Анализ работ по эффективности применения методов увеличения нефтеотдачи

В последние годы в России существенно повлияло изменение структуры разрабатываемых запасов. В структуре запасов нефти все большую долю стали занимать так называемые трудноизвлекаемые запасы, которые не могут быть достаточно эффективно выработаны с применением обычных технологий заводнения. Если в 1980 году 50% добывающих скважин имели дебиты нефти более 50 т/сут и лишь 6% - менее 5 т/сут, то в 1994 году доля скважин первой группы не превысила 5%, а второй составила более 20%.

За последние 25 лет доля остаточных запасов нефти в подгазовых зонах, низкопроницаемых коллекторах, а также доля высоковязкой нефти увеличилась от 0,17 до более 0,5 (Лисовский Н.Н., «Нефтяное Хозяйство», №9, 1996). Постоянно увеличиваются запасы нефти, содержащиеся в обводненных пластах, доразработка которых обычными технологиями становится нерентабельной. За 1980 - 1995 гг. запасы нефти в пластах со степенью выработанности более 50% возросли в 1,5 раза, а более 80% - в 4 раза.

Несмотря на достаточно высокую потенциальную эффективность заводнения в нефтедобывающих странах мира, в том числе и в Росси, активно ведутся работы по созданию и применению новых методов воздействия на пласты, обеспечивающих более высокую нефтеотдачу. Ежегодно в мире предлагается для внедрения большое количество видов новейших методов добычи нефти. Проводятся сотни промысловых испытаний этих методов, но лишь небольшое число из них экономически успешные.

Доминирующим процессом в мире является термический метод (пар или внутрипластовое горение - ВПГ), а затем идет нагнетание газа (легкие углеводороды, СО2 и азот (в США за счет термических методов добыто около 60% от добытой новейшими способами нефти, остальная часть за счет нагнетания газа) (Нефтепромысловое дело, №5, 1997). Если в США наиболее эффективно используется закачка углекислого газа, то в Канаде широко применяется вытеснение нефти углеводородным газом, благодаря его наличию и доступности. Вытеснение нефти азотом ограничено глубиной залегания пластов, где смешиваемости содействует высокое давление.

Резко во всем мире (за исключением Китая) уменьшилось внедрение методов химического воздействия. Этому в определенной мере способствует высокая стоимость химикатов.

Россия занимает третье место в мире после США и Канады по уровню добычи нефти, за счет применения методов увеличения нефтеотдачи. В России добыча нефти за счет МУН равна примерно 9 млн. т. в год. В отличие от мировой практики на первом месте стоят химические методы, которые обеспечивают 68% всей добычи, затем тепловые - 22% и газовые -10% (Нефтяное хоз-во, №9, 1996). Во многом причины больших объемов применения химических методов в России объективно связаны со структурой остаточных запасов нефти, значительная доля которых сосредоточена на заводненных месторождениях, в низкопроницаемых пластах.

Разработка месторождений Западной Сибири является примером активного внедрения химических методов. Анализ эффективности внедрения МУН в регионах Западной Сибири показывает, что весь период проведения работ по МУН и интенсификации добычи нефти можно разделить на три основных этапа.

На первом этапе (до обводненности продукции 40-50%) основная роль отводится применению методов, повышающих темп отбора нефти с проведением различных ОПЗ пластов, ГРП и изоляции заколонных перетоков. Значительно меньше внимания уделяется методам выравнивания профиля вытеснения и доотмыва остаточной нефти. Только в залежах или на их участках, первоначально высокообводненных, эти методы превалируют над другими. На первом этапе разработки (при низкой обводненности скважин) наиболее экономически эффективными являются методы ОПЗ пластов, кроме того, на этом этапе еще не выявлены основные объекты и направления воздействия на пласты оторочками растворов химических реагентов.

По мере обводненности скважин (более 40-50%) и многократного применения методов ОПЗ на одних и тех же объектах их технологическая эффективность снижается в несколько раз и они становятся экономически менее эффективными, чем методы второй группы.

На втором этапе в основном применяются методы закачки в пласт потоковыравнивающих, тампонирующих и блокирующих прорывы воды и газа химических реагентов и создание оторочек. Методы ОПЗ пластов играют второстепенную роль и применяются главным образом для подключения к работе не дренируемых прослоев, восстановления приемистости нагнетательных скважин, ликвидации заколонных перетоков и интенсификации добычи нефти из низкопродуктивных слабообводненных участков залежи.

На третьем этапе, при высокой обводненности скважин, на основе тестовых закачек растворов химических реагентов средних объемов подбираются крупные участки, блоки залежей для создания в пласте больших (до 30% объема порового пространства) объемов оторочек. Разработка залежей заканчивается закачкой, в отдельные низкопродуктивные пласты неоднородного строения или их участки с низкой выработанностью, больших объемов углеводородного газа, а на залежах с активными запасами нефти с высокой обводненностью продукции с целью стягивания остаточной нефти к центру залежи в приконтурных зонах осуществляется тепловое воздействие на пласт с помощью внутрипластового горения.

В литературе достаточно подробно изложены критерии применимости методов увеличения нефтеотдачи (Сургучев М.А., 1985, Хайретдинов Н.Ш., 1994). Развитие математического и компьютерного моделирования позволяет уточнять геолого-физические и технологические обоснования выбора того или иного метода воздействия. Показано (Токарев М.А., Хайретдинов Н.Ш., 1996), что приуроченность объектов к определенному геолого-стратиграфическому комплексу не позволяет однозначно характеризовать их как группу относительно родственных объектов ввиду значительной вариационной изменчивости и сложной взаимосвязи их геолого-физических параметров. Классифицированы 137 объектов Волго-Уральской НГП, Западной Сибири и Средней Азии по 20 геолого-физическим параметрам. Выделено 5 отличающихся между собой групп объектов. Одну из групп составляют месторождения Западной Сибири. По вещественному составу, ширине и глубине генерации, изоморфизма и цементации пород полиминеральные терригенные коллекторы Западной Сибири коренным образом отличаются от коллекторов других нефтедобывающих провинций страны, они содержат 43 минерала и более 300 различных фосфатных соединений. Породообразующими минералами является: кварц, полевые шпаты, обломки изверженных, метаморфических и осадных пород. К особенностям геолого-минералогического строения и условий залегания коллекторов Западной Сибири относят высокую степень геологической неоднородности продуктивных горизонтов, низкую нефтенасыщенность коллекторов, повышенные пластовые температуры, большую удельную поверхность горных пород. Все это определяет возможность использования многочисленных технологий МУН.

Одним из основных направлений, как наиболее эффективного при вовлечении в разработку слабо дренируемых запасов нефти на месторождениях Западной Сибири, является изменение направлений фильтрационных потоков и их регулирование различными составами.

По механизму образования осадков и гелей применяемые технологии можно условно подразделить на следующие виды:

•основанные на образовании осадков и гелей при взаимодействии закачиваемого реагента с минерализованной пластовой водой: применение щелочно-полимерных, силикатно-щелочных растворов, дистиллерной жидкости, композиций на основе кремниевой кислоты, композиций на основе многоатомных спиртов, полимерные гели и др.;

•основанные на образовании гелей при смешении в пласте двух реагентов, закачиваемых последовательно: композиций на основе электролитов (ИПК-1), жидкого стекла, алюмохлорида и щелочи

•микробиологические на основе композиций жидкого или сухого ила (активного ила), биополимеров;

•основанные на конденсации и флокуляции твердой фазы суспензий: глинистых или известковых;

•использующие переход закачиваемой композиции через определенное время в гель: композиции на основе нефелина;

•основанные на взаимодействии закачиваемого реагента с породой коллектора с образованием гелей: композиции на основе хлористого алюминия.

Около 95% всех воздействий на пласты с помощью осадкообразующих технологий в России осуществляется через нагнетательные скважины, остальные - через добывающие.

По анализам работ в Канаде (Дункан Г., 1996) загущенные полимерные растворы эффективны в добывающих скважинах, вскрывающих несколько продуктивных зон и дающих значительные объемы пластовой воды. Гели используются для закупорки обводненных зон, так что общие объемы продукции, отбираемые из скважин, сокращаются, а доля нефти в ней повышается. Полимерные гели селективно снижают относительную проницаемость для воды в гораздо большей мере, чем относительную проницаемость для нефти, что способствует снижению обводненности продукции скважин.

Воздействие через нагнетательные скважины условно разделяют на три вида (Дункан Г., 1996).

1. На призабойную зону с целью выравнивания профиля приемистости (снижения проницаемости промытых прослоев).

2. На межскважинную зону пласта с целью изменения направления фильтрационных потоков и увеличения охвата пласта заводнением.

3. На призабойную зону с целью селективной изоляции выработанного пласта.

При относительно высокой выработанности пластов, что характерно для большинства крупных месторождений, предпочтение отдается двум первым способам, позволяющим сохранить или увеличить добычу нефти. Важно соблюдать стратегию последовательного их осуществления в приведенном выше порядке, руководствуясь технико-экономической оценкой ожидаемых результатов.

Технология по выравниванию профиля приемистости характеризуется малыми объемами закачиваемых реагентов с использованием автоцистерн и насосных агрегатов на шасси автомобилей. Технологическая эффективность проявляется в заметном снижении обводненности скважин.

Технология воздействия на межскважинную зону характеризуется большеобъемными и многоцикловыми закачками через кустовые насосные станции. Областью применения являются пласты с высокой степенью выработанности.

В работе (Гусев С.В., нефтяное хозяйство, №7, 1995) приведен результат исследований, проведенных в 1990-1992г. на промыслах Западной Сибири. Было разработано несколько методов, эффективно воздействующих на нефтяной пласт. Основой для них послужили химические реагенты, позволяющие создавать в пластовых условиях нерастворимый осадок, формирующийся в присутствии минерализованной воды и блокирующий выработанные и заводненные интервалы пласта. Композиции разработаны на основе сульфатно-содовой смеси (ССС), сульфатных стоков производства СЖК (ССт), кислотного состава (КОП-1) и надсмольной воды (НВ). В целом за счет внедрения осадкообразующих композиций получено более 400 тыс. т. нефти, или в среднем более 180т нефти на тонну реагента. Рентабельность технологии достигается при удельной эффективности, равной 10-15 т/т.

С 1992 года на месторождениях Западной Сибири (Суторминское, Крайнее, Западно-Суторминское, Муравленковское, Пограничное, Холмогорское, Западно-Ноябрьское, Вынгапуровское, Вынгаяхинское, Сугмутское) проводятся работы по воздействию на пласт эмульсионными системами с эмульгатором нефтенол-НЗ, которые обладают высокой нефтевытесняющей способностью и в то же время селективно ограничивают проницаемость промытых интервалов пласта, что позволяет более эффективно применять химреагенты. Эффект достигается за счет увеличения охвата пласта воздействием вытесняющих агентов (Горбунов А.Т., нефтяное хозяйство, №12, 1997, Проект ООО «Ньютек», М., 1997). В 1995-1996 г. были проведены обработки на 338 нагнетательных скважинах, в каждую закачивалось от 50 до 400 м³ эмульсии. Средняя продолжительность эффекта в 1995-1996 г. составила 130 суток.

В течение 1989-1990г.г. на Тепловском нефтяном месторождении АО "Юганскнефтегаз" проводились опытно-промышленные работы по внедрению технологии повышения нефтеотдачи пластов с применением вязкоупругих составов. Были испытаны разнообразные композиции на основе ВУС с последовательной закачкой различных реагентов (Мананов Т.Ф., нефтепромысловое дело, №8-10, 1995):

1)ВУС + ПАПС+ ПАВ -27 скважино -операций

2) ВУС + ПАВ -7 скважино -операций

3) ВУС + АКОР + ПАПС + ПАВ -4 скважино -операций

4) ВУС +ПАПС -1 скважино -операция

В качестве ВУС использовалась композиция в составе водного раствора полиакриламида (ПАА) марки ORP - 49 0,1...0,8%-й концентрации, бихромата калия, НПАВ (неонол АФ9-12 в виде различных композиций марки СНО при концентрации его в водном растворе 0,5...3%), соляной кислоты (15-28% раствор). В состав ПАПС входили водные растворы ПАА, НПАВ и кремнийорганические композиции ГКЖ-10. В большинстве случаев применение методов достигло своей основной цели - повышения охвата пласта воздействием. Но темпы отбора жидкости по обработанным участкам в ряде случаев снизились после воздействия настолько, что потери в добыче нефти, за счет снижения темпов отбора жидкости, погасили эффект повышения охвата.

В работе (Ганиев Р.Р., Нефтепромысловое дело, №8-9, 1996) приведены результаты лабораторных и промысловых исследований по закачке осадкообразующих систем на основе солей Аl³+, Fe³+, Fe ²+ и карбамида плюс композиций ПАВ (неонол + сульфонол + лигносульфонаты). В результате проведенных работ установлено: снижение приемистости нагнетательных скважин на 15-30 %, перераспределение интервалов приемистости нагнетательных скважин, снижение обводненности добываемой продукции до 10%.

В конце 90-х годов предложена технология по воздействию на пласт методик с использованием сшитых полимерных систем. Сущность технологии заключается в добавке к закачиваемому в пласт раствору полимера незначительного количества (сотые доли процента) сшивающего агента, в результате чего происходит образование геля. На участке Абдрахмановской площади Ромашкинского месторождения в 1993 - 1994 годах закачали 13.5 тонн СПС (0.3% -го раствора полимера и 0.03%-го раствора ацетата хрома в качестве сшивателя). Эффект составил 4.3 тыс. т. нефти за 2 года. Текущая удельная эффективность равна 455 т/т.

На Самотлорском месторождении /применяются технологии СибНИИНП и СибИНКОР, позволяющие изолировать высокопроницаемые каналы (Шпуров И.В., нефт.хоз-во, №10, 1997). Сравнительная характеристика этих методов показывает, что наиболее эффективно воздействуют на пласт волокнисто-дисперсные системы и осадкообразующие композиции (ВДС, ОС, СС), в результате применения которых дополнительная добыча нефти достигает 5-8 тыс. тонн на одну скважино-обработку. Средний прирост дебита нефти по скважинам, находящимся в зоне воздействия, составляет 12.6 т/сут. Гидродинамический анализ показал, что проведенные технологии способствовали увеличению охвата пласта воздействием путем снижения проницаемости промытых, высокопроницаемых слоев неоднородного пласта и вовлечения в разработку низкопродуктивных интервалов разреза.

Рассмотрен физико-химический метод повышения нефтеотдачи, основанный на способности системы соль алюминия - карбамид - вода непосредственно в пласте генерировать неорганический гель и С (>2). В пласт закачивается гомогенный водный раствор, содержащий гелеобразную систему. При температуре более 70°С в нем происходит гидролиз карбамида и во всем объеме раствора практически мгновенно образуется гель, что приводит к перераспределению фильтрационных потоков. При реализации метода использовались гелеобразующие композиции ГАЛКА и ГАЛКА-ПАВ, содержащие соль алюминия, карбамид и некоторые добавки, улучшающие их технологические параметры. Опытно-промышленные испытания проведены на месторождениях ПО "Лангепаснефтегаз". Закачано около 3 тыс. тонн композиции, дополнительная добыча нефти составляет более 20 тыс. т, эффективность - 40-60 т/т.

На месторождениях АО "Юганскнефтегаз" проведены испытания технологий, разработанных СибНИИНП и основанных на применении побочных продуктов крупнотонажных отечественных производств (Гусев С.В., Нефт. Хоз-во, №5-6, 1995). В течение 1992-1993 гг. испытаниями было охвачено 11 пластов семи месторождений АО "Юганскнефтегаз" с общим числом нагнетательных скважин 71 и добывающих 544. Дополнительная добыча составила 316.4 тыс. тонн, в среднем по каждому опытному участку дополнительно добыто более 4 тыс. тонн. По результатам испытаний авторами сделаны следующие выводы. Технологии ПНП на основе осадкообразования в водопромытых зонах с помощью ССт в чистом виде наиболее эффективны в пластах, находящихся на стадии прогрессирующего обводнения, имеющие как водонасыщенные (водопромытые) прослои, так прослои слабо выработанные при заводнении, при условии, что соотношение их проницаемостей находится в пределах (2-4):

На Тулумском месторождении, характеризующимся высокой расчлененностью, слабой минерализацией пластовых вод и повышенной температурой, применялся комплексный метод, основанный на периодической обработке нагнетательных скважин микрооторочками водного раствора силиката натрия (5-10%) с незначительными добавками полимера (0.03-0.05%) (Девятов В.В., нефт. Хоз-во, №5-6, 1995). Авторы рекомендуют метод для широкомасштабного внедрения.

В работе (Парасюк А.В., Нефтяное Хозяйство, №2, 1994) отмечено, что при применении в качестве осадкообразующих компонентов полиэлектролитов оказались неэффективны полиэлектролиты анионного типа, конкретно - гипан. Технология на основе электролита катионного типа - ВПК-402 с хлористым кальцием и силикатом натрия дают положительный эффект.

В работе (Девятов В.В., Нефтяное Дело, № 11-12, 1995) описан метод воздействия на обводненный пласт, способствующий образованию агрегирующих дисперсий, что создает условия для эффективного снижения проницаемости промытых зон. Опытно-промышленные работы проводили на опытном участке Северо-Мартыминской залежи. В качестве водоизолирующего состава применяли щелочной раствор лигнина с добавкой ПАА. Удельная эффективность метода составила 1.5 тыс.т на скважино- обработку.

Другим направлением физико-химического воздействия является снижение межфазного натяжения, которое позволяет извлекать нефть, оставшуюся после заводнения. Применяемые для этой цели поверхностно-активные вещества могут быть анионактивные, катионактивные, неионогенные или комбинированные и могут варьировать от простых сульфонатов до сложных алкоксилированных смесей. Эффективность применения ПАВ может изменяться в зависимости от температуры или содержания растворенных солей в воде, адсорбционные потери в пласте увеличивают потребности в химических реагентах. При проектировании заводнения с ПАВ необходимо рассматривать параметры конкретного коллектора.

Среди композиций ПАВ наибольшей нефтевытесняющей способностью обладают микроэмульсии (составы, содержащие ПАВ и органический растворитель), а также композиции ПАВ, способные при контакте с нефтью в пласте образовывать среднефазные микроэмульсии (Ганиев Р.Р., Нефтяное Дело, №3-4, 1994, №2, 1996). Данные композиции могут снижать межфазное натяжение до 0.01-0.0001 мН/м, но из-за высокого содержания реагентов экономическая эффективность применения в условиях реального пласта достигается не всегда.

Использование индивидуальных растворов ПАВ для повышения нефтеотдачи пластов в условиях месторождений Западной Сибири недостаточно эффективно. Авторы, исследующие проблемы применения ПАВ (Ахметов И.М., Девятов В.В., Нефтяное Хозяйство, №7, 1995, Нефтяное Дело, №3-4, 1996), подчеркивают, что применение ПАВ на начальной стадии разработки может уменьшать конечную нефтеотдачу за счет увеличения вязкости нефти в зоне фронта из-за повышения концентрации. Использование ПАВ на поздней стадии может быть также неэффективным, поскольку уменьшается количество нефти, которое вытесняется за счет основного механизма воздействия ПАВ. Разработка конкретной технологии увеличения нефтеотдачи с помощью растворов ПАВ должна включать определение оптимального момента начала применения. Как правило, в последнее время индивидуальные растворы ПАВ применяются редко, они применяются как компоненты для разработки стабильных композиций более сложного состава, обладающих одновременно вязкоупругими и нефтевытесняющими свойствами.

Волновые методы воздействия на призабойную зону пласта с целью увеличения приемистости и нефтеотдачи имеют большие перспективы как обладающие многоаспектностью при изменении и интенсификации разнообразных физико-химических процессов системы пласт - флюид, возможностью прогнозируемого их регулирования, а также как экономичные и экологически чистые. Механизм виброволнового и вибросейсмического воздействия на нефтяные пласты подробно изложены в работах (Симкин Э.М., Свалов А.М., 1996-1998, Нефтяное Хозяйство, №7). Опыт использования волновых (вибрационных, ударных, импульсных и др.) воздействий на продуктивные пласты показывает, что при оптимальном выборе объектов разработки и применяемых технических средств можно заметно интенсифицировать фильтрационные процессы в пластах и повысить их нефтеотдачу. При этом положительный эффект волнового воздействия проявляется как в одной непосредственно обрабатываемой скважине, так и в отдельных скважинах, отстоящих от источников импульсов давления на сотни и более метров, т.е. при волновой обработке пластов реализуются механизмы локального и дальнего площадного действия.

В первом случае происходит воздействие на пористую среду с фильтруемой жидкостью, поскольку после его прекращения эффект воздействия исчезает либо сразу, либо через достаточно короткое время, за которое пористая среда и фильтруемая жидкость возвращаются в исходное состояние. Такие явления обусловлены влиянием волнового излучения на реологические характеристики сред, изменением структуры течения жидкости в порах, влиянием структуры течения жидкости в порах, влиянием на процессы межфазного взаимодействия при многофазной фильтрации и др. В этом случае для достижения эффекта в промысловых условиях действие источников волнового излучения должны совмещаться с процессом эксплуатации пласта.

При механизме дальнего площадного действия происходят процессы очистки порового пространства от примесей, некоторые необратимые процессы трещинообразования в горной породе, увеличивающие ее проницаемость, процессы ускорения капиллярной пропитки, ускорение процесса гравитационной сегрегации нефти и воды др.

Но как в одном, так и в другом случае эффект обработки должен наблюдаться в той части пласта, где интенсивность волновых процессов достаточно велика для приведения в действие вышеуказанных механизмов.

Из-за затухания интенсивности излучения по мере удаления от источника эффекты дальнего площадного действия не могут быть объяснены с помощью представлений о механизмах, предполагающих прямое, с соответствующими затратами энергии действие импульсов давления на фильтрационные процессы.

Эффекты дальнего площадного действия при волновой обработке пластов могут быть объяснены не прямым, а косвенным влиянием волнового процесса на удаленные участки пласта. Волновым воздействием разгружается относительно небольшая по размерам область концентрации напряжений вблизи источника излучения, а последующее перераспределение нагрузки на продуктивный пласт проявляется на масштабах, определяемыми пластовыми неоднородностями, которые могут достигать десятков, сотен и более метров. Прямой причиной интенсификации фильтрационных процессов являются увеличение среднего пластового давления и его перераспределения по пласту. Очевидно, что эффективность пластовой обработки зависит от выбора участка воздействия, разгрузка которого оптимально отразится на перераспределении давления в пласте.

Благоприятными факторами, для реализации данного механизма воздействия на пласт, являются большая толщина, наличие участков, обуславливающих проявление сводовых эффектов - неоднородностей физических свойств, наличие сбросов, близость границ залежи, наличие замещений, изменение толщины пласта и др.. Когда концентрация напряжений будет близка к критической, то даже слабые воздействия от вибросейсмических источников на земной поверхности и слабые сейсмические волны от землетрясений, которые происходят на большом удалении от месторождения, могут перераспределить нагрузку на пласт /1в/.

В работе (Назмиев Е.М., №12, 1997) приведены некоторые результаты, полученные в 1995-1996 гг. при проведении 1...3 циклов ударноволнового воздействия на Манчаровском месторождении в Башкортостане. Волновые воздействия проводились через нагнетательную скважину продуктивного пласта СVI2 (1280-1287 м). Эффект от воздействия контролировался по изменению состава продукции добывающих скважин и проявлялся на 7-15 сутки с начала воздействия.

Анализ применения вибросейсмического воздействия на высоко обводненном участке пласта БС₆ южной части Правдинского месторождения АООТ "Юганскнефтегаз" (Симонов Б.Ф., нефт. Хоз-во, №5, 1996) позволили сделать вывод о его эффективности. Авторы допускают, что предлагаемая технология ВСВ не исключает возможность одновременного применения других МУН, позволяет использование на многопластовых месторождениях с маловязкой нефтью и высокопроницаемыми коллекторами. Наиболее четко эффект от ВСВ проявляется в зоне радиусом 2.5-3 км от точки установки виброисточника, где обводненность скважин снижается до 18-20% дополнительная добыча достигает 38-50% от общей добычи участка.

Технология вибросейсмического воздействия на месторождениях АО «Оренбургнефть» применялась на четырех объектах разработки: залежах пластов Б2 Покровского, пласта В Толкаевского купола Сорочинско-Никольского месторождения, пластов В1 +Б2 Березовского и пласта Д Султаново-Заглядинского месторождений (Персиянцев Н.М., нефт. Хоз-во, №10, 1996). Объектами являлись терригенные и карбонатные коллекторы, их геолого-физическая характеристика изменялась в широких пределах. Несмотря на это испытания показали высокую эффективность метода на всех объектах: суммарно дополнительно добыто 39.1 тыс. тонн нефти, или 23% суммарной добычи, отборы воды снизились на 107.4 тыс. тонн.

Эффективность волнового воздействия на Березовском и Султангулово- Загляднинском месторождениях проявилась в снижении обводненности добываемой жидкости, на Покровском и Сорочинско-Никольском - в уменьшении обводненности и проницаемости промытых прослоев вследствие попадания в них дополнительных пузырьков газа, образованных в акустическом поле. Опыт внедрения данного воздействия на залежи пласта Б₂ Покровского месторождения, разрабатываемого на естественном режиме истощения, показал, что при удачном выборе технологии эффект может продолжаться в течение З-х лет.

Для возбуждения нефтяного пласта источники, «генерирующие колебания», располагают как на поверхности (наземное возбуждение), так и в скважине. Оба способа имеют свои преимущества и недостатки. Желательно их совмещение. Конструктивно совместимый вариант представляет собой источник большой мощности, расположенный на поверхности, и волновод, по которому к пласту подводится энергия без рассеивания в среде. В работе (Хайрединов Н.Ш., № 6, 1996) сделана попытка комплексного геолого-технического обоснования применения МУН. В качестве объектов исследования были собраны 266 объектов разработки нефтяных месторождений АООТ "Оренбугрнефть". Группирование проводилось по 16 параметрам, отражающим фильтрационно-емкостные свойства пластовых систем. Было выделено 8 групп относительно однородных объектов, и для каждой из них анализировались известные критерии МУН. Касаясь только метода вибрационного воздействия, следует отметить его эффективность на всех объектах, за исключением характеризующихся максимальными значениями пористости.

В России химические методы увеличения нефтеотдачи обеспечивают 68% всей дополнительной добычи нефти. Одним из главных направлений среди химических технологий занимают технологии целенаправленного воздействия на коллектор и насыщающие его флюиды для регулирования процессов вытеснения нефти, а также комплексных технологий.

Широкое внедрение на месторождениях Западной Сибири, Башкортостана, Татарстана получили технологии увеличение охвата пласта воздействием. Одним из методов является внутрипластовое образование силикатных гелей в качестве водоизолирующего материала. Принцип использования метода основан на закачивании в пласт небольшого объема силикатной композиции, которая образует в пласте малоподвижный гель, практически не проницаемый для воды. В результате приток воды в скважину по высокопроницаемым интервалам пласта ограничивается, разблокируются ранее не работающие прослои, содержащие еще значительные запасы нефти. Вода фильтруется по малопроницаемым прослоям и вытесняет из них нефть. Применение данной технологии позволяет не только уменьшить обводненность скважин, но и повысить конечную нефтеотдачу.

Другим методом является применение полимердисперсных систем, используемых на поздней стадии разработки нефтяных месторождений после образования в них обширных промытых зон. Технология метода основывается на закачивании в пласт тампонирующих композиций и растворов полимеров, что приводит к закупорке промытых частей пласта, т.е. к повышению фильтрационных сопротивлений обводненных интервалов и, следовательно, подключению невыработанных низкопроницаемых прослоев, в результате увеличивается охват пласта воздействием.

Третьим методом является использование вязкоупругих осадкообразующих составов. Вязкоупругие системы на основе ПАА позволяют повысить конечный КИН (коэффициент извлечения нефти) и интенсифицировать разработку обводненных интервалов на поздней стадии в широком диапазоне изменения термобарических и минерализации пластовых вод. Взаимодействие реагента с минерализованными пластовыми водами приводит к образованию водоизолирующих материалов в пласте на пути фильтрации воды от нагнетательной к добывающей скважине.

Применение технологий на основе ПАВ, направленных на доотмыв пласта, несмотря на простоту, часто не дает ощутимого эффекта. Большое внимание уделяется комплексным и модифицированным технологиям, к которым можно отнести использование:

- полимерных систем (ПДС) с ПАВ; при этом кроме охвата пласта воздействием повышается степень отмыва пласта;

- ПДС со стабилизирующими реагентами, что повышает устойчивость структурно-механических свойств системы, а это в свою очередь увеличивает фильтрационное сопротивление обводненных зон продуктивного пласта.

Технологический эффект при внедрении вышеперечисленных методов достигается за счет увеличения текущей добычи нефти за счет снижения обводненности продукции скважин и приводит соответственно к увеличению нефтеотдачи. Однако на хозрасчетные показатели экономической эффективности применения метода влияет еще множество факторов, связанных с уровнем затрат на добычу нефти по конкретному НГДУ, уровнем цен на нефть, реагенты и оборудование. В работе (Алмаев Р.Х., Шакиров М.Т., нефтяное дело, №2, 1994) приведена экономико-статистическая модель, отражающая влияние факторов при применении осадкообразующих технологий. Анализ, сделанный авторами работы по приведенной модели, показывает, что область эффективного применения технологии может быть и при отрицательном значении технологического эффекта, т.е. если от применения метода не будет получено дополнительной нефти, а, напротив, добыча снизится. Но при этом должно быть обеспечено значительное снижение объемов воды.

В настоящее время все более актуальным стано­вится прирост запасов нефти за счет применения бо­лее эффективных технологий нефтеизвлечения и уве­личения нефтеотдачи пластов, особенно для месторо­ждений с трудноизвлекаемыми запасами. При этом затраты на обеспечение такого прироста запасов неф­ти (в том числе в старых и обустроенных нефтедобы­вающих регионах) могут быть не выше, чем в резуль­тате геологоразведочных работ в новых удаленных районах.

Запасы тяжелых нефтей и природных битумов в мире в несколько раз превышают запасы средних и легких нефтей. По различным оценкам, они достигают почти 1 трлн т. Учитывая это, многие страны мира (США, Венесуэла, Канада, Китай, Индонезия и др.) большое внимание уделяют их освоению и вводу в промышленную разработку, реализуют значительное число опытных проектов, разрабатывают и внедряют новые технологии, добиваются экологичности и эко­номичности добычи. Их разработками пользуются остальные страны.

Примерно половина нефтедобывающих стран на­ряду с легкими добывает и тяжелые нефти (таблица).

За последние 10 лет процессы повышения нефте­отдачи интенсивными методами (Enhanced Oil Reco­very — EOR) стали осуществляться более широко, особенно благодаря стимулирующей налоговой поли­тике. Однако отношение к этому явлению добыва­ющих компаний неоднозначно, так как нередко они получают недостоверные сведения о результатах при­менения этих методов и не всегда могут оценить об­щую выгоду от EOR по сравнению с риском.

Страна	Добыча, млн м3	Доля тяжелой нефти в общей добыче, %
общая	тяжелой нефти
Албания	0,545	0,537	98,53
Аргентина	41,040	12,409	30,23
Бразилия	39,268	17,350	44,18
Китай	169,915	9,865	5.81
СНГ	\ 405,429	11,606	2,86
Куба	1,594	1,045	65,56
Египет	45,879	4,842	10.55
Германия	3,276	1,196	36,51
Индонезия	86,636	20,300	23,43
Мексика	155,004	75,981	49,02
Оман	48,344	14,090.	29.14
Сирия	35,071	34,450	98,23
США	373,519	41,804	11,19
Венесуэла	135,420	54,316	40,11
Бенин	0,106	0,106	100,00

Еще 10 лет назад в Великобритании, осуществ­ляющей разработку месторождений на континенталь­ном шельфе (UKCS), интенсивные методы увеличения нефтеотдачи (EOR) не были широко распространены. Действительно, эффективность этих методов была подтверждена только на газоконденсатном месторож­дении North Brae, где нагнетание газа в пласт значи­тельно повысило отдачу углеводородов.

К февралю 1993 г. программа применения методов EOR в Великобритании была завершена, а с апреля 1994 г. официально стартовала программа по повышению нефтеотдачи (Improved Oil Recovery — IOR), продолжавшаяся до марта 1997 г. В марте 1994 г. бы­ли опубликованы оценки потенциальной добычи при применении в зоне UKCS методов повышения нефте­отдачи (IOR) в размере 5,4 млрд баррелей (1 баррель = = 0,159 м³) нефтяного эквивалента (6600 МДж); к сентябрю 1996 г. она возросла до 8,6 млрд б.н.э., из которых 2,5 было запланировано.

Предпосылками для внедрения методов повыше­ния нефтеотдачи (IOR) стали исследование и разра­ботка в 1999 г. месторождения Wytch Farm в Дорсете компанией «Бритиш Петролеум». Месторождения на морском шельфе требовали инновационной техноло­гии и современных способов бурения. Потребность в новых решениях, в основном, была продиктована требованиями по охране окружающей среды.

Методы повышения нефтеотдачи (IOR) направле­ны на увеличение первичного коэффициента нефтеот­дачи. Они включают более совершенные методы раз­работки залежи — извлечение нефти новыми метода­ми (EOR).

Методы увеличения нефтеотдачи — прекрасный пример того, какой выигрыш можно получить в ходе сотрудничества нефтяных компаний, научно-исследо­вательских организаций и государственных структур.

Как следует из рис.1, процессы добычи нефти ме­тодами (EOR) хорошо обоснованы теоретически, с позиций математики, фундаментальной физики, хи­мии — и тесно связаны с лабораторными исследова­ниями и вспомогательными службами. В 1991 г. для небольших нефтяных компаний процессы добычи нефти интенсивными методами (EOR) были нереаль­ными. С их точки зрения, данные методы соответст­вовали "экзотическим" и слишком дорогостоящим способам нефтедобычи. Из рис.1 видно, что за пер­вичной добычей нефти следует вторичная, а затем обработка залежи углубленными методами, которые назывались третичной и четвертичной добычей. Но даже эта концепция вызвала вопросы в отношении ее обоснованности на практике. При добыче из залежей тяжелой нефти обычно вторичная добыча отсутствует (см. рис.2.1). В районе UKCS первичная добыча редко имела место, так как основной акцент был сделан на добычу при пластовом давлении выше точки нефтенасыщения, при которой необходимо заводнение уже с самого начала разработки. В рамках программы по­вышения нефтеотдачи (IOR) в Великобритании про­водилось финансирование основных работ, которые к 1994 г. позволили проводить добычу на старых место­рождениях при давлениях ниже точки нефтенасыщения, например на месторождении Arbroath.

К концу 1980-х гг. около 1,5 млн баррель/сут неф­ти извлекалось интенсивными методами в Северной Америке, бывшем СССР, Венесуэле и Индонезии.

Действительно, проекты по добыче нефти метода­ми (EOR) сегодня распространены достаточно широко и в значительных объемах. Например, нагнетание в пласт азота (Мексика); полимеров (Китай); закачка углеводородного газа (Аляска); биологическое воз­действие (Индия); нагнетание в пласт сжатого воздуха (окисление и внутрипластовое горение) (Индия); за­качка диоксида углерода и углеводородного газа (Малайзия). Еще одним примером может служить проект ассоциации UKCS «Magnus» по процессам добычи методами (EOR), начатый в 2001 г. Этот проект был признан потенциально привлекательным для приме­нения EOR еще 10 лет назад.

На мировом уровне процессы повышения нефте­отдачи (IOR и EOR), бесспорно, принесут миллиарды долларов дополнительной прибыли. Другими слова­ми, эти процессы имеют экономическую целесообраз­ность.

В следующем десятилетии внимание будет акцентироваться на процессах повышения нефтеотдачи (IOR и EOR), а также на разграничении техники и технологий. Процесс сегментирования рынка будет определяться требованиями компаний, тем, смогут ли они получить конкурентные преимущества, даже на границе конкурентных возможностей. Согласно дан­ным западных специалистов, к 2020 г. можно достичь коэффициента нефтеизвлечения легких нефтей (КИН) — 65 %, а к 2050 г. — 70 %.

Положительный опыт и анализ использования процессов повышения нефтеотдачи интенсивными методами за рубежом представляют интерес для рос­сийской нефтяной и газовой промышленности.