чем обусловлена высокая подвижность газа в пласте
Добыча нефти и газа
Изучаем тонкости нефтегазового дела ВМЕСТЕ!
Особенности разработки газовых и газоконденсатных месторождений
В настоящее время в СССР все газовые и газоконденсатные месторождения разрабатываются на режиме истощения, что обусловливает:
— низкие коэффициенты конденсатоотдачи из-за ретроградных потерь конденсата в пластах;
— большие затраты на подготовку газа к дальнему транспорту из-за необходимости строительства ДКС; ограниченность периода постоянной добычи газа.
Потери конденсата при газовом режиме разработки увеличиваются с ростом его начального содержания (более 100 см3/м3) и плотности. При прочих равных условиях коэффициент конденсатоотдачи Кк возрастает при увеличении различия между начальным пластовым давлением и давлением начала конденсации, а также при повышенных температурах в пластах. Однако и в наиболее благоприятных условиях в большинстве случаев Кк £60 %.
Проявление естественного упруговодонапорного режима при избирательном обводнении приводит к увеличению потерь конденсата.
Эксплуатация газоконденсатных месторождений в режиме истощения обусловливает и другие недостатки.
Однако приводимые в литературе высокие значения коэффициентов газоотдачи при проявлении водонапорного режима часто обусловлены тем, что расчет Кг проводят по отношению к промышленным запасам газа, рассчитанным объемным методом. Последние же, как показал специальный анализ 122 залежей, для которых запасы были с высокой надежностью определены по падению давления, систематически занижены примерно па 15 % по отношению к фактическим и характеризуются случайной погрешностью на уровне 30 %.
Анализ разработки газовых месторождений, эксплуатирующихся в условиях активного естественного упруговодонапорного режима, показывает, что основная причина снижения газоотдачи нерегулируемое избирательное обводнение.
Разработка месторождений в режиме истощения обусловливает необходимость уменьшения темпа отбора газа при извлечении примерно 50 % начальных запасов. Длительность периода постоянной добычи и коэффициент газоотдачи определяются начальным пластовым давлением, продуктивностью скважин, запасами, темпом отбора газа, а также активностью водонапорной системы. В среднем на конец периода постоянной добычи коэффициент извлечения газа практически при газовом режиме не превышает 60 % геологических запасов газа. Если учесть, что в период нарастающей добычи извлекается примерно 10 % начальных запасов газа и более, то в период постоянной добычи газа даже при газовом режиме извлекается не более 50 % начальных запасов газа.
При проявлении активного водонапорного режима с нерегулируемым избирательным обводнением объем добычи при постоянном темпе отбора сокращается. Так, на Ленинградском месторождении в период постоянной добычи было извлечено примерно 40 % начальных запасов газа.
При проявлении естественного водонапорного режима практически невозможен долгосрочный прогноз эксплуатационных показателей, что особенно недопустимо при эксплуатации крупных газоконденсатных месторождений. Так, например, по Ленинградскому месторождению, согласно проекту разработки, предполагалось сохранить до 1973 г. годовую добычу газа на уровне не менее 3%, а фактическая добыча в 1972 г. была менее 1 % начальных запасов газа, а в 1973 г.менее 0,5%, т. е. соответственно в 3 и 6 раз ниже проектной. Следует отметить, что столь существенное расхождение обусловлено трудностями прогноза, а не случайными ошибками в проекте, который полностью соответствовал уровню развития теории эксплуатации газовых залежей на период его составления.
Таким образом, при проектировании системы разработки газовых и газоконденсатных месторождений на режиме истощения практически можно планировать режим постоянной добычи не более чем на Кг=50 % геологических запасов газа. Для уникальных и одиночных месторождений это обусловливает необходимость ориентироваться при технико-экономических расчетах на оценку максимальной годовой добычи и в период постоянной добычи практически также лишь 50 % от геологических запасов газа, поскольку недозагрузка магистральных газопроводов большой протяженности в проектный срок их эксплуатации приведет к резкому повышению приведенных затрат на газ, добываемый из таких месторождений. В связи с этим, с одной стороны, возникает проблема доразработки месторождений на режиме падающей добычи, которая будет особенно существенной для наиболее удаленных и крупных месторождений, с другой стороны, создаются объективные предпосылки к длительной консервации газа и установлению годовых отборов на уровне, не превышающем 3 % начальных. Такие отборы не всегда оптимальны и для получения высокого коэффициента газоотдачи.
Падение пластового давления в залежах в большинстве случаев вызывает снижение продуктивности скважин при рабочих депрессиях. Это приводит к необходимости вести большой объем дополнительного эксплуатационного бурения, что весьма сложно в труднодоступных районах. Опережающее эксплуатационное бурение не всегда оправдано в случае проявления активного водонапорного режима и при малой изученности эксплуатационных объектов, так как может привести к заложению скважин в зонах, отбор из которых будет затруднен при избирательном обводнении залежи. Одним из факторов, обусловливающих уменьшение продуктивности скважин, является уменьшение проницаемости пластов с падением давления, что наиболее существенно для пластов, проницаемость которых низка при начальном давлении. В пластах с глинистым цементом проницаемость может уменьшаться в 10 раз и более.
К важным факторам, обусловливающим снижение газоотдачи при разработке газовых месторождений на любом режиме, относится нелинейность фильтрации газа при малых градиентах давления, которая в предельном случае эквивалентна наличию начального градиента давления t0.
Наконец, при нерегулируемом или плохо регулируемом обводнении часть малопроницаемых прослоев может преждевременно обводниться и в них возникнет начальный градиент для газа. Такая опасность существует как при естественном, так и при искусственном обводнении и указывает на необходимость тщательного изучения разреза для контроля за разработкой.
Проявление естественного водонапорного режима при избирательном обводнении на фоне указанных явлений приводит к еще большему снижению коэффициента газоотдачи в результате образования недренируемых целиков газа по площади залежи, специальное разбуривание которых в большинстве случаев малоэффективно, так как вновь пробуренные скважины быстро обводняются.
Все это вызывает необходимость повышения эффективности системы эксплуатации газовых и особенно газоконденсатных месторождений.
В мировой практике при эксплуатации газоконденсатных месторождений с содержанием конденсата более 25 см3/м3 наряду с эксплуатацией их на режиме истощения применяется сайклинг-процесс, позволяющий существенно повысить коэффициент конденсатоотдачи. Сайклинг-процесс широко применяется на месторождениях с содержанием конденсата более 100 см3/м3 и при запасах газа от 10 млрд. м3 и более при близости начального пластового давления и давления начала конденсации. Недостатки применения сайклинг-процесса широко известны, из них к основным относятся следующие:
— большие капитальные вложения и необходимость создания специального оборудования при эксплуатации месторождений с высокими пластовыми давлениями; большие эксплуатационные затраты;
— понижение надежности промыслового оборудования (скважинного и наземного) в связи с увеличением срока эксплуатации, особенно при наличии агрессивных компонентов в добываемой продукции.
Однако принципиально поддержание пластового давления при эксплуатации газовых и газоконденсатных залежей весьма целесообразно. Наиболее пригодный метод поддержания пластового давлениязакачка воды. Идея задачки воды в газовые и газоконденсатные залежи многократно обсуждалась, но не была реализована на практике, так как по результатам ранее выполненных лабораторных и промысловых исследований считалось, что вытеснение газа водой сопровождается интенсивным защемлением газа. Полагали, что коэффициент извлечения газа не превышает 50%, т. е. примерно соответствует реально достигаемым значениям нефтеотдачи залежей, разрабатываемых при искусственном водонапорном режиме. При этом не учитывался ряд принципиально важных факторов, различающих механизмы вытеснения водой нефти и газа. Газ благодаря относительно малой вязкости в меньшей мере подвержен блокированию водой как в масштабе пор, так и макронеоднородностей пласта. В результате коэффициенты вытеснения и охвата при регулируемом заводнении должны быть значительно выше, чем для нефтяных залежей. Большая подвижность газа упрощает и проблему регулирования продвижения воды. Известно также, что при проявлении начального градиента фильтрации для воды даже в нефтяных пластах коэффициент отдачи возрастает. Это обстоятельство благоприятствует возможности контроля за распределением закачиваемой поды, которую можно селективно направлять в зоны газового пласта, заранее выбранные для заводнения.
15. Условия залегания нефти, газа и воды в продуктивных пластах.
Чем больше пластовое давление, тем при прочих равных условиях больше запасы энергии пласта и тем больше нефти и газа можно извлечь из данного месторождения или залежи.
В зависимости от давления и температуры, а также ее состава смесь углеводородов в пластовых условиях может находиться в различных состояниях: жидком, газообразном или двухфазном (газожидкостная смесь). Как правило, в жидком состоянии смесь находится, когда в ней преобладают тяжелые углеводороды, пластовое давление велико, а пластовая температура относительно мала. Такие месторождения называются нефтяными.
Однако наличие в смеси некоторого количества тяжелых углеводородов не значит, что она обязательно будет находиться в двухфазном состоянии. Дело в том, что при высоком давлении в пласте (вблизи критической точки на фазовой диаграмме) плотность газовой фазы приближается к плотности легких углеводородных жидкостей. В этих условиях в сжатом газе растворяются значительные количества углеводородной жидкости, подобно тому, как в бензине растворяется нефтяной битум. Такие месторождения называются газоконденсатными.
Значительно чаще в природе встречаются условия, при которых смесь углеводородов находится в пласте в двухфазном состоянии. Например, в газонефтяных месторождениях одновременно присутствуют большая газовая шапка и нефтяная оторочка. Кроме того, вторая фаза образуется в пласте по мере разработки залежей: при неизбежном снижении давления в пласте из нефти выделяется растворенный газ, а из сжатого газа выпадает конденсат.
Нижние части продуктивных пластов подпираются пластовыми водами, называемыми подошвенными,объем которых, как правило, в десятки’и даже сотни раз больше нефтегазоконденсатной части. Кроме того, пластовые воды простираются на большие площади за пределы залежи. Такие воды называются краевыми.
Чем обусловлена высокая подвижность газа в пласте
Изначально нефтяной пласт — это черный ящик, содержащий нечто ценное. Чтобы попытки извлечь содержимое не оказались безуспешными, необходима подготовительная работа, которая позволит понять характер и свойства залежи
Профиль залежи
Разработка залежей углеводородов (УВ) начинается с оценки физико-химических свойств самих УВ и свойств пласта — давления, температуры. От совокупности этих данных будет зависеть способ извлечения нефти на поверхность.
Следующий шаг — определение химического состава нефти, влияющего на ее плотность, вязкость, закономерности движения в пласте и особенности эксплуатации месторождения. Компонентный состав нефти включает в себя как углеводороды с различной молярной массой — от легких до тяжелых, так и разные примеси — смолы, парафины, асфальтены. Тяжелая нефть — высоковязкая, выгнать ее из пласта непросто, для этого требуются дополнительные технологии. Но и добыча легкой нефти может быть осложнена. Так, парафины откладываются в трубах, а некоторые смолы способствуют прилипанию капель нефти к породе коллектора. Все эти факторы нужно учесть, прежде чем приступить к промышленной разработке месторождения.
Геофизические методы исследования скважин при бурении и эксплуатации
Геофизические методы исследования скважин (каротаж скважин) применяются для изучения характеристик залежи в околоскважинном и межскважинном пространстве. С их помощью можно получить информацию о глубине залегания нефтяного пласта, его толщине, пористости, температуре, проницаемости и литологическом составе пород коллектора, пластовом давлении, количестве и составе флюидов, вытекающих из разных интервалов эксплуатационной скважины, техническом состоянии самой скважины.
Геофизические исследования проводятся и в уже пробуренных скважинах, и во время их бурения, и даже во время процесса добычи. Исследования основаны на применении всевозможных физических методов, позволяющих регистрировать и затем изучать различные физические поля. Всего известно более 50 различных методов ГИС и их разновидностей. Их можно разделить на пять групп по типу исследуемых полей — электрические, ядерные, термические, сейсмоакустические, магнитные. Особенность современных геофизических исследований — в возможности оперативно передавать и обрабатывать получаемую информацию, а значит — быстро принимать решения о дальнейших работах на скважине и в целом на месторождении.
Под давлением
Отдельно изучаются свойства самого пласта. А именно — его энергетические характеристики. Любая нефтяная или газовая залежь обладает потенциальной энергией, которая в процессе разработки переходит в кинетическую и расходуется на вытеснение нефти и газа из пласта.
Энергия пласта обусловлена действием силы тяжести, а характеристикой, отражающей ее величину, принято считать пластовое давление. В частности, огромные массы верхнележащих пластов давят на породы коллектора и на содержащиеся в нем жидкости. Чем большее сжатие испытывает нефтяной пласт, тем значительнее накопившаяся в нем энергия упругих сил, которая впоследствии заставляет нефть выдавливаться из пласта в добывающую скважину. При вскрытии продуктивного пласта в скважине образуется зона пониженного давления, куда и устремляется жидкость. В результате извлечения нефти пластовое давление падает, что позволяет расширяться как самой нефти, так и зернам сжатой породы коллектора. Как следствие — поровое пространство, содержащее нефть, сужается, вытесняя нефть в скважину. Этот процесс может продолжаться до тех пор, пока давление в пласте не сравняется с давлением в скважине. Такой режим извлечения нефти из залежи называют упругим.
Впрочем, как правило, на нефть в пласте действует сразу несколько выталкивающих сил. Нередко решающим энергетическим фактором становится напор пластовых (подошвенных) вод. Подстилающая нефтяную залежь вода также находится под действием давления, зависящего от глубины. Как только нефть вытекает из пласта и пластовое давление понижается, вода начинает расширяться и устремляется в пласт, способствуя дальнейшему вытеснению нефти. Это упруговодонапорный режим. Если же пластовые воды имеют гидродинамическую связь с поверхностью земли и постоянно подпитываются от внешнего источника, то их давление на нефть может оказаться решающим, значительно превышающим действие сил упругости. В этом случае говорят о водонапорном режиме.
Вносит свой вклад в общее дело и газ, всегда присутствующий в залежи в том или ином виде. Если месторождение содержит газовую шапку, то при падении пластового давления газ, так же как и вода, расширяется, вытесняя нефть (газонапорный режим). При отсутствии газовой шапки движущей силой может стать газ, растворенный в нефти. Здесь важен такой фактор, как давление насыщения, при котором газ растворяется в нефти. Если давление окружающей среды меньше давления насыщения, то газ расширяется и покидает жидкость, оказывая на нее вытесняющее воздействие. Такой режим называется режимом растворенного газа и в чистом виде проявляется при отсутствии связи с подошвенными водами, при близких или равных значениях начального пластового давления и давления насыщения, при повышенном газосодержании пластовой нефти. Недостаток такого режима в том, что дегазация пластовой нефти может приводить к существенному повышению ее вязкости и потере текучести.
Перечисленные выше режимы работы пласта — природные. Здесь перемещение нефти зависит лишь от действия естественных сил. Эксплуатация залежи с помощью природных режимов практикуется только на начальном этапе разработки и носит название первичной добычи. При этом может использоваться один или несколько режимов одновременно. Например, разработка большого месторождения может начинаться с режима растворенного газа, затем добавляется влияние газовой шапки, а при извлечении достаточного количества жидкости имеет смысл снизить давление в зоне, примыкающей к пластовым водам, и в полной мере задействовать водонапорный режим.
Гидродинамические исследования скважин
Гидродинамические исследования скважин (ГДИС) — это совокупность мероприятий, направленных на измерения различных параметров пласта и пластовых флюидов — давления, температуры, дебита и т.д. Основной метод ГДИС заключается в гидропрослушивании пласта, в ходе которого на пласт оказывается определенное воздействие, а затем изучается ответная реакция на это воздействие. На практике корректируется режим работы одной из скважин (возмущающей) и измеряется изменение давления в других скважинах (реагирующих). Смена режима работы возмущающей скважины может быть достигнута за счет остановки или, наоборот, пуска ее в работу, изменения забойного давления, а следовательно, и дебита скважины.
Цели проведения ГДИС различаются в зависимости от стадии разработки месторождения. Если речь идет о разведочном этапе, то определяются границы пласта, его проводимость, возможные дебиты. Во время промышленной разработки помимо характеристик пласта важной становится оценка эффективности выбранной сетки скважин. На заключительной стадии ГДИС позволяют отследить эффективность применения дополнительных усилий для повышения нефтеотдачи.
Искусство вытеснения
Нефтеотдача на природных режимах разработки залежи далеко не всегда обеспечивает экономическую эффективность. Поэтому нередко уже на начальном этапе естественную энергию пласта поддерживают или увеличивают с помощью процесса поддержания пластового давления (ППД) — дополнительной закачки в пласт воды или — реже — газа. Нагнетание жидкости в истощенный пласт принято называть вторичным методом добычи.
Создание искусственного водонапорного режима (заводнения) требует бурения нагнетательных скважин. В зависимости от того, в каком месте пласта бурятся эти скважины, заводнение называют законтурным, приконтурным или внутриконтурным. Выбор типа заводнения и взаимного расположения нагнетательных и добывающих скважин (сетки скважин) — одна из важнейших задач, от решения которой зависит эффективность разработки всего месторождения и отдельных его участков. Просчеты с выбором сетки скважин приводят к снижению дебитов, низким экономическим показателям разработки и быстрому обводнению (см. врез) залежи. К тому же каждая новая скважина — это существенное увеличение капитальных затрат.
0,7 достигает коэффициент извлечения нефти при водонапорном режиме добычи
Методы воздействия
Спрос на черное золото остается прежним, а легкодоступных запасов все меньше. Поэтому современная не фтедо быча немыслима без методов увеличения нефтеотдачи. Они позволяют извлекать максимум из старых месторождений и браться за разработку неудобных новых, добыча из которых еще несколько лет назад казалась неосуществимой
Коэффициент успеха
Оценить эффективность разработки месторождения можно по КИН — коэффициенту извлечения нефти (или нефтеотдаче). КИН вычисляют как отношение извлекаемых запасов к начальным геологическим запасам и рассчитывают на каждом этапе разработки месторождения. Сначала — проектный, основанный на данных геологоразведки о возможных запасах. Здесь учитываются строение коллектора и современный уровень технологий, позволяющий или не позволяющий эффективно работать с имеющимся коллектором. Проектный КИН дает возможность оценить экономическую обоснованность разработки.
В процессе добычи нефти обновляется геологическая модель месторождения, а вместе с ней пересчитывается и проектный КИН. К тому же регулярно отслеживается текущий КИН, равный доле добытой на определенный момент нефти относительно геологических запасов. Это позволяет соотносить реальность с планами и своевременно менять стратегию освоения месторождения. После того как месторождение переходит в разряд истощенных и добыча на нем прекращается, подсчитывают окончательный КИН и сравнивают его с проектным. Если проектный КИН достигнут, можно говорить о том, что разработка проведена эффективно.
Среднее значение коэффициента извлечения нефти при традиционных способах добычи не очень сильно изменилось за последние десятилетия. Причину этому, видимо, нужно искать в том, что, несмотря на развитие технологий, нефтяникам приходится иметь дело с ухудшающимися свойствами пластов. Согласно обобщенным данным КИН при первичных способах разработки (с использованием потенциала пластовой энергии) в среднем не выше 10%, а при вторичных способах (заводнении и закачке газа для поддержания пластовой энергии) — около 35%. Это среднемировые значения. В России коэффициент извлечения нефти, как правило, не превышает 20%. В «Газпром нефти» этот показатель достигает 25%, что обусловлено поздней стадией разработки на большинстве месторождений компании.
Хотя очевидно, что чем больше КИН, тем лучше, добыча нефти может быть рентабельной и при очень небольших коэффициентах. Но в этом случае в пласте остается большое количество неизвлеченной нефти, а это недополученная прибыль. Ситуация меняется, если в ход идут современные методы увеличения нефтеотдачи (МУН). Их применение позволяет увеличивать КИН в среднем на и существенно наращивать извлекаемые запасы нефти на уже открытых месторождениях.
Агенты вытеснения
Методы увеличения нефтеотдачи делятся на несколько категорий, но все сводятся к двум задачам: более качественному вытеснению нефти из пласта и увеличению дренируемой зоны без бурения дополнительных скважин. Самым простейшим МУНом можно назвать ставшую уже обычной процедуру заводнения. Увеличение нефтеотдачи за счет закачки в пласт воды — это способ из серии «дешево и сердито». К сожалению, вода не вытесняет нефть равномерно. Из-за разных вязкостей и поверхностного натяжения воды и нефти, из-за неравномерного строения пород коллектора, разной величины пор вода может на отдельных участках пласта двигаться быстрее, чем нефть. В итоге часть нефти так и остается в порах.
Вытеснение нефти из пласта
Для того чтобы вытеснение нефти происходило более эффективно, в качестве вытесняющего агента применяют не воду, а различные растворы. Так, например, растворы поверхностно-активных веществ (ПАВ) уменьшают «цепляемость» нефти к породе, способствуя более легкому ее вымыванию из пор. Также ПАВы уменьшают поверхностное натяжение на границе нефть — вода, что содействует образованию водонефтяной эмульсии типа «нефть в воде», для перемещения которой в пласте необходимы меньшие перепады давления. Существенный недостаток ПАВов — это их дороговизна. Поэтому в качестве альтернативы нередко применяют щелочные растворы, которые, взаимодействуя с нафтеновыми кислотами нефти, образуют поверхностно-активные вещества прямо в пласте. Область применения щелочных растворов ограничивается наличием в пластовых водах ионов кальция — при реакции с щелочью они образуют хлопьеобразный осадок.
Другой результативный агент — это водный раствор полимеров, или, как их еще называют, загустителей. Полимеры увеличивают вязкость закачиваемой воды, приближая ее значение к вязкости нефти. В результате фронт вытеснения выравнивается — вода перестает опережать нефть в более проницаемых участках пласта. Часто в качестве загустителей применяют полиакриламиды. Они хорошо растворяются в воде и уже при концентрациях придают ей вязкоупругие свойства. В настоящее время в «Газпром нефти» изучается возможность внедрить технологию комплексного щелочь-ПАВ-полимерного заводнения (см. врез).
Если полимеры загущают воду, то различные газы призваны разжижать нефть. Чтобы уменьшить вязкость нефти и увеличить ее подвижность, в пласт закачивают растворители — сжиженные природные газы: бутан, пропан и их смесь. Еще один вариант растворителя — углекислота (двуокись углерода СО2), которая также отлично растворяется в нефти.
Заводнение серной кислотой относится к комплексным методам увеличения нефтеотдачи. Серная кислота растворяет минералы пород коллектора, повышая тем самым их проницаемость. Таким образом увеличивается охват дренируемой зоны, то есть части пласта, активно отдающей нефть. В то же время при взаимодействии серной кислоты с ароматическими углеводородами, содержащимися в нефти, образуются поверхностно-активные сульфокислоты. Их роль в вытеснении нефти аналогична воздействию ПАВов, специально закачиваемых в пласт с поверхности.
В отличие от обычного нагнетания в пласт воды, заводнение с использованием различных химреагентов — мероприятие не из дешевых. Помимо финансовых рисков противопоказаниями к нему могут оказаться и другие факторы, такие как определенное строение коллектора, характеристики слагающих его пород, химические свойства нефти. Поэтому в ряде случаев эффективней оказываются иные способы повышения нефтеотдачи. Например, тепловое воздействие на пласт.
Теплый прием
Первые опыты по термическому воздействию на пласт были начаты еще в 30-х годах прошлого века в СССР. С тех пор накопился значительный объем данных лабораторных и промысловых испытаний, позволяющий сделать применение этих методов более осмысленным и продуктивным.
Самый простой способ — это нагнетание в пласт горячей воды. Начальная температура теплоносителя составляет несколько сотен градусов. Это позволяет значительно снизить вязкость нефти и увеличить ее подвижность. Однако, продвигаясь по пласту, вода остывает, а значит, нефть сначала будет вытесняться холодной водой, а потом горячей. В итоге прирост нефтеотдачи будет скачкообразным. Вытеснение горячей водой хорошо работает в однородных пластах и на высоких температурах. Как только температура воды падает до 80—90°C, можно получить обратную реакцию: вязкость нефти становится достаточной, чтобы еще лучше пропитать капилляры породы, но недостаточной, чтобы покинуть их.
Воду можно заменить горячим паром. Такой способ считается более эффективным, так как теплоемкость пара при прочих равных условиях больше, чем у воды. При нагнетании пара вязкость нефти повышается, а часть легких нефтяных фракций испаряется и фильтруется в виде пара. В холодной зоне эти пары конденсируются, обогащая нефть легкими компонентами и действуя как растворитель.
Термические методы извлечения нефти
Еще один вариант термического воздействия — внутрипластовое горение. Этот зажигательный метод основан на естественной характеристике нефти как горючего. У забоя нагнетательной (зажигательной) скважины нефть поджигают с помощью электрических горелок или химической реакции. Как известно, для поддержания огня необходим кислород, поэтому с поверхности в скважину нагнетают воздух или смесь воздуха с природным газом. В результате фронт горения движется в пласте, разогревая нефть, уменьшая ее вязкость и заставляя интенсивнее двигаться в сторону области с пониженным давлением, то есть к эксплуатационным скважинам. Для успешного осуществления процесса необходимо, чтобы нефть распределялась в пласте достаточно равномерно, а сам коллектор обладал высокой проницаемостью и пористостью. Более устойчивые очаги горения возникают в залежах с тяжелой нефтью, обладающей повышенным содержанием хорошо горящих коксовых остатков.
Вообще говоря, именно при освоении месторождений с тяжелой высоковязкой нефтью чаще всего применяют термические МУНы. При снижении температуры в пласте происходит выпадение асфальтенов, смол и парафинов, затрудняющих фильтрацию. В случае добычи тяжелой нефти такое снижение фильтрационных свойств коллектора может стать критическим для эффективности разработки, поэтому дополнительный разогрев пласта бывает просто необходим.
Щелочь-ПАВ-полимерное заводнение
Комплексное химическое заводнение, включающее в себя поочередную закачку в пласт поверхностно-активных веществ и полимеров, впервые было опробовано в 80-х годах прошлого века. Тогда же появилась идея разбавлять дорогие ПАВ более дешевой щелочью. Испытания такого тройного щелочь-ПАВ-полимерного заводнения показали, что объединение методов может дать увеличение КИН на Сама технология получила название ASP-заводнение — от английского alkali-surfactant-polymer — щелочь-ПАВ-полимер. К широкомасштабному использованию ASP-заводнения западные компании вернулись только в начале 2000-х.
В «Газпром нефти» возможность внедрения щелочь-ПАВ-полимерного заводнения изучают специалисты совместного с Shell предприятия «Салым Петролеум Девелопмент». Первые результаты испытаний, проведенных на одиночной скважине, дали обнадеживающие результаты: химическое заводнение мобилизовало 90% остаточной нефти. В настоящее время просчитываются экономические показатели использования технологии, изучаются условия ее эффективного применения.
На разрыв
Одним из самых популярных методов увеличения нефтеотдачи сегодня стал гидроразрыв пласта (ГРП), ведущий свою историю также из середины прошлого столетия. Сложно сказать, кому первому в голову пришла идея улучшать связь скважины с пластом за счет его разрыва. Здесь первенство оспаривают советские и американские ученые. Но долгое время этот способ существовал больше в теоретических выкладках, нежели на практике: во времена легкой нефти в нем не было особой нужды. Ситуация изменилась в конце прошлого века, когда ГРП стали активно применять для разработки месторождений с чрезвычайно низкими фильтрационно-емкостными свойствами пластов, включая карбонатные коллекторы. Яркий пример здесь освоение сланцевых месторождений в Америке, целиком и полностью обязанных своим успехом использованию гидроразрыва.
Сущность процесса ГРП заключается в нагнетании в пласт жидкости под большим давлением (до 60 МПа). В качестве основы для жидкости ГРП в зависимости от свойств коллектора и применяемых технологий используют пресную или минерализованную воду, углеводородные жидкости («мертвая» нефть, солярка), смеси с добавлением азота, двуокиси углерода, кислоты. Чтобы трещины сразу после снятия давления не смыкались, в них закачивают расклинивающий агент (проппант). Материал проппанта за всю историю развития технологии гидроразрыва неоднократно менялся. Сначала это была молотая ореховая скорлупа, затем кварцевый песок, позднее стали использовать стеклянные или пластмассовые шарики.
Протяженность трещин, образовавшихся после проведения ГРП, может достигать нескольких сотен метров при средней ширине до 5 мм. Они становятся новыми проводниками нефти, значительно улучшая контакт скважины с пластом и расширяя площадь притока жидкости в скважину. В среднем однократный гидроразрыв пласта позволяет увеличить дебит нефтяных скважин в два-три раза. В горизонтальной скважине может быть одновременно проведено несколько гидроразрывов. В этом случае говорят о многостадийном гидроразрыве пласта (МГРП). На сланцевых месторождениях счет стадий в горизонтальных скважинах идет уже на десятки. В общем случае количество стадий определяется исходя из экономической целесообразности и геологических особенностей коллектора.
В настоящее время многостадийный гидроразрыв пласта, пожалуй, единственный проверенный способ разработки месторождений, относящихся к трудноизвлекаемым запасам (ТРИЗ). Сюда входят и месторождения, где фильтрационные свойства пластов не могут обеспечить рентабельные притоки при применении обычных методов разработки, — им МГРП может дать новую жизнь, и такие пока экспериментальные варианты, как баженовская свита. Именно освоение залежей ТРИЗ стало толчком для активного внедрения МГРП в «Газпром нефти» (см. врез).
Многостадийный гидроразрыв пласта в «Газпром нефти»
Первая горизонтальная скважина с четырьмя стадиями гидроразрыва пласта в «Газпром нефти» была введена в эксплуатацию в 2011 году на Вынгапуровском месторождении. А уже через три года количество горизонтальных скважин с МГРП во всех добывающих активах компании достигло 168. Изменяется не только число высокотехнологичных скважин, но и качественные характеристики технологии.
До последнего времени в компании применяли так называемый шаровой МГРП. Здесь каждая новая зона ГРП в скважине отделяется от предыдущей композитным или металлическим шаром. Диаметр шаров возрастает от зоны к зоне и не позволяет провести больше 10 операций гидроразрыва из-за конструктивных особенностей скважины. Новый вариант МГРП успешно опробовали в 2015 году специалисты «Газпромнефть-Хантоса»: на Приобском месторождении в качестве изолятора использовались не шары, а специальный инструмент с многоразовой уплотняющейся подушкой (пакером), которая разбухает и отделяет зоны, в которых ГРП уже проведен. Впоследствии разбухающий пакер возвращается к исходному размеру, что позволяет транспортировать оборудование к следующему месту разрыва внутри скважины (шары после завершения ГРП разрушают специально). В этом случае количество стадий ГРП ограничивается лишь технико-экономическими расчетами. На Приобском месторождении впервые в истории компании провели гидроразрыв пласта.