию. Протяженность трещин достигает нескольких десятков метров, ширина – от нескольких миллиметров до сантиметров. После образования трещин в скважину закачивают смесь вязкой жидкости с твердыми частичками – для предотвращения смыкания трещин под действием горного давления. ГРП проводится в низкопроницаемых пластах, где отдельные зоны и пропластки не вовлекаются в активную разработку, что снижает нефтеотдачу объекта в целом. При проведении ГРП создаваемые трещины, пересекая слабодренируемые зоны и пропластки, обеспечивают их выработку, нефть фильтруется из пласта в трещину гидроразрыва и по трещине к скважине, тем самым увеличивая нефтеотдачу.

Горизонтальные скважины. Технология повышения нефтеотдачи пластов методом строительства горизонтальных скважин зарекомендовала себя в связи с увеличением количества нерентабельных скважин с малодебитной или обводненной продукцией и бездействующих аварийных скважин по мере перехода к более поздним стадиям разработки месторождений, когда обводнение продукции или падение пластовых давлений на многих разрабатываемых участках (особенно в литологически неоднородных зонах нефтеносных пластов с трудноизвлекаемыми запасами) опережает выработку запасов при существующей плотности сетки скважин. Увеличение нефтеотдачи происходит за счет обеспечения большей площади контакта продуктивного пласта со стволом скважины.

Электромагнитное воздействие. Метод основан на использовании внутренних источников тепла, возникающих при воздействии на пласт высокочастотного электромагнитного поля. Зона воздействия определяется способом создания (в одной скважине или между несколькими), напряжения и частоты электромагнитного поля, а также электрическими свойствами пласта. Помимо тепловых эффектов электромагнитное воздействие приводит к деэмульсации нефти, снижению температуры начала кристаллизации парафина и появлению дополнительных градиентов давления за счет силового воздействия электромагнитного поля на пластовую жидкость.

Волновое воздействие на пласт. Известно множество способов волнового и термоволнового (вибрационного, ударного, импульсного, термоакустического) воздействия на нефтяной пласт или на его призабойную зону.

Основная цель технологии – ввести в разработку низкопроницаемые изолированные зоны продуктивного пласта, слабо реагирующие на воздействие системы ППД, путем воздействия на них упругими волнами, затухающими в высокопроницаемых участках пласта, но распространяющимися на значительное расстояние и с достаточной интенсивностью, чтобы возбуждать низкопроницаемые участки пласта.

Эффективность применения

Согласно обобщенным данным при применении современных методов увеличения нефтеотдачи, КИН составляет 30-70%, в то время как при первичных способах разработки (с использованием потенциала пластовой энергии) – в среднем не выше 20-25%, а при вторичных способах (заводнении и закачке газа для поддержания пластовой энергии) – 25-35%. МУН позволяют нарастить мировые извлекаемые запасы нефти в 1,4 раза, то есть до 65 млрд. тонн. Среднее значение указанного коэффициента к 2020 году благодаря им увеличится с 35% до 50% с перспективой дальнейшего роста. Если в 1986 году добыча нефти за счет МУН составляла в мире около 77 млн. тонн, то в настоящее время она увеличилась до 110 млн. тонн. Всего, по данным Oil and Gas Journal, к 2006 году в мире, за исключением стран СНГ, реализовывался 301 проект по внедрению МУН. Отметим также, что, по оценкам специалистов, использование современных методов увеличения нефтеотдачи приводит к существенному увеличению КИН. А повышение КИН, например, лишь на 1% в целом по России позволит добывать дополнительно до 30 млн. тонн в год.

Таким образом мировой опыт свидетельствует, что востребованность современных МУН растет, их потенциал в увеличении извлекаемых запасов внушителен. Этому способствует и то обстоятельство, что себестоимость добычи нефти с применением современных МУН по мере их освоения и совершенствования непрерывно снижается и становится вполне сопоставимой с себестоимостью добычи нефти традиционными промышленно освоенными методами.

Повышение газоотдачи

Оценить показатель позволяет коэффициент газоотдачи (извлечения газа, КИЗ) – отношение величины извлекаемых запасов к величине геологических запасов.
Среднее значение КИЗ – 0,85, а минимум, равный 0,5, отмечается в местах с небольшими природными резервуарами с газом, для которых также характерны нестабильные коллекторские качества и сильное избирательное движение грунтовых вод. 
Максимальное значение коэффициента достигает 0,9, и оно наблюдается на месторождениях со средними и малыми газовыми запасами, обладающими однородными коллекторскими свойствами.
На конечный КИЗ влияют геологические особенности, экономика  и особенности разработки в конкретном регионе. 
Наиболее важные факторы:

• структура пластов;
• обводненность пластов;
• качество коллектора;
• запасы месторождения;
• пластовое давление;
• число  и схема расположения Скважин;
• интенсивность отбора газа из скважин.
• технологии КРС и освоения скважин.
• технология борьбы с попаданием песка, пробками, конденсатом и др.

Коэффициент газоотдачи

Определяется с учетом свойств коллектора и защемления залежей  конденсатом. 

В отличие от КИН, на КИЗ почти не влияют:

• вязкость жидкости и газа,
• поверхностное натяжение при большой разнице температур,
• давление и степень вытеснения газа жидкостью.

Основное влияние на КИЗ оказывают:

• капиллярные процессы;
• качество коллектора: чем выше неоднородность пласта, тем ниже будет КИЗ.

Сопутствующие факторы:

• давление в обводненной зоне пласта.

Методы повышения отдачи газа

Кислотная обработка:

• ввод в скважину соляной кислоты, 
• обработка составами с применением повышения температуры и другие методы. 
• используются в пластах с карбонатными породами в составе;
• перед вводом состава скважину чистят от песка, грязи и бурового раствора, обрабатывают призабойную область (ПЗП) раствором соляной кислоты;
• концентрация состава кислоты определяется числом обработок и степенью газоотдачи;
• разновидность обработки – ввод в скважину кислоты с повышением температуры, что особенно эффективно в доломитовых и известняковых коллекторах.

Гидроразрыв пласта.

Торпедирование или отбор продукта при вакууме:

• используются облегченные жидкости и растворы для тампонажа при добуривании стволов, которые нужны для расположения скважин по равномерной схеме, детального анализа состава месторождения, дренирования максимальной площади и предотвращения обводнения эксплуатационных скважин;
• при необходимости устроить равномерный дренаж созданного разреза требуется устранить пробки из песка и жидкости в забое, использовать специальную технику и внедрять создание кислотных, конденсатных и нефтяных ванн.

Методы, обеспечивающие рост газоотдачи на 1%, равны по значению росту нефтедобычи без лишних финансовых трат на обустройство и перевозку газа, поскольку на их применение не нужно тратить много времени и денег. 

Применение указанных методов особо актуально для месторождений:

• залежи не превышают по объему 10 млрд м³ ;
• наблюдается низкий КИЗ. 

Чаще всего для этой цели применяется ГРП.

Повышение газоотдачи пластов также достигается за счет:

• режимных мероприятий;
• своевременной изоляцией прорвавшихся вод по отдельным пропласткам.

Повышение отдачи газового конденсата в газоконденсатных место­рождениях может быть достигнуто путем:

• поддержания пла­стового давления, то есть закачкой сухого газа в разрабатываемый пласт.

Нефтеотда́ча (коэффициент извлечения нефти — КИН, oil recovery factor) — отношение величины извлекаемых запасов к величине геологических запасов. Достигаемые КИН варьируются от 0,09 до 0,75 (9—75 %); средний КИН в мире составляет около 0,3 — 0,35 (оценка 2006 года)^[1][2]. При применении искусственных методов воздействия КИН может быть увеличен.

При проектных КИН более 40-50 % нефтяные запасы относят к активным (маловязкие нефти в высокопроницаемых коллекторах). Если КИН при использовании традиционных методов вытеснения не превышает 20-30 %, запасы называют трудноизвлекаемыми (высокая вязкость нефти, либо слабопроницаемые коллекторы, нетрадиционные коллекторы).^[3]

Начальный КИН определяется как отношение извлекаемых запасов (Qизв) к геологическим (Qгеол): КИН = Qизв / Qгеол^[3]

Проектный КИН (конечный КИН) учитывает, какая доля геологических запасов может быть извлечена в соответствии с технологическими ограничениями (технологический КИН), либо до момента потери рентабельности (экономический КИН).^[3]

В процессе добычи ведется учет текущего КИН, который равен доле добытой на определенный момент нефти относительно геологических запасов. Текущий КИН постепенно увеличивается вплоть до проектного КИН.^[3]

В целом, КИН зависит от используемых методов нефтедобычи. Первичные методы, использующие только естественную энергию пласта, достигают КИН не более 20-30%. Вторичные методы, связанные с поддержанием внутрипластовой энергии путём закачки в пласт воды и газа, обычно достигают КИН не более 30-50%. Третичные методы доводят КИН до 40-70%^[4].

Методы повышения нефтеотдачи[править | править код]

Повышение нефтеотдачи — это весь комплекс работ, направленный на улучшение физических свойств нефтяного (газового) коллектора. Коллектор имеет три основных свойства: пористость, проницаемость и трещинноватость. Если на первоначальную пористость (а ещё на степень их заполнения флюидами) человек не в силах повлиять, то на проницаемость и трещинноватость можно повлиять различными способами, например: термические методы (прогрев водяным паром, внутрипластовое горение), термохимические (закачка хим. реагентов инициирующих в пласте экзотермическую реакцию), волновые, физические методы воздействия на призабойную зону пласта, кислотная обработка призабойной зоны, гидроразрыв пласта (повышение трещинноватости призабойной зоны), химические методы (в том числе, использование ПАВ^[5]).

Гидравлический разрыв пласта[править | править код]

Гидравлический разрыв пласта — процесс резкого повышения давления в призабойной зоне пласта путём закачки в ствол большого количества жидкости. Другой экстремальный способ — микровзрыв в призабойной зоне. В результате этого воздействия от места забоя скважины по пласту распространяются трещины, которые способствуют раскрытию закупоренных и соединению мелких пор. В сочетании с улучшением миграционных возможностей нефти в пласту это позволит получить из скважины большее количество нефти. Для закрепления трещин часто используются расклинивающие агенты (пропанты), добавляемые в жидкость вместе с рядом вспомогательных веществ. Обычно, после проведения гидроразрыва скважину на некоторое время останавливают, давая возможность нефти мигрировать из отдалённых участков пласта ближе к забою.

Водонагнетание[править | править код]

Водонагнетание — процесс увеличения пластовой энергии. В старых скважинах, уже не дающих нужное количество нефти, вместо извлечения жидкости применяют принудительную закачку (обычно воды) в пласт. В результате, в пласте повышается давление (правда не существенно), а небольшой остаток нефти в призабойной зоне этой скважины «выталкивается» за пределы окрестности скважины. В результате, нефть «вынуждена» мигрировать в другие зоны пласта, освобождая место для нагнетаемой воды. Если в других зонах пласта, куда эта нефть мигрировала, окажется добывающая скважина, нефть можно будет добыть из неё. В связи с этим, водонагнетание распространено в т. н. кустовых разработках. Куст — это скопление большого числа скважин на сравнительно небольшой площади.

См. также[править | править код]

• Третичный метод нефтедобычи
• Коэффициент извлечения свободного газа (КИГ)

Примечания[править | править код]

Ссылки[править | править код]

• О современном состоянии нефтедобычи, коэффициенте извлечения нефти и методах увеличения нефтеотдачи Архивная копия от 25 июня 2013 на Wayback Machine // Бурение и нефть, Февраль 2011
• P. Zitha, R. Felder, D. Zornes, K. Brown, and K. Mohanty, Increasing Hydrocarbon Recovery Factors Архивная копия от 2 ноября 2013 на Wayback Machine // SPE Technol. Updates (2011).
• Требования к составу и правилам оформления представляемых на государственную экспертизу материалов по технико-экономическому обоснованию коэффициентов извлечения нефти Архивная копия от 10 июня 2015 на Wayback Machine // Государственная комиссия по запасам полезных ископаемых
• Минэнерго рассчитывает на новые технологии в добыче сырья // РБК, 20.08.2012

Очень часто СМИ в публикациях на тему нефти упоминают, как агрессивные нефтедобытчики, варварскими способами снимая сливки с нефтяных залежей, больше половины запасов навсегда оставляют под землёй. После чего, видимо, варвары с демоническим хохотом удаляются за горизонт с баррелем в обнимку. На самом деле, если отбросить эпитеты, именно таким образом всё и происходит — после закрытия нефтяного месторождения более половины его запасов действительно навсегда остаётся под землёй. Только, если коротко, никто в этом не виноват, и поделать с этим можно не очень многое. А если не коротко, то об этом вся статья.

Для лучшего понимания желательно прочитать предыдущие материалы на эту тему, особенно раздел «Геология нефти» первой статьи и раздел «Технология добычи» — второй. Если коротко, эти материалы рассказывают о том, что нефть под землёй находится в пластах пористой горной породы, что движется она к скважинам под действием перепада давления, что попутно с нефтью скважины добывают увеличивающийся со временем объём воды, и что приток нефти или жидкости в скважину за единицу времени называется дебитом.

Геологические и извлекаемые запасы

Для начала немного терминологии. Вся нефть, которая физически присутствует в пласте-коллекторе, составляет геологические запасы. По ряду причин, о которых чуть далее мы расскажем поподробнее, из пласта может быть извлечена только часть геологических запасов. Эта часть вполне ожидаемо называется извлекаемыми запасами. Отношение извлекаемых запасов к геологическим или, что то же самое, доля нефти, которая может быть из пласта извлечена, называется проектным коэффициентом извлечения нефти (КИН) или нефтеотдачей. Кроме проектного, бывает ещё и текущий КИН — это доля геологических запасов, которая на текущий момент уже добыта. Понятно, что текущий КИН всегда меньше, чем проектный. Когда говорят о просто запасах без уточнения, геологические они или извлекаемые, речь идёт, как правило, об извлекаемых запасах. Когда говорят о просто КИН, имеется в виду проектный КИН.

Величина КИН зависит от многих факторов и на разных месторождениях может быть очень разной. Средним считается КИН около 30—40%; таким образом, на среднем месторождении проектом предполагается навсегда оставить в пласте 60—70% нефти. КИН в районе 10—20% считается очень низким, хотя для так называемой нетрадиционной нефти это довольно типичные значения; то есть, здесь в пласте остаётся 80—90% нефти. КИН выше 50% — очень высокий и встречается достаточно редко.

В большой степени величина КИН зависит от методов разработки, которые применяются на конкретном месторождении. Методы разработки бывают первичные, вторичные и третичные. Под первичными методами подразумевается разработка месторождения, при которой нефть из пласта выходит под естественным давлением. Начальное пластовое давление существует почти всегда и обусловлено, в основном, тем, что залежи находятся глубоко под землёй. После вскрытия залежи скважинами, по мере снижения пластового давления, происходит простое расширение нефти, а также содержащихся вместе с ней в залежи воды и газа. Объём нефти, который не помещается в пласте-коллекторе после расширения — это и есть добытый объем. Таким путем можно добыть в среднем всего порядка 10% геологических запасов. Собственно говоря, у нетрадиционной нефти бывает такой низкий КИН именно потому, что её часто добывают только первичными методами.

Вторичными методами называют закачку в пласт воды или газа через специальные нагнетательные скважины. Этими методами решают две взаимосвязанные задачи: поддержать пластовое давление, чтобы не падали дебиты добывающих скважин; а также обеспечить вытеснение нефти из пласта к добывающим скважинам, чтобы повысить КИН. Типичная нефтеотдача, достигаемая при применении вторичных методов — те самые средние 30—40%.

Закачка воды применяется чаще, чем закачка газа, так как она, как правило, более эффективна. Можно сказать, что сегодня разработка месторождений нефти с заводнением — это стандартная технология. Она применяется повсеместно уже несколько десятилетий и отработана до мелочей. Воду в пласт закачивают обычно солёную; берут её в основном из довольно глубоких водонасыщенных пластов, откуда её добывают специальными водозаборными скважинами.

Закачка же газа с целью поддержания пластового давления очень часто имеет и ещё одну цель — утилизацию лишнего, ненужного попутного нефтяного газа, который нельзя сжигать, некому продать и некуда пристроить. Иногда бывает даже трудно сказать, какую из этих задач (вторичная нефтеотдача или утилизация) при организации закачки газа решали в первую очередь.

Заводнение

О третичных методах чуть позже, а пока посмотрим, что происходит в пласте при закачке воды, и почему при этом не вытесняется 100% геологических запасов нефти.

В пласте-коллекторе, помимо нефти, изначально содержится также и значительное количество так называемой связанной воды. Обычное соотношение этих жидкостей по объёму — 70% нефти и 30% воды. Нефть и вода в пласте не смешиваются, в каждой отдельно взятой поре между ними есть чёткая граница. При этом вода обычно как бы обволакивает зерна горной породы, а нефть находится в центральных частях пор и непосредственно с горной породой нигде не соприкасается.

В процессе добычи нефти связанная вода поначалу никуда не течёт, она неподвижна, в силу химической и физической связи с частицами горной породы. Но, поскольку в пласт закачивают воду, в порах её постепенно становится все больше, а нефти — всё меньше. Вода уже не вся удерживается горной породой и может теперь перемещаться по пласту вместе с нефтью. В результате в добывающих скважинах появляется попутная вода.

Поровое пространство очень неоднородно. Его можно представить себе как множество относительно широких пор, соединённых относительно узкими поровыми каналами. Диаметр этих поровых каналов очень мал — порядка одной сотой миллиметра, — поэтому в них очень большое значение приобретает капиллярное давление. Как мы помним, с горной породой соприкасается вода, а не нефть. Поэтому, по мере того как воды становится все больше, рано или поздно наступает момент, когда в узких поровых каналах остаётся только одна вода, а капельки нефти оказываются запертыми в широких частях пор (см. рисунок).

Капиллярное защемление капли нефти перед поровым каналом. Чем меньше радиус кривизны поверхности раздела фаз (нефти и воды), тем выше капиллярное давление. В поровом канале радиус кривизны меньше вследствие малого диаметра самого порового канала. Разность капиллярного давления в начале и в конце капли превышает приходящийся на её длину перепад давления, создаваемый эксплуатацией пласта. В результате капиллярные силы не позволяют капле пройти через поровый канал.

Теперь, для того чтобы пройти в поровый канал, капельке нефти нужно преодолеть его капиллярное давление, которое может составлять порядка одной атмосферы. То есть, чтобы вытеснить эту капельку нефти, нужно на расстоянии в несколько сотых долей миллиметра развить именно такой перепад давления. И так на всем протяжении пласта, то есть на расстоянии в несколько миллиметров перепад должен быть уже около ста атмосфер, и так далее. При желании, в лабораторных условиях, на небольших образцах горной породы, можно создать такой перепад давления и осуществить полное, стопроцентное вытеснение. На реальном же месторождении расстояние от нагнетательной до добывающей скважины составляет обычно сотни метров; нужный в таких условиях для полного вытеснения перепад давления превышает практически возможный в тысячи раз.

Запертые в порах капельки нефти представляют собой, так называемую остаточную нефть, которую физически невозможно вытеснить из пласта методом заводнения. Доля нефти, которую заводнением вытеснить можно, называется коэффициентом вытеснения. Он меняется в широких пределах, но в среднем равен примерно 60—70%.

Справедливости ради надо отметить, что все вышеописанное верно для гидрофильных пластов, то есть таких, в которых горная порода смачивается водой. В гидрофобных же пластах все наоборот — нефть обволакивает зерна горной породы, а вода находится в центральных частях широких пор. В смысле нефтеотдачи это ничего принципиально не меняет: часть нефти все равно физически невозможно извлечь заводнением, только удерживается она на этот раз не капиллярным давлением, а химическими и физическими связями с частицами горной породы, в контакте с которыми находится.

Часть пласта, в которой вытеснение нефти водой завершено, называется «промытой». Ещё одна важная причина, по которой КИН не достигает 100%, состоит в том, что при заводнении не все части залежи промываются одинаково хорошо. Во-первых, закачиваемая вода идёт большей частью по прямой линии от нагнетательной скважины к добывающей. Чем дальше в сторону от этой линии, тем медленнее и хуже промывается пласт. Во-вторых, пласт неоднороден, он может быть разбит на проницаемые пропластки, разделённые непроницаемыми породами. При этом отдельные проницаемые пропластки часто невелики по площади, и из-за этого не все нужные скважины в него попадают. Если пропласток вскрыт нагнетательной скважиной, а добывающей — нет (или наоборот), то промываться он не будет. В-третьих, вода тяжелее нефти, и поэтому имеет склонность «сползать» в нижнюю часть пласта. Верхняя часть пласта в результате остаётся непромытой.

Доля пластового объёма, которая промывается при заводнении, называется коэффициентом охвата. Типичное его значение — около 50—60%.

Проектный коэффициент извлечения нефти при заводнении рассчитывается как произведение коэффициента вытеснения и коэффициента охвата. Взяв приведённые выше типичные значения этих коэффициентов, нетрудно посчитать типичное значение нефтеотдачи — от 30 до 42%, что совпадает с ранее упомянутым средним КИН.

Третичные методы

Третичными методами разработки считаются любые методы, направленные на дальнейшее увеличение КИН после вторичных методов. Они очень разнообразны, но более-менее широкое применение на сегодняшний день нашли из них только тепловые и газовые.

Тепловые методы применяются для разработки залежей высоковязких нефтей, которые обычно относят к трудноизвлекаемым или нетрадиционным запасам. Поэтому особо большой нефтеотдачи с этими методами не бывает. Заключаются они в закачке в пласт горячей воды или водяного пара: благодаря высокой температуре вязкость нефти понижается и её становится существенно легче добывать. Как видим, тепловые методы, по сути, являются модификацией заводнения — вторичного метода разработки.

Газовые методы в основном применяются на залежах традиционной нефти для увеличения нефтеотдачи при заводнении. Здесь обычно также идёт закачка воды, но через определённые регулярные интервалы времени она сменяется закачкой газа в те же нагнетательные скважины, а затем снова возобновляется закачка воды. Таким образом, здесь мы тоже видим модификацию заводнения. Газ при этом закачивается не любой: он должен смешиваться с пластовой нефтью, то есть они должны хорошо растворяться друг в друге. Без этого условия увеличения нефтеотдачи не получится.

Как мы помним, в промытой заводнением части пласта остаточная нефть содержится в виде изолированных капелек, удерживаемых на месте капиллярным давлением. Когда хорошо смешивающийся с нефтью газ проходит через поровое пространство, часть этого газа растворяется в нефти. В результате капельки нефти сильно увеличиваются в объёме и могут снова соединиться друг с другом. Нефть вновь обретает подвижность и начинает перемещаться к добывающим скважинам. Со временем газа становится все больше и уже скорее капельки нефти растворяются в газе и увлекаются вместе с ним к добывающим скважинам.

Из описания газовых методов понятно, что с их помощью, теоретически, можно добиться почти стопроцентного коэффициента вытеснения. Нефть и закачиваемый газ в пласте смешиваются и добываются вместе. На поверхности нефть отделяется, а газ снова закачивается в пласт, где опять смешивается с нефтью и т. д. В добываемой смеси нефти с газом постепенно становится все больше газа и все меньше нефти; казалось бы, возможно довести процесс до того, что нефти в пласте почти не останется.

Однако практически газовые методы дают дополнительно всего около 5—10% дополнительной нефтеотдачи, то есть КИН увеличивается с 30—40% при обычном заводнении до 40—45%. Это существенно, но кардинально ситуацию с навеки оставленными под землёй запасами не меняет.

Так получается в основном потому, что газ обладает примерно в сто раз меньшей вязкостью, чем нефть. Если его непрерывно закачивать в нагнетательные скважины, то он быстро придёт по кратчайшей прямой в добывающие скважины; дальше будет вырабатываться только та остаточная нефть, которой повезло оказаться именно на этой прямой. Именно для того, чтобы такого не происходило, газ закачивают попеременно с водой. Это в определённой мере стабилизирует процесс.

Прочие виды третичных методов до сих пор не вышли за рамки опытных работ, и, вполне вероятно, многие из них никогда и не выйдут. Распространённость тепловых и газовых методов на самом деле тоже не очень велика. Как уже говорилось, тепловые методы привязаны к нетрадиционным высоковязким запасам. С газовыми же методами основная сложность — подобрать источник газа. Закачивать можно или углеводородный газ, который вообще-то и сам по себе — ценный энергоноситель; или углекислый газ, который нужно ещё найти где-то неподалёку. Некоторые залежи природного газа содержат большой процент углекислоты, которую можно отделять и направлять на нефтяное месторождение для закачки, но есть такие залежи далеко не везде.

Ещё один, довольно очевидный потенциальный источник углекислоты — это, конечно, горение. Теоретически можно собирать углекислый газ, например, на какой-нибудь тепловой электростанции, и использовать его для третичной нефтеотдачи. Заодно можно сократить выбросы углекислого газа в атмосферу. С экономической точки зрения этот вариант выглядит пока проблематично. Помимо прочих немаленьких затрат, связанных с третичной нефтеотдачей, нужно ещё и перестраивать электростанцию, чтобы можно было собирать углекислый газ и повышать его давление для транспортировки.

Проектный КИН

Обычно где-то рядом со словами о брошенных под землёй запасах нефти можно встретить и фразы о том, что в так называемых развитых странах КИН высокий, а в России — низкий или уменьшается. Это с одной стороны верно. Третичные методы в России применяются мало (в основном потому, что для них мало подходящих условий), а вторичными методами, то есть заводнением, очень высокой нефтеотдачи добиться трудно. Есть и другие немаловажные факторы.

Дело в том, что помимо способа разработки, КИН сильно зависит от свойств пласта-коллектора. Обычно чем ниже проницаемость пласта, тем ниже и нефтеотдача. Связь здесь очень простая. Низкопроницаемые пласты являются таковыми потому, что узких поровых каналов в них больше, чем в высокопроницаемых пластах. Чем уже канал, тем больше в нем сила трения, тем больше усилий нужно, чтобы протолкнуть через него тот же объем жидкости. С другой стороны, чем больше узких поровых каналов, тем больше капиллярных ловушек для капелек остаточной нефти, то есть тем ниже коэффициент вытеснения и, соответственно, нефтеотдача.

В России сегодня начинается разработка всё более и более низкопроницаемых залежей. Это может служить причиной некоторого снижения среднего КИН; особенно с учётом того, что на старых месторождениях перехода к третичным методам разработки, которые могли бы повысить КИН, не происходит.

Есть и ещё одна важная вещь, которую следует понимать при упоминании КИН или нефтеотдачи. Величина КИН — это отношение прогнозной добычи нефти к геологическим запасам. Поэтому имеет значение, кто, как и зачем делает этот прогноз. При обосновании проектного КИН для подсчёта извлекаемых запасов прогнозируется разработка месторождения до самого конца, до последней вытекающей из скважины капли. Часто по этим прогнозам получается так, что проектный КИН достигается где-то к середине двадцать второго века, особенно по новым месторождениям. Поэтому, во-первых, непонятно, следует ли всерьёз рассчитывать на то, что этот КИН в действительности когда-либо будет достигнут. А во-вторых, откровенно говоря, чем выше получается КИН по прогнозу, тем довольнее заказчик проектной работы, так как у него станет больше запасов. Что в итоге важнее обычному проектировщику — быть кристально честным в своих расчётах на следующее столетие или вовремя сдать проект и перестать получать нагоняи от начальства — догадаться нетрудно. Причём относится это в одинаковой степени и к российским, и к зарубежным реалиям.

Довольно часто встречается ещё миф о том, что интенсивная эксплуатация залежей нефти приводит к снижению коэффициента извлечения нефти. Особенно это актуально в связи с тем, что резкое увеличение добычи нефти в России в первой половине нулевых годов произошло в основном за счёт интенсификации добычи и гидроразрыва пласта. Если коротко, то эта концепция неверна. Более подробно на эту тему поговорим в ближайшее время в следующей статье.

Читать продолжение.