Методы локализации остаточных запасов нефти и улучшения нефтеотдачи

Аннотация. В статье рассмотрены проблемы современного состояния запасов нефти и газа в РФ, указаны методы локализации остаточных запасов нефти на поздней стадии разработки месторождения, дана оценка преимуществам и недостаткам каждого метода.

Ключевые слова: локализация, остаточные запасы нефти, промыслово-геофизические исследования, геолого-гидродинамическое моделирование

Keywords: localization, residual oil, production logging, geological and hydrodynamic modeling.

Анализ состояния мировых запасов нефти выявляет наличие ряда негативных тенденций:

1) По мере разработки месторождений, происходит их истощение, растет доля труднодоступных и нетрадиционных запасов.

2) Коэффициент извлечения нефти (КИН) по миру не превышает 50%, что свидетельствует о неполном извлечении уже имеющихся запасов [3].

3) Текущий объем потребления нефти приведет к истощению имеющихся запасов уже в XXI веке [5].

4) Извлечение труднодоступных запасов требует дополнительных капиталовложений и зачастую ведется на грани рентабельности.

Глобальные проблемы при разработке месторождений нефти актуальны и для Российской Федерации. Наблюдается падение роста минерально-сырьевой базы, ухудшение показателей нефтеотдачи, увеличение доли запасов малых и удаленных месторождений, трудноизвлекаемых запасов [1].

В этих условиях актуальным становится применение новых технологий добычи, направленных на увеличение коэффициента извлечения нефти, вовлечение в разработку низкодебитных и высокообводненных скважин, разработку нетрадиционных запасов.

Методы извлечения нефти принято делить на первичные, вторичные и третичные:

1) Первичные методы добычи нефти связаны с максимально возможным использованием естественной энергии пласта: упругой энергии, энергии растворенного газа, энергии законтурных вод, газовой шапки, потенциальная энергия гравитационных сил.

2) Вторичные методы связаны с поддержанием пластового давления путем закачки воды или газа.

3) Третичные методы основаны на применении методов увеличения нефтеотдачи пластов (МУН) - способов разработки, основанных на извлечении нефти с использованием поддержания потенциала внутрипластовой энергии за счет закачки агентов, отличающихся повышенным потенциалом вытеснения нефти по сравнению с закачкой воды в пласт или газа в газовую шапку [4].

МУН включают применение следующих процессов, а также их комбинации:

· Физико-химические: заводнение с применением поверхностно-активных веществ, полимерных и мицеллярных растворов, закачка щелочных и кислотных составов и других реагентов с целью увеличения нефтеотдачи

· Газовые: закачка углеводородных газов, жидких растворителей, углекислого газа, азота, дымовых газов

· Тепловые: вытеснение нефти теплоносителями – закачка пара, горячей воды, внутрипластовое горение, воздействие с помощью внутрипластовых экзотермических окислительных реакций

· Микробиологические: введение в пласт бактериальной продукции или ее образование непосредственно в нефтяном пласте.

В России традиционно применяются первичные и вторичные методы извлечения нефти, тогда как в мировой практике все больше применения находят МУН, или третичные методы.

При этом, применение различных МУН оправдано только при полном анализе состояния месторождения, с привлеченим промысловых, геофизических, петрофизических данных.

Одним из самых актуальных вопросов является совершенствование метода подсчета остаточных запасов нефти. Локализация остаточных запасов и определение характера распределения позволяет выбрать стратегию дальнейшей разработки месторождения, оценить эффективность применения различных МУН и обоснованность вложения капитальных затрат.

Для локализации остаточных запасов нефти применяют ряд методов [2]:

1) Прямые методы.

Данные методы основаны на определении текущей нефтенасыщенности и водо-нефтяного контакта посредством геофизических исследований (ГИС).

ГИС позволяют определить свойства флюидов и пластов-коллекторов с использованием различных физических методов: электрического, радиоактивного, акустического.

К недостаткам ГИС относят незначительную глубину исследования и невозможность охвата всех скважин и расстояния между скважинами.

2) Интерпретационные (смешанные) методы.

К этим методам относят оценку остаточных запасов нефти с использованием характеристик вытеснения. Характеристики вытеснения строятся при замещении нефти водой или жидкостью в процессе разработки месторождения и представляют собой графические зависимости изменения дебита нефти от дебита воды.

Экстраполяция этих зависимостей позволяет оценить выработку запасов нефти с течением времени в зависимости от изменения дебита воды.

Преимуществом данных методов является возможность использования при ограниченном объеме геофизических данных, использование фактических данных по эксплуатации месторождения, простота применения. Однако данные методы не учитывают геологическую неоднородность пластов [2].

3) Косвенные методы.

К данным методам относятся теоретические и физико-математические методы, с их помощью производится моделирование процессов извлечения нефти.

Построение гидродинамической модели позволяет спрогнозировать распределение остаточной нефтенасыщенности на основании вводных данных: геофизических исследований, промысловых данных, результатов исследования керна. Преимуществом применения ГДМ является возможность построения карт остаточной нефтенасыщенности

К недостаткам ГДМ относятся недостаточная достоверность ввиду множества вводных факторов и необходимость постоянной адаптации модели к фактическим данным.

Оценка остаточных запасов позволяет скорректировать информацию о структуре запасов, имеющихся на балансе и выбрать оптимальные варианты доразработки месторождения.