АКТУАЛИЗАЦИЯ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ ОТОРОЧЕК

На сегодняшний день, по оценке Минэнерго РФ, доля трудноизвлекаемой нефти составляет более 65% от общего объема доказанных запасов «черного золота» в стране.

Причем с каждым годом эта цифра увеличивается. Нефтегазовая отрасль – это стратегический сектор экономики нашей страны, а нефть и продукты ее переработки – важнейший экспортный ресурс.

Ежегодно Россия экспортирует более 200 млн. т. сырой нефти [1].

Россия, как и весь мир сталкиваются с проблемой нехватки «легкодоступной» нефти – разработка углеводородного (УВ) сырья переносится в неисследованные регионы, такие как Сахалин или Арктика.

Проекты становятся более требовательными с точки зрения технологий, навыков, рисков и капитала. Большинство крупных компаний предпочитают вырабатывать «активные» запасы, которые не требуют повышенных затрат.

Но структура запасов быстро ухудшается потому, что большинство новых открытых месторождений по запасам не сопоставимы с крупными месторождениями, а их рентабельность заведомо ниже.

Все идет к тому, что всему миру придется иметь дело с трудноизвлекаемыми запасами (ТРИЗ), которые требуют иной подход к разработке, по сравнению со «стандартными» месторождениями.

В России введено в разработку всего 49% извлекаемых запасов нефти – 14,6 млрд. тонн. Остальные 15 млрд. тонн нефти – 51 % не разрабатываются по ряду причин:

1) Низкая экономическая эффективность;

2) Отсутствие инфраструктуры;

3) Отсутствие необходимых технологий

Запасы нефтяных оторочек и подгазовых залежей занимают значительную долю в структуре неразрабатываемых– 24,5% - 3,7 млрд. тонн. Данные запасы не разрабатывают по причинам, описанным выше.

В настоящий момент разработка нефтяных оторочек большей части пластов является нерентабельной.

В первую очередь это связано со сложностями, возникающие во время их эксплуатации.

Основным ограничением разработки нефтяных оторочек является невозможность применения основного метода увеличения нефтеотдачи – гидравлического разрыва пласта, поскольку создаваемые трещины могут стать причиной прорыва воды или газа.

Вторым ограничением, с которым сталкиваются недропользователи, является необходимости ограничения забойного давления, что становится причиной снижения продуктивности.

Также стандартная технология бурения наклонно-направленных скважин не позволяет эффективно бороться с прорывами воды и газа.

Все это существенно снижается рентабельность разработки оторочек и переносит основное внимание недропользователей на другие активы.

Однако по мере выработки своих активов все больше внимание стало уделяться оторочкам и одной из причин этого является возможность применения горизонтальных скважин для оптимального проведения ствола и предотвращению прорывов газа.

Применение горизонтальных скважин совместно с устройством контроля притока (УКП) позволит увеличить эффективность разработки нефтяных оторочек. Устройство контроля притока предназначено для выравнивания притока в скважину и предотвращения раннего прорыва воды и газа. В состав таких устройств входит ограничитель потока, который создает дополнительный перепад давления, зависящий от объема поступающей жидкости: чем выше дебит, тем больше перепад давления. Таким образом, данное устройство ограничивает приток из высокопроницаемых участков, выравнивая фронт вдоль ствола скважины [2].

Пассивные устройства контроля притока, безусловно, обладают рядом преимуществ перед обычной компоновкой. Однако у таких устройств есть ряд недостатков.

Во-первых, они ограничивают приток в скважину, тем самым снижая начальные дебиты, что отражается на уровнях добычи.

Поэтому широкое применение пассивные УКП нашли, в основном, в высокопроницаемых залежах. Во-вторых, правильное представление о фильтрационно-емкостных параметрах пласта как в призабойной зоне, так и в межскважинном пространстве позволяет увеличить эффективность УКП.

Однако такие данные, как правило, не доступны на начальной стадии разработки, существуют высокие риски и большая неопределенность.

Наконец, эффективность пассивных устройств контроля существенно падает после прорыва воды или газа, поскольку подвижность воды (а тем более газа) значительно выше, чем у нефти, и перепад давления на самом устройстве уменьшается.

После прорыва вода или газ продолжат поступать в скважину, тем самым ограничивая приток нефти из других секций скважины. Также к недостаткам использования УКП можно отнести снижение дебита, что оказывает непосредственное влияние на рентабельность применения данной технологии и бурения ГС скважин в подгазовых залежах.