Состояние ресурсной базы углеводородного сырья в России и мире в целом характеризуется значительным увеличением доли трудноизвлекаемых запасов в низкопроницаемых коллекторах с нефтями повышенной и высокой вязкости. В России доля таких запасов составляет ~50 % остаточных запасов нефти, а в Удмуртии — 70 %.

Для большинства месторождений региона характерны сильная геолого-литологическая расчлененность пластов, наличие нефтей повышенной и высокой вязкости при значительных содержаниях асфальтено-смолисто-парафиновых соединений, приуроченных к крайне неоднородным трещинно-порово-кавернозным карбонатным коллекторам (рис. 1, табл. 1).

После создания в 1973 г. в Удмуртии ПО "Удмуртнефть" первые попытки разработки основных месторождений с применением традиционных способов — редкими сетками скважин (500х500,600х600 м) с заводнением — не дали положительных результатов. Скважины имели низкие дебиты, наблюдались быстрые прорывы закачиваемой воды по наиболее проницаемым пластам и пропласткам, не достигались проектные отборы и величины текущей нефтеотдачи, резко снижалась рентабельность освоения месторождений. В частности, на Чутырско-Киенгопском месторождении была запроектирована сетка скважин — 25 га/скв, на Мишкинском месторождении при вязкости нефти в пластовых условиях 75 мПа-с было запроектировано площадное заводнение с сеткой скважин 500х500 м. Аналогичные проектные решения предусматривались по Гремихинскому и Лиственскому месторождениям.

Из-за применения в расчетах упрощенных гидродинамических моделей без учета осложняющих факторов оказались существенно завышенными проектные технико-экономические показатели разработки и особенно значения конечной нефтеотдачи, которые принимались проектами в пределах 34-45 %.

Такие оптимистические оценки освоения ресурсов нефти Удмуртской Республики неблагоприятно отразились на оценке экономического потенциала месторождений, что в дальнейшем привело к дополнительным материальным затратам, пересмотру прогнозов и уточнению проектных документов, строительству дополнительных сооружений по подготовке обильно поступающей пластовой воды.

Поэтому уже в 1975 г. совместно с рядом ведущих институтов б. СССР были начаты масштабные комплексные научные исследования по созданию принципиально новых технологий повышения нефтеотдачи. Были организованы целенаправленные теоретические и экспериментальные исследования особенностей механизма нефтеотдачи в сложных трещинно-порово-кавернозных коллекторах с нефтями повышенной и высокой вязкости.

Накопленный мировой опыт разработки залежей с высоковязкими нефтями, содержащимися главным образом в терригенных коллекторах, доказывал эффективность использования тепловых методов (воздействие горячей водой — ВГВ и паротепловое воздействие — ПТВ). Однако для карбонатных коллекторов с тяжелыми вязкими нефтями подобных разработок не было.

В Удмуртии разработка технологий освоения трудноизвлекаемых запасов в карбонатных коллекторах велась в двух направлениях: 1) поиск и создание технологий физико-химического воздействия на пласт, 2) тепловое воздействие на пласт.

Если традиционно применяемые технологии заводнения в карбонатных коллекторах с нефтями повышенной и высокой вязкости могли обеспечить конечную нефтеотдачу не более 20-25 %, то новые технологии позволяют довести нефтеотдачу до 40-45 %.

Новые технологии физико-химического воздействия на пласт успешно внедрены на Лиственском и Мишкинском месторождениях. Сущность нового подхода заключается в том, что при воздействии растворами полимера (полиакриламид концентрации 0,05-0,10%) удается существенно выравнивать профили приемистости в нагнетательных скважинах, а главное — значительно увеличивать коэффициент охвата неоднородного коллектора рабочим агентом. В технологии воздействия раствором полимера за счет выравнивания соотношения вязкостей вытесняемой и вытесняющей фаз происходит гашение вязкостной неустойчивости фронтов вытеснения — неконтролируемых прорывов воды к добывающим скважинам.

Лабораторные исследования и последующий промышленный опыт показали, что технологии полимерного воздействия повышают в 1,5-1,7 раза конечную текущую нефтеотдачу по сравнению с таковой от воздействия необработанной водой, т.е. при заводнении существенно ниже динамика обводнения добывающих скважин и выше их рабочие дебиты.

Разработанная новая технология термополимерного воздействия (ТПВ) предусматривает закачку в пласт нагретого до 80-90 °С полимерного раствора той же концентрации, что и холодный раствор. Промысловые испытания этой технологии на Мишкинском месторождении позволили повысить все технологические показатели разработки более чем в 2 раза по сравнению с таковыми при обычном заводнении.

Преимущества технологии ТПВ доказаны опытно-промышленными испытаниями с 1976 г. на Мишкинском месторождении. В настоящее время около половины залежи охвачено ТПВ. Достигнутая нефтеотдача на отдельных элементах залежи достигла 43 %. Объемы внедрения отражены на рис. 2.

На Мишкинском и Лиственском месторождении месторождениях дополнительная добыча нефти за счет технологии ТПВ превысила 560 тыс. т. Так, 1 т сухого полимера позволяет дополнительно добывать 263 т нефти.

В целях совершенствования технологии ТПВ была разработана новая технология термополимерного воздействия с добавлением полиэлектролита (ТПВПЭ), способствующего замедлению возможной деструкции полимера и более глубокому проникновению его в пласт. Кроме того, используя данную технологию, удалось существенно сократить расход дорогостоящего полимера (на 15-20 %), снизив тем самым себестоимость добытой нефти. Дальнейшее совершенствование технологии ТПВ шло по пути значительного снижения энергоемкости и ресурсосбережения, что привело к разработке технологии циклического внутрипластового полимерно-термического воздействия (ЦВПТВ). Здесь закачка теплоносителя и раствора полимера осуществляется уже в несколько циклов, после чего предусматривается закачка обычной воды. Цикличность процесса ЦВПТВ приводит к увеличению охвата пласта рабочим агентом, интенсификации капиллярных и термоупругих эффектов и сокращению расхода химреагента.

Реализация проекта началась на Ижевском месторождении, что позволит дополнительно добыть более 400 тыс. т нефти и достичь конечной нефтеотдачи 35,4 вместо 11,5 % при существующем ныне режиме истощения. При этом чистая дисконтированная прибыль составит около 22 млн р. Применение технологии ЦВПТВ на Лиственском месторождении даст возможность получить дополнительно 2,3 млн т нефти, увеличить извлечение нефти на 8 % в сравнении с таковым при холодном полимерном воздействии (ХПВ) и получить дисконтированную прибыль в объеме 130,8 млн р.

В качестве теплоносителей для нагнетания в пласт с целью повышения нефтеотдачи в настоящее время используется перегретая горячая вода (t=260 °C). Теплоперенос в пласте осуществляется конвективным и одновременно диффузионным путем, что позволяет прогреваться не только, жидкости и газам в каналах фильтрации, но и самой породе.

Внедрение технологий термического воздействия было начато на Гремихинском месторождении, которое введено в промышленную разработку с середины 1981 г. на естественном режиме. Основной объект разработки — залежь пласта А₄ башкирского яруса среднего карбона. Режим пласта упруговодонапорный. По данным геологического моделирования в разрезе пласта А₄ выделяются три пачки нефтенасыщенных коллекторов, каждая из которых представляет собой сложную совокупность нефтенасыщенных пропластков с различной проницаемостью, разделенных плотными перемычками (рис. 3).

С самого начала было ясно, что эффективность разработки месторождения традиционными способами будет низкой. Теоретические, лабораторные и промысловые исследования по раскрытию механизма вытеснения вязкой нефти в сложных трещинно-порово-кавернозных крайне неоднородных коллекторах позволили полностью раскрыть сложный механизм нефтеизвлечения и количественно оценить потери запасов при традиционных подходах к разработке. Для месторождений повышенной вязкости конечная нефтеотдача не превысит 20-25 % от геологических запасов, а для Гремихинского месторождения, где нефть высоковязкая (150 мПа-с), менее 16 %. Нефтеотдача на естественном режиме составляет не более 10-12 %. Поэтому в 1983 г. были начаты экспериментальные работы по нагнетанию в пласт теплоносителя: горячей воды с температурой на устье скважин 260 °С.

При неоднократном повторе циклов смены температур, т.е. при термоциклическом воздействии на матрицу, величина нефтеотдачи достигает 37 %, что на 9 % выше, чем при заводнении.

В технологии ИДТВ(П) закачка вытесняющих агентов ведется не непрерывно, как в ИДТВ, а с кратковременными остановками (паузами) в периоды нагнетания порций холодной воды. Назначение пауз — периодическое создание в пласте перепадов давления с целью нарушения установившихся потоков флюидов и вовлечения в активную разработку низкопроницаемых зон. Продолжительность паузы принимается равной времени восстановления давления в пласте после остановки скважины. Технология ИДТВ(П), обладая всеми свойствами технологии ИДТВ, обеспечивает увеличение нефтеизвлечения до 40 %.

нагнетание теплоносителя в пласт одновременно через центральную нагнетательную и три добывающие скважины, расположенные через одну в 7-точечном элементе. При этом отбор жидкости ведут через оставшиеся три добывающие скважины (рис 4 ):

смена функции группы добывающих скважин — находящиеся под закачкой теплоносителя переводятся на режим отбора и наоборот;

Технология предусматривает осуществление трех-пяти таких циклов, что обеспечивает практически полный охват вытеснением всего площадного элемента. Циклический процесс приводит к периодической смене направлений фильтрационных потоков, что является сдерживающим фактором обводнения продукции добывающих скважин. Расчетная конечная нефтеотдача достигает 45 %.

Эти технологии уже более 10 лет успешно внедряются на Гремихинском месторождении: ИДТВ - с 1986 г., ИДТВ(П) - с 1988 г., ТЦВП - с 1988 г.

В настоящее время под закачкой вытесняющего агента находятся более 100 нагнетательных скважин и более половины фонда добывающих скважин (рис. 5).

Всего по залежи за всю историю разработки добыто 11952 тыс. т нефти, из них за счет тепловых методов — 3432,6 тыс. т (29 %).

Если рассматривать зону реагирования, то здесь доля нефти, добытой за счет термических методов, составляет 75 %.

Экономическая эффективность от внедрения тепловых методов на Гремихинском месторождении составила около 525 млн р., в том числе по технологиям: ИДТВ — 211 млн р., ИДТВ(П) - 190 млн р., ТЦВП - 64 млн р.

Распределение добычи нефти за счет тепловых методов и их экономическая эффективность представлены в табл. 2. Текущий коэффициент нефтеизвлечения для зоны реагирования приблизился к 20 %, что значительно выше предельных значений коэффициента нефтеотдачи пласта при естественном режиме и заводнении.

Уже начато осуществление программы замены технологий ВГВ и ИДТВ на более совершенные — ИДТВ(П) и ТЦВП. Найдено удачное сочетание технологических процессов ИДТВ(П) и ТЦВП на укрупненных 13-точечных элементах теплового воздействия. Именно по таким укрупненным элементам (рис. 6) начато расширение теплового воздействия на залежь методами ТЦВП и ИДТВ(П).

Об эффективности технологий свидетельствует уровень текущей нефтеотдачи (42 %) на опытных участках их применения, тогда как прогнозная конечная нефтеотдача при заводнении оценивается в пределах 20-25 %.

Дополнительная добыча нефти за счет ТПВ на Мишкинском, Лиственском и Ижевском месторождениях по состоянию на 01.10.97 г. составила 567,3 тыс. т (табл. 3).

Расчеты себестоимости добычи нефти при внедрении новых технологий по сравнению с традиционными подходами убедительно доказывают их более высокую экономическую эффективность. Так, на Гремихинском месторождении выполнены расчеты себестоимости добычи нефти при реализации вариантов разработки залежи высоковязких нефтей на естественном режиме, при применении традиционной технологии площадного заводнения и новых тепловых методах. Расчеты охватывают объемы добытой нефти при достижении максимального коэффициента извлечения, доказанного для каждой технологии. В результате себестоимость добычи нефти при внедрении технологий ИДТВ, ИДТВ(П), ТЦВП составляет 288,9 р/т, при заводнении обычной холодной водой — 316,9 р/т и при естественном режиме — 423 р/т (табл. 4).

Сравнение показателей себестоимости добычи нефти при различных вариантах разработки Мишкинского месторождения также наглядно демонстрирует преимущества внедрения физико-химических методов. Наименьшей себестоимостью характеризуется внедрение ТПВ - 259,9 р/т и ХПВ - 274,0 р/т (табл. 5).

Таким образом, новые технологии позволили устранить главное препятствие на пути применения тепловых методов при разработке месторождений вязких нефтей — большие затраты, поскольку традиционные тепловые методы по затратам примерно в 2 раза выше, чем при заводнении.

В.И.Кудинов, В.А.Савельев, Т.И.Головина, 1998

1 — породы плотные непроницаемые; коллекторы: 2 — газонасыщенные, 3 — нефтенасыщенные, 4 — водонасыщенные

Таблица 1

1 — контур нефтеносности; 2 — скважины: а — добывающие, б — нагнетательные, е — контрольные; 3 — зона влияния ТПВ; 4 — естественный режим; 5 — элементы термополимерного воздействия

Коллекторы: 1 — нефтенасыщенные, 2 — водонасыщенные; 3 — породы плотные непроницаемые

Зоны внедрения технологий: 1 — ТЦВП, 2 — ИДТВ(П), 3 — ВГВ, 4 — естественный режим; 5 — контур зоны теплового воздействия; б — внешний контур нефтеносности

Скважина: 1 — нагнетательная (постоянно работающая), 2 — добывающая (постоянно работающая), 3 — работающая в режиме термоциклического воздействия на пласт