Понятие об остаточной водонасыщенности

Осадочные породы, которые являются коллекторами нефти и газа, накапливаются в основном в водных бассейнах, благодаря чему пустотное пространство их заполнено водой.

Большая часть воды, оказывающаяся в поровых пространствах све-жевыпавших осадков, отжимаетсяя и возвращается в гидросферу еще на ранних этапах диагенеза, но заметное ее количество сохраняется в осадо-чной толще даже при достаточно больших нагрузках вышележащих слоев. Одним из важнейших свойств воды, имеющих первостепенное значение для геологических процессов, является ее способность проникать через толщу пород. Повышение температуры и давления сопровождается разрывом водородных связей молекул воды и увеличением ее проникающих свойств. Водородные связи обуславливают необычайную силу сцепления воды, проявляющуюся в ее высоком поверхностном натяжении, а также необыкновенную способность воды смачивать различные вещества.

При дальнейшем погружении пород, сопровождающимся постепен-ным повышением температуры среды, поровые воды могут сильно изме-нить свою структуру, а соответственно и вязкость, поэтому они приобре-тают способность к циркуляции через толщи, ранее служившие для них водоупором. Поток таких вод по известным законам пойдет в направлении зон пониженных давлений, где произойдет их разгрузка и перемещение в более высокие горизонты земной коры, вплоть до дневной поверхности.

Таким образом, за длительный период формирования осадочных толщ пространство между зернами, кристаллами, обломками полностью заполнится водой, связь которой с твердыми частицами пород будет различной. В дальнейшем в процессе образования нефтяных и газовых залежей происходит вытеснение воды из пористых сред вновь пришедшим флюидом. Вытеснение воды из пористых сред нефтью и газом происходит под давлением, но несмотря на это часть ее сохраняется, будучи удержана силами молекулярного взаимодействия. Количество и характер распределения остаточной воды различны и зависят от сложности строения пористой среды, величины удельной поверхности, а также от поверхностных свойстыв попрод. Эту сохранившуюся часть воды исследователи называют остаточной, погребенной, связанной, иногда реликтовой.

Очень удачным является термин " остаточная вода ", примененный в 1955 г. С. Л. Заксом, который считал, что остаточная вода - это вода, оставшаяся в поровом пространстве пласта при формировании залежей нефти и газа. Естественно, что различное строение пустотного простран-ства пласта в целом и определяет размещение остаточной воды в коллек-торе. Поскольку сохранение ее в породах обусловлено силами молеку-лярно - поверхностного притяжения, можно и нужно использовать как синоним термин " связанная ", определяя этим характер взаимосвязи воды с породами.

В нефтянных пластах часть воды может быть и в свободном состо-янии в виде водоносных пропластков за счет недостаточного давления или объема вытесняющего флюида - нефти или газа. Это же явление может наблюдаться и в приконтурной части месторождения. Но при полном за-полнении ловушки нефтью или газом количество оставшейся воды должно определяться прежде всего структурными особенностями порового прос-транства: размером, процентным соотношением мелких и крупных пор, извилистостью их стенок, т. е. величиной внутренней удельной поверх-ности каналов, поверхностными свойствами пород и пластовых жидкос-тей. Гидрофильные и олефильные свойства самих пород имеют при сохра-нении остаточной воды в поровых каналах огромное значение. Увеличение содержания органических и глинистых смесей, облажающих высокой сорбционной способностью, приводит к повышенному содержанию остаточной воды в пласте - коллекторе. Различный минеральный состав горных пород определяет неодинаковые поверхностные свойства, в том числе и смачиваемость. Смачиваемость пористой среды различными флюидами является одним из важнейших параметров, определяющих остаточную водонефтенасыщенность, скорость вытеснения, капиллярную пропитку и относительную проницаемость пород. Благодаря ей в породах с одинаковыми фильтрационными свойствами количество удержанной воды в поровых каналах будет различным. Сохраняясь в пористой среде за счет сил молекулярного сцепления, остаточная (связанная) вода имеет неодинаковый характер распределения: вв виде пленок различной толщины она располагается в крупных и мелких поровых каналах, заполняет углы и извилистые участки и почти полностью занимает мельчайшие поры размером менее 1 мкм.

Породы - коллекторы, фильтрационные свойства которых обусло-влены трещинами, не могут содержать свободной воды, так как в связи с отсутствием крупных сообщающихся поровых каналов филтрация вод по ним невозможна.

2. Составление структурных карт. Решаемые задачи.

С помощью структурных карт выясняют изменение рельефа поверхности одновозрастных слоев или пластов, вскрытых скважинами в разрезе отложений.

При составлении структурных карт учитываются абсолютные отметки, кровли (или подошвы) пластов, отсчитываемые от уровня моря. Пласты, залегающие выше уровня моря, имеют отметки кровли или подошвы со знаком плюс, а пласты, залегающие ниже уровня моря, - со знаком минус.

Структурная карта изображается в виде системы горизонталей, называемых изогипсами. Интервал на высоте, через который проводят изогипсы, называется сечением изогипс. Оно выбирается, как и в топографии, в соответствии с масштабом карт и наклоном слоев.

Построению структурной карты должно предшествовать составление плана расположения скважин с указанием положения их устья и забоев в месте пересечения скважиной кровли пласта (для искривленных скважин). Эти данные по искривленным скважинам снимают с инклинограмм.

На основе детальной корреляции определяют абсолютные отметки кровли пласта. Абсолютные отметки по искривленным скважинам необходимо вычислять с учетом поправок на отклонение скважины от вертикальной оси. Номера скважин и абсолютные отметки кровли пласта подписывают около каждой скважины дробью, в числителе которой указывается номер скважины, а в знаменателе отметка кровли пласта.

Существуют прямые и косвенные способы построения структурных карт. Прямыми способами являются способ треугольников и способ профилей. Косвенным способом построения структурной карты является метод схождения.

Способ треугольников – это наиболее широко применяющийся способ построения структурных карт (рисунок 30). Построению должен предшествовать анализ положения высотных отметок кровли пласта по данным скважин, на основании которого составляется приближенное представление о форме структуры и ее простирании. Затем все скважины соединяют линиями, которые образуют систему треугольников. При разбивке на треугольники не следует соединять линиями скважины, расположенные на разных крыльях структуры. Необходимо по возможности избегать острых углов при построении треугольников, так как это может привести к различным искажениям. Длинные стороны следует проводить только в направлении простирания. В основе использования способа треугольников заложен способ интерполяции. С помощью интерполяции на сторонах треугольников находят положения отметок, кратных принятому сечению изогипс. Эту весьма трудоемкую операцию можно упростить, если пользоваться палеткой, которая носит название высотной арфы.

Палетка представляет собой ряд параллельных прямых линий, проведенных на одинаковом расстоянии 1 - 2мм друг от друга. Высотную арфу лучше всего вычерчивать на восковке. При пользовании палеткой предполагается, что расстояние между двумя соседними линиями соответствует выбранному вертикальному сечению построению структурной карты. Если, например, изогипсы проводятся через 25 м, то расстояние между двумя соседними линиями на высокой арфе с зазором в 2 мм соответствует 5м.

Рисунок 1 – Построение структурной

карты

Цифры в кружках – отметки скважин

Допустим, нужно интерполировать участок между скв. 3 и 6 с отметками соответственно -683 и -730 м. Для этого крайнюю верхнюю линию палетки условно принимают равной 675 м, т.е. соответствующей верхней границе 25-метровою интервала, в котором находится отметка -683 м. Затем накладывают палетку на чертеж таким образом, чтобы скв. 3 оказалась приблизительно посередине между второй и третьей линиями, соответствующими отметками -680 и -685 м. Закрепляют эту точку и вращают высотную арфу до совмещения скв. 6 с линейкой соответствующей глубине -730 м. Сделав на карте наколы в точках пересечения линий, кратных 25 м, с линией, соединяющей скв. 3 и 6, получают точки с отметкой -700 и -725 м. Таким образом, поступают со всеми скважинами. Все точки, имеющие одинаковые отметки, соединяют плавными линиями - изогипсами. Построенную структурную карту увязывают с ранее построенным профилем и закрепляют тушью.

3. ГРАВИТАЦИОННЫЙ РЕЖИМ — режим нефтяной залежи, при котором нефть перемещается к забоям добывающих скважин под действием собственной силы тяжести. Гравитационный режим развивается при разработке изолированных залежей, лишённых газовой шапки, напора краевых, законтурных вод и содержащих, как правило, дегазированную нефть. В случае гравитационного режима, развивающегося в крутопадающих нефтяных пластах, нефть под действием напора её столба продвигается к забоям добывающих скважин, расположенных ниже по отметке (рис. 1).

По мере перемещения контура нефтеносности вниз по падению пласта величина напора снижается. Дебитыскважин обычно невелики и со временем уменьшаются. В пластах с пологим залеганием уровень нефти понижается одновременно (или почти одновременно) по всей залежи (рис. 2).

Наблюдается фильтрация нефти со свободной поверхностью. Дебиты скважин со временем медленно падают. При гравитационном режиме темпы разработки обычно очень малы, а конечная нефтеотдача не превышает 0,3-0,4. В связи с этим процесс разработки залежи стремятся перевести на другой, более эффективный режим путём применения искусственного метода воздействия на нефтяной пласт.

4. Классификация методов повышения нефтеотдачи

Классификация способов разработки и МУН
Прежде чем говорить об увеличении нефтеотдачи, необходимо установить базу, по отношению к которой происходит это увеличение. В международной практике в качестве базового принимается такой метод разработки, при котором потенциал вытесняющего нефть агента реализуется за счет использования естественной энергии месторождений, т.е. режим растворенного газа, упруговодонапорный режим и режим газовой шапки. Если этой энергии недостаточно, то применяются методы, которые направлены на поддержание пластовой энергии путем закачки воды и газа, т.е. так называемые вторичные методы. Очевидно, что данные методы используют те же вытесняющие агенты, а значит, принципиально не влияют на потенциал вытеснения нефти, хотя при этом увеличивается степень использования этого потенциала. Поэтому вторичные методы, в частности заводнение, наряду с естественными режимами также относятся к категории базовых.

Что касается собственно методов увеличения нефтеотдачи (в международной терминологии: Enhanced Oil Recovery — EOR), которые для определенности нами названы современными, то к ним относят такие методы, которые характеризуются увеличенным потенциалом вытесняющего агента по сравнению с реализуемым при базовых способах разработки.

Для всех участников НГК России важно четко понимать, что подразумевается под термином «методы увеличения нефтеотдачи». Это не просто терминологический вопрос, поскольку от четкости определения МУН в значительной мере зависит степень прозрачности всей системы государственного управления рациональным использованием запасов нефти.

К настоящему времени освоены и применяются в промышленных масштабах следующие четыре группы МУН, которые также называют третичными:

тепловые методы (вытеснение нефти теплоносителями, воздействие с помощью внутрипластовых экзотермических окислительных, либо других видов реакций);

газовые методы (закачка углеводородных газов, углекислого газа, азота, дымовых или других газов, закачиваемых в пласт как самостоятельно, так и в смеси с жидкостями);

химические методы (заводнение с применением ПАВ, полимерное, мицеллярное заводнение, а также закачка жидких растворителей или других химических веществ);

микробиологические методы (введение в пласт бактериальной продукции или ее образование непосредственно в нефтяном пласте).

Такая классификация способов разработки опирается на понятия, сформулированные в течение многих лет, и принята мировым нефтяным сообществом. Следует отметить, что разделение способов разработки на первичные, вторичные и третичные было введено в США. Такое разделение определялось в основном экономическими соображениями. В целях повышения экономической эффективности разработки месторождений, снижения прямых капитальных вложений и максимально возможного использования для этих целей реинвестиций весь срок разработки обычно разбивался на три этапа. На первом этапе максимально используется естественная энергия месторождения (упругая энергия, энергия растворенного газа, энергия законтурных вод, газовой шапки, потенциальная энергия гравитационных сил). Такие способы разработки были названы первичными. На втором этапе реализуются вторичные методы поддержания пластового давления путем закачки воды и газа. А на третьем этапе для повышения эффективности разработки месторождений применяются третичные МУН.

Однако по мере освоения современных МУН и расширения масштабов их применения стало очевидным, что технологическая и экономическая эффективность их применения существенно зависит от времени начала их реализации. Чем раньше для разработки месторождений, особенно с трудноизвлекаемыми запасами, используются современные МУН, тем выше как технологические, так и экономические показатели разработки. Поэтому все чаще третичные методы применяются на первой или второй стадиях разработки месторождений.

Под термином «современные МУН» понимаются именно технологии, связанные с тепловым, газовым, химическим, микробиологическим воздействием на пласты, а отнюдь не заводнение, которое, к сожалению, в настоящее время применяется слишком широко и без учета последствий. Как было показано в [1], за последние 15 лет в РФ было практически свернуто применение современных МУН, а предпочтение отдано методам выборочной интенсификации добычи из активных запасов, даже если такие методы вели к снижению проектного КИН, за который с компаний никто не спрашивал. В «Концепции» подчеркивается, что особо опасно объявлять ГРП единственным способом разработки месторождений с низкопроницаемыми коллекторами. Для трудноизвлекаемых запасов применение большеобъемных ГРП может привести лишь к кратковременному приросту добычи, после чего в последующий период придется затратить много средств и усилий, чтобы преодолеть негативные последствия заводнения.

Для специалистов, имеющих желание правильно трактовать термин МУН, совершенно очевидно, что он означает способ разработки, а следовательно, подразумевает не только закачку рабочего агента и его вытесняющую способность, но и все мероприятия по интенсификации добычи нефти и увеличению охвата вытеснением, в том числе и систему размещения скважин, их плотность, применение ГРП, горизонтальных и многозабойных скважин, бурение боковых стволов. Все технологии обработки призабойных зон скважин и геолого-технические мероприятия являются составными компонентами как при базовых способах разработки, так и при применении МУН и не могут рассматриваться в качестве самостоятельных МУН, т.е. самостоятельных способов разработки.

Мировая практика применения современных МУН
Свыше 90% мировых запасов углеводородов принадлежит национальным компаниям [3], которые обеспечивают до 70% мировой добычи нефти и газа. Любые нефтегазовые компании независимо от форм собственности нацелены на максимально возможное и экономически обоснованное извлечение УВС. Поскольку, как показывает практика, масштабы применения современных МУН в мире непрерывно увеличиваются (табл.1), то можно сделать вывод, что они способствуют эффективному ведению нефтегазового бизнеса. До сих пор предпочтение отдается тепловым и газовым методам, доля дополнительной добычи за счет применения которых превышает 95%. В то же время соответствующая доля за счет применения химических МУН остается низкой [2, 4]. Это свидетельствует о том, что к настоящему времени еще не созданы эффективные химические МУН, способные стимулировать быстрое наращивание добычи нефти с применением данной группы современных МУН.

Как видно из табл. 1, за 16 лет объем дополнительной добычи нефти за счет применения современных МУН вырос к 2000 г. почти в 2,5 раза, и примерно 10% мировой добычи нефти к этому времени осуществлялось с применением современных МУН.

Опыт применения современных МУН в России
Нужно отметить, что примеры достижения высокого потенциала нефтеизвлечения за счет применения современных МУН имеются и в нашей стране, хотя последовательная работа по их развитию по-настоящему проводилась только в 1985-1991 гг., однако отдельные примеры имеют более длинную историю. Так, на основной залежи месторождения Оха с 1968 г. применяется отечественный метод сочетания паротеплового воздействия с заводнением. На этой залежи нефтеотдача в целом уже превысила 50%, а по отдельным элементам она составила 70%. При этом достигнуты самые низкие в мире затраты пара на добычу 1 тонны нефти. Аналогичные результаты получены на Ярегском месторождении за счет применения отечественных термошахтных способов разработки. Применение паротеплового воздействия на месторождении Зыбза-Глубокий Яр также на отдельных участках позволило довести нефтеотдачу до 50%. Благоприятные результаты могли быть получены и на Гремихинском месторождении с карбонатными коллекторами, если бы после приватизации работы по применению тепловых методов не были свернуты, а продолжалось бы их последовательное совершенствование. В последнее пятилетие перед развалом СССР успешно развивались работы по применению полимерного воздействия. Однако вследствие кризиса в 90-х годах эти работы также были свернуты.

Успешно развивался и созданный в нашей стране термогазовый метод, в том числе в рамках международного проекта «Интернефтеотдача» в 80-х и начале 90-х гг. на основе соглашения между МНТК «Нефтеотдача» и Amoco (США).

Термогазовый метод основан на закачке воздуха в месторождения легкой нефти с пластовой температурой свыше 60-65°С. При такой температуре в пласте за счет самопроизвольных окислительных процессов формируется высокоэффективный рабочий агент, как правило, полностью смешивающийся с вытесненной нефтью. Поэтому не случайно результаты упомянутого выше международного проекта свидетельствовали о высоком потенциале термогазового метода.

В частности, на высокопродуктивном месторождении Гнединцы (Украина) после достижения нефтеотдачи 60% за счет применения термогазового метода КИН был доведен до 68%. По некоторым скважинам добыча нефти выросла в 5-8 раз, а дополнительная добыча составила примерно 50% от остаточных запасов, наблюдалось снижение обводненности продукции. Кроме того, за счет повышенной пластовой температуры достигалась полная утилизация кислорода. Аналогичные результаты были получены в США и на низкопроницаемых коллекторах. Тем не менее и этот перспективный отечественный метод в нашей стране оказался невостребованным. В США масштабы применения данного метода в последние годы быстро расширяются, а годовая дополнительная добыча нефти за счет этого уже достигла примерно 1 млн тонн [7].

Таким образом, мировой и отечественный опыт убедительно свидетельствует о высоком потенциале современных МУН, о возможности доведения средней степени извлечения нефти до 50% и выше.

Как мы уже неоднократно отмечали ранее (см., например, [6]), в том числе и в недавней публикации [1], к сожалению, в нашей стране за последние 15 лет практически свернуто применение современных МУН. Хотя в отчетности многих добывающих компаний появляются вполне успокаивающие цифры о дополнительной добыче за счет МУН. Так, по данным статистики, в 2000 г. в РФ с применением МУН дополнительно получено до 20% общей добычи нефти, до 50% ее добычи из трудноизвлекаемых запасов. Однако такая отчетность лукава, поскольку во многих компаниях к МУН относят все геолого-технические мероприятия, нацеленные на интенсификацию добычи, в том числе и из активных запасов. Сюда зачисляют и ГРП, и строительство горизонтальных скважин и боковых стволов, и т.д. Как уже отмечалось выше, эти технологии являются не самостоятельными способами разработки, а их составными компонентами. А потому применение данных технологий может в той или иной мере реализовать потенциал нефтеотдачи, определяемый способом разработки, составными компонентами которого они являются.

Нужно также подчеркнуть, что упомянутые выше технологии могут привести и к снижению нефтеотдачи, если их применение сопровождается нарушением системы разработки. В частности, это относится к массированным ГРП, которые далеко не всегда вписываются в применяемую систему разработки.

В итоге, несмотря на бодрые отчеты компаний, показатель нефтеотдачи в Российской Федерации постоянно падает и стал ниже среднемирового. А в странах, где планомерно занимаются технологиями, нацеленными на подъем КИН, как, например, в США, где уже 30 лет наращивается применение МУН, нефтеотдача растет и превышает среднемировой уровень, несмотря на худшую, чем в России, структуру запасов.

Экономика применения современных МУН
Реальные перспективы промышленного применения любой технологии, в том числе и современных МУН, в конечном счете определяются экономическими показателями. Известно, что разработка месторождений с применением современных МУН требует дополнительных капитальных затрат, в первую очередь на оборудование для производства и закачки рабочего агента. Величина этих затрат, как правило, составляет 20-30%. Вследствие энергоемкости технологий увеличиваются и эксплуатационные расходы. В результате реализация современных МУН обычно сопровождается увеличением себестоимости добычи нефти по сравнению с заводнением активных запасов. Именно это обстоятельство является основным мотивом для многих ответственных работников и специалистов, когда надо принимать решения относительно применения современных МУН в нашей стране. Не случайно многие утвержденные проекты разработки даже не содержат расчетных вариантов применения современных МУН. А если такие варианты и имеются, то они отвергаются по экономическим причинам.

В то же время мировой и отечественный опыт со всей очевидностью свидетельствует об экономической целесообразности применения современных МУН для разработки месторождений, в первую очередь с трудноизвлекаемыми запасами. Согласно многим публикациям и обзорам [8-10], себестоимость добычи нефти с применением основных МУН изменяется в следующих диапазонах: для тепловых методов — $40-100/т; для газовых методов $40-155/т; для полимерного заводнения — $40-110/т.

Столь широкий диапазон себестоимости добычи нефти определяется стадией освоения метода и масштабами проекта. Очевидно, что наиболее затратными являются опытно-промышленные работы. Что касается уже освоенных методов, то их применение сопровождается значениями себестоимости в 3-4 раза ниже по сравнению с опытно-промышленными работами. Поэтому не случайно в доступной информации себестоимость добычи нефти освоенными методами определяется на уровне $40/т. В связи с этим следует вновь обратить внимание на то, что себестоимость добычи нефти термошахтным методом в промышленных масштабах на Ярегском месторождении тяжелой нефти составляет также около $40/т.

Весьма наглядным является известный пример по динамике снижения себестоимости добычи тяжелой нефти и битумов тепловыми МУН в Канаде (рис.2), которая к 2000 г. снизилась примерно до $70/т. Эта динамика отчетливо свидетельствует о положительных результатах совершенствования технологий и технических средств. Видно, что применение современных МУН даже для извлечения самых трудных запасов нефти характеризуется вполне приемлемыми экономическими показателями, имеющими тенденцию к улучшению. В нашей стране применение освоенных современных МУН будет характеризоваться значениями себестоимости добычи нефти, не превышающими те, которыми характеризуется заводнение истощенных месторождений с активными запасами, а именно — порядка $60/т. Будет она также ниже себестоимости добычи нефти в новых нефтедобывающих районах, например, в Восточной Сибири.

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 методами.

Литература
1. Боксерман А.А., Мищенко И.Т. «Пути преодоления негативных тенденций развития НГК России».// «Технологии ТЭК», №4 (29), с.30, 2006.
2. Концепция программы преодоления падения нефтеотдачи. — М., 2006.
3. Иршинская Л.И. Конкурентоспособность и стратегия вертикально-интегрированных нефтяных компаний. — М.: «Экономика», 2004.
4. Байков Н.М. «Основные показатели внедрения новых методов увеличения нефтеотдачи в США» // «Нефтяное хозяйство», №11, 2002.