Роль увеличения нефтеотдачи в воспроизводстве сырьевой базы

УДК 622/2

Н. Ю. Башкирцева

РОЛЬ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ В ВОСПРОИЗВОДСТВЕ СЫРЬЕВОЙ БАЗЫ

Ключевые слова: трудноизвлекаемые запасы, коэффициент нефтеотдачи, динамика.

В связи с увеличение доли трудноизвлекаемых запасов в последние годы особенно остро стоит вопрос о применении методов увеличения нефтеотдачи с целью увеличения коэффициента нефтеотдачи. В статье рассмотрена динамика доли трудноизвлекаемых запасов, динамика изменения коэффициента нефтеотдачи, как в мире в целом, так и в сравнении России и США. А так же показано как изменяется добыча нефти за счет применения методов увеличения нефтеотдачи.

Keywords: hard-to-recover reserves, oil-recovery factor, dynamics.

Due to the increase in the proportion of hard-to-recover (HTR) reserves in recent years it is important question about implementation of enhanced oil recovery (EOR) methods in order to increase oil-recovery factor. In this paper, dynamics of the share of HTR reserves, dynamics of oil-recovery factor changes in the world as a whole, and in comparison of Russia and the United States were discussed. And also it was shown how the changes of oil recovery due to the implementation of EOR methods.

Закономерно, что в России, как и в других нефтедобывающих странах мира, структура запасов нефти неуклонно ухудшается. Крупнейшие месторождения России, такие как Ромашкинское, Самотлорское, Мамонтовское, Арланское, Туймазинское, Бавлинское, находятся на поздней стадии разработки, характеризуются высокой выработанностью начальных извлекаемых запасов. Более 75 % месторождений нефти на суше вовлечены в освоение, а средние запасы одного открываемого на суше месторождения по сравнению с 1975 г. снизились в 5 раз. Структура остаточных разведанных запасов нефти усложняется из-за интенсивных отборов нефти преимущественно из активной части запасов [1, 2].

За 30-летний период (с 1971 до 2002 гг.) доля трудноизвлекаемых запасов в целом по России увеличилась почти в 3 раза (по Западной Сибири - в 4 раза, в Волго-Уральской провинции - в 3,5 раза). Основной объем текущих запасов нефти сегодня составляют трудноизвлекаемые (до 60 %). Из-за продолжающихся интенсивных отборов нефти преимущественно из активной части запасов, в ближайшие 5-7 лет следует ожидать дальнейшего повышения доли трудноизвлекаемых запасов до 70 % в 2010 г и, соответственно, снижения доли активных запасов с 45 % в 2000 г. до 30 % в 2010 г. При этом доля запасов высоковязких и битуминозных нефтей составит 40-50 % общих запасов [3].

По величине проектной нефтеотдачи за период с 1981 по 2002 гг. доля запасов на разрабатываемых месторождениях с проектным коэффициентом нефтеотдачи более 50 % снизилась с 39,3 % до 14,0 %, то есть почти в 3 раза (рис. 1). В то же время в 2,5 раза увеличилась доля запасов с проектной нефтеотдачей менее 20 %.

Вместе с тем, следует иметь в виду, что в этот период в разработку вводились в основном месторождения со значительной долей активных запасов (Ромашкинское, Туймазинское,

Мухановское, Анастасиевско-Троицкое и др.). По мере выработки этих запасов и ввода в разработку объектов с трудноизвлекаемыми запасами

эффективность заводнения снижалась. С начала 60-х годов началось падение нефтеотдачи.

70

60

50

40

«

ч о

^ 30

20

10

54,9

51,6 51,8 53,5 5б,з

47,8494 51,8 52,4 54,1

40,4

17,4

d^d?>dS^dS*4dS^dpi3 d?!bсйл d^d^ #e^4# V V V V V V V V V V V V V V T T

Годы

Рис. 1 - Динамика извлекаемых запасов нефти категории АВС1 разрабатываемых

месторождений по величине проектной нефтеотдачи

За последние 40 лет коэффициент извлечения нефти постоянно падает: с 50 % в 60-х годах до 34 % в 2000 г., сокращаясь за десятилетие на 3-4 %, что равноценно снижению возможных извлекаемых запасов на 14 млрд. т [7]. В Татарстане за все время, начиная от первого подсчета запасов нефти по Ромашкинскому месторождению в 1954 г., нефтеотдача снизилась почти в 1,5 раза [6].

Сегодня при оценке ресурсов коэффициент извлечения нефти принимается обычно равным 2730 %, что является одним из наиболее низких показателей в мировой практике [7]. Предполагается, что при освоенных технологиях в недрах после выработки извлекаемых запасов останется в 2 раза больше нефти, чем будет добыто к концу разработки месторождений. Из-за снижения нефтеотдачи с 1960 по 2000 гг.

45,9

46,1

35,6

23,4

0

потенциальные извлекаемые запасы снизились на

15 млрд. тонн, что примерно соответствует добыче нефти за всю историю нефтяной промышленности России и величине текущих извлекаемых запасов нефти (рис. 2) [6].

Для прогнозных ресурсов принят КИН около 20 %. Это сделано с учетом того, что основной их объем относится к категории трудноизвлекаемых. В это значение заложен значительный резерв их увеличения по мере отработки новейших методов увеличения нефтеотдачи (МУН) [8].

18 17 -

16 15 -14 13

снижение снижение накопленная текущие

нефтеотдачи, % потенциальных добыча нефти, т извлекаемые извлекаемых запасы, млрд. т

запасов, млрд. т

Рис. 2 - Оценка потерь извлекаемых запасов по причине снижения КИН

Согласно оценкам Американской ассоциации геологов-нефтяников, добыча нефти в мире достигнет своего максимума через 15-25 лет (Oil & Gas Journal, 2007, April 23). Неслучайно в большинстве нефтедобывающих стран мира, даже в тех, которые обеспечены запасами на 50 лет и более, увеличение полноты извлечения нефти из недр становится все более приоритетной задачей.

В рыночной экономике решение проблемы повышения нефтеотдачи является обязанностью не бизнеса, а государства. Поэтому во многих странах создаются специальные государственные программы по воспроизводству сырьевой базы нефтедобычи за счет увеличения нефтеотдачи. Такие программы успешно реализуются, например, в США, Канаде, Норвегии, Китае. Развитие работ по промышленному применению современных МУН в мировой практике позволило увеличить мировые доказанные извлекаемые запасы нефти в 1,4 раза, т.е. на 65 млрд. т, а средний коэффициент извлечения нефти повысить от 35 до 50 % уже к 2020 г. с перспективой дальнейшего роста [9].

В США, где месторождения также находятся в поздней стадии разработки, за последние 30 лет (1975-2005 гг.) добыча нефти за счет применения МУН утроилась и составляет 2530 % от всей суммарной добычи. В России на долю МУН приходится лишь около 9 % от общей годовой нефтедобычи (2006 г), причем больше половины от этой доли приходится на один метод - гидроразрыв пластов (ГРП). Все остальные методы увеличения нефтеотдачи (без ГРП) дают прибавку лишь в 4 % от годовой добычи. В нашей стране государственная программа по воспроизводству сырьевой базы за счет увеличения нефтеотдачи отсутствует. Вместе с тем, рост коэффициента нефтеизвлечения только

на 1 % дало бы России прирост годовой добычи в объеме не менее 10-20 млн. т [10].

Интенсивное развитие МУН в России было начато в 70-х годах. Если в 1975 г. добыча нефти в СССР за счет применения МУН составляла 1,6 млн. т. то уже к 1985 г. она увеличилась до 5 млн. т. Десятки новых технологий стали активно внедряться практически во всех нефтедобывающих районах страны. Еще более значительное увеличение добычи нефти за счет МУН наблюдалось после 1985 г., и к 1991 г. она возросла до 11.4 млн. т. в том числе за счет физико-химических - до 7 млн. т. К этому времени уже имелся опыт применения МУН на 365 участках 150 месторождений страны, из которых в работе находилось 159 участков на 120 месторождениях. Эти показатели соответствовали общепринятым в мировой практике.

В дальнейшем объемы применения методов увеличения нефтеотдачи и добыча за счет них начали снижаться. Так, в 2000 г. по запросу Минэнерго РФ нефтяные компании России представили данные по дополнительной добыче нефти за счет методов увеличения нефтеотдачи -около 43 млн. т, в том числе за счет физико-химических - 13,4 млн. т [11]. По их оценке она существенно завышена.

Последующие 5 лет (2000-2004 гг.) характеризовались быстрым восстановлением высоких докризисных уровней добычи нефти в стране. В значительной мере этому способствовал рост мировых цен на нефть до 350-400 долл. США за 1 т, т. е. в 7-8 раз. Кроме того, большинство нефтяных компаний было обеспечено

значительными активными запасами нефти, потенциал годовой добычи которых в 2000 г составлял 400-450 млн. т. Именно интенсификация выборочной отработки активных запасов позволила быстро нарастить добычу нефти в стране. При этом повышение добычи нефти сопровождалось серьезными отклонениями от проектных решений, приводящими к снижению нефтеотдачи. В итоге в период 2000-2006 г.г обеспеченность нефтедобычи запасами категорий А, В, С, снизилась, примерно, в 1,6 раза, потенциал добычи из активных запасов - в 1,4 раза. Согласно оценкам зарубежных экспертов период обеспеченности нефтедобычи доказанными запасами в нашей стране составляет примерно 17 лет, незначительно превышая США. Однако обеспеченность доказанными запасами стабильной добычи нефти в США сохраняется уже в течение 10-15 лет в основном за счет увеличения нефтеотдачи на основе применения современных МУН [7].

Опыт применения в Республике Татарстан МУН показывает, что КИН можно увеличить, в среднем, от проектного 42 до 50 %, По залежам терригенного девона Ромашкинского

месторождения планируется повысить КИН от 53 до 60 %. За счет повышения КИН планируется обеспечить более 25 % общего прироста запасов нефти, причем, со временем эта доля будет возрастать.

В результате проведенного эксперимента, когда в 1995-2000 гг. в рамках закона «О недрах» Республике были предоставлены полномочия по решениям об интенсификации добычи нефти по истощенным участкам, дополнительной добыче за счет внедрения МУН, ввода новых малоэффективных месторождений дополнительно было добыто 44.9 млн. т нефти (28,7 % общей добычи). Добыча за счет новых МУН увеличилась в 6 раз, а ежегодная дополнительная добыча составила около 40 % общей добычи. В эксплуатацию было введено 36 новых месторождений. При прежних темпах разработки для этого потребовалось бы более 30 лет.

По данным на 2005 год только за счет применения химических реагентов было дополнительно добыто 4,4 млн. т нефти. В 2006 году за счет применения методов увеличения нефтеотдачи добыто 11,446 млн. т нефти, в том числе за счет третичных методов - 5099 тыс. т, или 103,8 % к 2005 г (рис. 3) [12] из которых, видимо, около 1200 тыс. т. приходится на стимуляцию скважин [6].

Рис. 3 - Динамика дополнительной добычи нефти по ОАО «Татнефть» за счет третичных методов увеличения КИН

Доля физико-химических МУН в общем объеме методов повышения нефтеотдачи на Арланском месторождении составляет 75 %, накопленная дополнительная добыча нефти за счет их применения составила 2355,9 тыс. т [13].

С 1997 по 2001 г. на месторождениях ОАО «Башнефть» за счет новых МУН (физико-химические, микробиологические, газовые, термические) дополнительно добыто 4,7 млн. т или 7,1 % общей добычи нефти. Физико-химическими методами с применением 48 технологий обеспечено 53,1 % дополнительной добычи [14]. За счет применения МУН в 2005 г. дополнительно уже добыто 2312 тыс. т нефти (19,3 % общей добычи), из них 54,1 % приходится на долю физико-химических МУН.

«Oil and Gas Journal» каждые 2 года публикует статистику применения третичных методов увеличения нефтеотдачи пластов по странам мира и конкретным месторождениям. Всего, по данным журнала «Oil and Gas Journal», к 2006 г. в мире, за исключением стран СНГ, в реализации находился 301 проект по внедрению

МУН, т.е. это были только те проекты, по которым нефтяные месторождения разрабатываются с применением третичных методов [15].

За счет внедрения МУН в США в 2005 г. на 153 объектах получена дополнительная добыча нефти 32,479 млн. т [15].

Прогноз по дополнительной добыче нефти в Норвегии в результате применения новых МУН может составить около 300 млн. т, для сравнения, добыча нефти в 2002 г. равнялась 157,5 млн. т [16].

Несмотря на то, что за последние годы произошло снижение общего числа действующих проектов МУН, их средняя производительность увеличилась и составляет 200-220 тыс. т нефти в год на один проект [15].

По прогнозам специалистов промышленное внедрение современных МУН на разрабатываемых месторождениях позволит уже к 2010 г. обеспечить прирост потенциальных извлекаемых запасов без затрат на разведку 1,4-1,9 млрд. т, а добычи нефти 16-20 млн. т в год, а в 2020 г. прирост запасов составит 3,5-4,0 млрд. т, а добыча увеличится на 6080 млн. т в год [7].

Литература

1. Россия в цифрах. 2008: Крат. стат. сб./Росстат- М.,Р76 2008. - С. 210 Федеральная служба государственной статистики, 2008 http://www.gks.ru

2. Favennec, Jean-Pierre // The Economics of EOR // Conference of Enhanced Oil Recovery (EOR), 6 December

2004, London, UK // http://www. thecwcgroup.com/.

3. Коллегия Федерального агентства по недропользованию. Основные итоги работы Федерального агентства по недропользованию в 2005 году и задачи на 2006 год в части углеводородного сырья и подземных вод.

4. Рамазанов, Д.Н. Роль методов увеличения нефтеотдачи в обеспечении социально-экономи-ческой стабильности регионов с истощающимися ресурсами / Рамазанов Д.Н. // Нефтяное хозяйство. - 2007. - № 12. - С. 68-70.

5. Муслимов, Р.Х. Развитие нефтегазового комплекса Республики Татарстан до 2020 г.: возможности и проблемы / Р.Х. Муслимов // Нефтяное хозяйство. -

2005. - № 5. - С. 10-14.

6. Байков, Н.М. Зарубежный опыт внедрения методов увеличения нефтеотдачи / Н.М. Байков // Нефтяное хозяйство. - 2006. - № 7. - С. 120-122.

7. Региональная структура сырьевой базы и добычи нефти в США: современное состояние и прогноз до 2030 г./ А.Э.Конторович [и др.].//Нефтяное хозяйство.2005.№2.-с.115-119.

8. Виноградова, О. Открытия последнего пятилетия / О. Виноградова // Нефтегазовая Вертикаль. - 2006. - № 18.-С.36-39.

9. Enhanced Oil Recovery / CO injection. Режим доступа:http://www.fe.doe.gov/programs/oilgas/eor/, свободный.

10. Современное состояние и развитие нефтяной промышленности в Западной Сибири на примере ОАО «Сургутнефтегаз» / А.Э. Конторович [и др.] // Нефтяное хозяйство.- 2005. - № 9. - С. 144-149.

11. Поддубный, Ю.А. О классификации методов увеличения нефтеотдачи пластов (в порядке обсуждения) / Ю.А. Поддубный [и др.] // Нефтяное хозяйство. - 2003. - № 4. - С. 19-25.

12. Шелепов, В.В. Деятельность центральной комиссии по разработке нефтяных и газонефтяных месторождений Минэнерго РФ по решению проблем повышения нефтеотдачи / В.В. Шелепов, А.Ю. Коршунов, Н.Н. Лисовский // Нефтяное хозяйство. - 2002. - № 5. - С. 6669.

13. Антониади, Д.Г. Состояние добычи нефти методами повышения нефтеизвлечения в общем объеме мировой добычи / Д.Г. Антониади, А.А. Валуйский, А.Р. Тарушев // Нефтяное хозяйство. - 1999. - № 1. - С. 16-23.

14. Байков, Н.М. Основные показатели внедрения новых методов увеличения нефтеотдачи в США / Н.М. Байков // Нефтяное хозяйство. - 2002. - № 11. - С. 127-129.

15. Дияшев, Р.Н. Тенденции развития усовершенствованных методов добычи нефти (обзор докладов на 9 Европейском симпозиуме, Гаага, 1997 г.) / Р.Н. Дияшев // Нефтяное хозяйство. - 1998. - № 6. - С. 22-25.

16. Gas, water injection included in off - Norway heavyoil development // Oil and Gas Journal. - 2003. - January 27. -P. 50-51.

© Н. Ю. Башкирцев;!

bashkircevan@bk.ru.

д.т.н., проф., зав каф. «Химическая технология переработки нефти и газа» КНИТУ,

© N. Yu. Bashkirceva - doctor of technical sciences, prof., head of "Chemical technology of petroleum and gas processing" department of Kazan national research technological university, bashkircevan@bk.ru.