Зарубежный и отечественный опыт применения технологий по вовлечению в разработку трудноизвлекаемых запасов

Эффективная разработка трудноизвлекаемых запасов требует применения инновационных технологических решений. В качестве таковых следует выделить:

• -    комплексное химическое воздействие,

• -    газовые и водогазовые методы,

• -    тепловое термогазовое воздействие,

• -    электромагнитное воздействие,

• -    дилатансионные методы и акустическое воздействие,

• -    многоствольные и многозабойные скважины,

• -    многозонный гидроразрыв на нагнетательных скважинах [5, 6, 8-10].

Технология комплексного физико-химического воздействия основана на закачке с водой раствора щелочи (англ. Alkaline), ПАВ (англ. Surfactant) и полимеров (англ. Polymer). Эффект от воздействия достигается по трем направлениям: снижение поверхностного натяжения на границе «нефть-вода» за счет ПАВ; снижение подвижности воды и обводненности за счет полимеров; увеличение продуктивности за счет щелочной обработки ПЗП [1].

Газовое и водогазовое воздействие основано на закачке углеводородных газов (в т.ч. в смеси с водой), углекислого газа, азота. Эффект выражается в снижении вязкости нефти и межфазного натяжение на границе раздела нефтяной и водной фазы. Технологии используются в широком диапазоне геологических условий для извлечения как легких, так и тяжелых нефтей [7, 14]. Наибольший эффект от газового и водогазового воздействия достигается при полном охвате нагнетательного фонда. Согласно лабораторным экспериментам на керновом материале оптимальное соотношение объемов воды и газа в водогазовой смеси в пластовых условиях составляет 1 к 1.

В мире более 150 месторождений разрабатывается с закачкой углеводородного газа, CO 2 , N 2 (Норвегия, США, Канада, Венесуэла, Мексика, Тринидад, Турция, ОАЭ, Ливия). При этом геологические условия схожи с условиями месторождений ХМАО-Югры: средняя глубина 2200 метров, проницаемость коллекторов от 1,5 до 3000 мД при средней величине 130 мД. Реализуемые технологии обеспечивают КИН на уровне 0,55 д.ед., средний по 10 тысячам добывающих скважин прирост дебита нефти в результате внедрения газовых технологий составил 58 м³/сут.

В нашей стране опытно-промышленное внедрение различных технологий водогазового воздействия было реализовано на Ромашкинском, Фёдоровском, Самотлорском, Советском, Вахском, Восточно-Перевальном и других месторождениях.

Термогазовое воздействие Основано на закачке в пласт воздуха, кислорода либо водовоздушной смеси. В США технологии, основанные на термогазовом воздействии, применяются для добычи сланцевой нефти [14]. Эффект достигается за счет нагрева породы до 420 оС и выделения из нее жидких углеводородов. За счет термогазового воздействия на месторождениях США обеспечивается нефтеотдача на уровне от 28 до 64%. По термодинамическим условиям и коллекторским свойствам эти месторождения близки к баженовским объектам Западной Сибири.

Для осуществления ТГВ требуется компрессорная станция для закачки воздуха, кислорода или водовоздушной смеси.

В качестве недостатка термогазового воздействия отмечают повышенную коррозийную активность закачиваемого агента и его пожароопасность. Применение термогазового воздействия на территории округа ограничено опытно-промышленными работами на Средне-Назымском месторождении (недропользователь – ОАО «РИТЭК»).

Тепловое воздействие заключается в непрерывном либо циклическом нагнетании в пласт теплоносителя – горячей воды или горячего пара (с температурой, значительно превышающей пластовую) [11]. Для подготовки теплоносителя требуется электронагреватель, парогенераторная или котельная установка; для безопасного осуществления воздействия – шарнирная арматура для нагнетательных скважин и термостойкие пакеры. Эффект достигается за счет снижения вязкости пластовой нефти, и, как следствие – увеличении продуктивности добывающих скважин и снижении обводненности продукции.

Областью применения тепловых методов служат месторождения тяжелой нефти, мало распространенные на территории ХМАО. В то же время тепловое воздействие широко применяется в т.ч. в России – на месторождениях Поволжья. Коэффициент нефтеотдачи, обеспечиваемый за счет тепловых методов, оценивается в 48% при накопленном объеме закачки теплоносителя, сопоставимом с поровым объемом пласта.

Технологии комплексного физикохимического воздействия пригодны для применения на высокопроницаемых пластах, длительно разрабатываемых с применением закачки воды. Опыт применения данных технологий на месторождениях Китая, Индии и Канады показывает, что за счет комплексного химического воздействия может быть обеспечен коэффициент нефтеотдачи на уровне 50-70% или его прирост на 20%.

Существенный эффект в виде повышения нефтеотдачи за счет комплексного физико-химического воздействия может быть достигнут при достижении накопленного объема закачки водного раствора ASP-систем, сопоставимого с поровым объемом пласта.

Многоствольные и многозабойные скважины относятся к механическим МУН. Эффект выражается в снижении затрат на эксплуатационное бурение, увеличении охвата за счет большей доли полезной протяженности стволов, увеличении поверхности фильтрации и, как следствие, дебитов скважин [15].

Основное преимущество многозабойных скважин заключается в снижении фильтрационных сопротивлений за счет наличия ответвлений от основного горизонтального ствола. Кроме снижения фильтрационных сопротивлений применение многоствольных скважин увеличивает вероятность нахождения участков пласта с хорошими коллекторскими свойствами.

Областью предпочтительного применения многоствольных и многозабойных скважин являются мощные пласты (расстояние между кровлей и подошвой – более 20 м), с монолитным строением, глубиной залегания от 1,5 до 2,5 км и в отсутствие газовой шапки.

Многостадийный (многозонный) гидроразрыв применяется для повышения эффективности бурения горизонтальных скважин. Технология многозонного гидроразрыва предусматривает создание нескольких зон трещиноватости вдоль горизонтального участка скважины [4, 12]. Число зон варьируется от 4 до 8 или по 1 зоне на 100-150 м горизонтального участка.

На территории ХМАО многозонный гидроразрыв на горизонтальных скважинах применяется двумя крупнейшими недропользователями – ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» и НК «Роснефть» [2]. Опыт применения данной технологии отмечен на 15 месторождениях, включая Урьевское, Северо-Покачевское, Повховское, Ватьеганское, Тевлин-ско-Русскинское и Самотлорское. Суточная добыча из горизонтальных скважин с многозонным гидроразрывом в 2-4 раза превышает аналогичный показатель по скважинам обычного профиля, по которым выполнялся обычный гидроразрыв.