Проблема добычи нефти в Беларуси
Кудрицкий Андрей Петрович, студент
Гомельский государственный университет имени Франциска Скорины
Эффективность извлечения нефти из нефтеносных пластов современными, промышленно освоенными методами разработки во всех нефтедобывающих странах на сегодняшний день считается неудовлетворительной, притом, что потребление нефтепродуктов во всем мире растет из года в год. Средняя конечная нефтеотдача пластов по различным странам и регионам составляет от 25 до 40%.
Например, в странах Латинской Америки и Юго-Восточной Азии средняя нефтеотдача пластов составляет 24–27%, в Иране – 16–17%, в США, Канаде и Саудовской Аравии – 33–37%, в странах СНГ и России – до 40%, в зависимости от структуры запасов нефти и применяемых методов разработки. Остаточные или неизвлекаемые промышленно освоенными методами разработки запасы нефти достигают в среднем 55–75% от первоначальных геологических запасов нефти в недрах [1, с.3].
Поэтому актуальными являются задачи применения новых технологий нефтедобычи, позволяющих значительно увеличить нефтеотдачу уже разрабатываемых пластов, на которых традиционными методами извлечь значительные остаточные запасы нефти уже невозможно.
Во всем мире с каждым годом возрастает интерес к методам повышения нефтеотдачи пластов, и развиваются исследования, направленные на поиск научно обоснованного подхода к выбору наиболее эффективных технологий разработки месторождений [2, с.7].
Для нашей страны, больше других применяющей при разработке заводнение нефтяных месторождений, очень важное значение приобретает проблема извлечения части остаточных запасов нефти из заводненных пластов. Остаточные запасы нефти на месторождениях, находящихся на самой поздней стадии разработки (обводненность продукции выше 70 %), огромны. Увеличить извлекаемые запасы нефти, снизить обводненность продукции, повысить или даже стабилизировать добычу на этой стадии - задача народнохозяйственной важности. Однако это наиболее трудная категория остаточных запасов нефти, особенно на месторождениях с высокой эффективностью заводнения, когда конечная нефтеотдача пластов превышает 60%, нефть сосредоточена и рассеяна бессистемно по пласту, а высокая водонасыщенность мешает вступить в контакт с нефтью любому рабочему агенту.
На территории Беларуси по состоянию на начало 2011 г. открыто 73 нефтяных месторождений. Из 74 открытых месторождений в 2011 году находится в эксплуатации 52 месторождения (106 залежей нефти с запасами промышленных категорий).
Из 106 залежей, находящихся в разработке, более 50% добычи нефти от общего объема обеспечивают всего 8 залежей на 6-ти месторождениях; межсолевая залежь Осташковичского месторождения, семилукская залежь, залежи 4 и 8 пачки Речицкого месторождения, межсолевая залежь Ю-Сосновского месторождения, елецкая залежь Ю-Александровского месторождения, межсолевая залежь Ю-Осташковичского месторождения, подсолевая залежь Вишанского месторождения.
Из всего числа разрабатываемых месторождений 15 находятся на 4-й (заключительной) стадии разработки: Речицкое, В-Первомайское Барсуковское, З-Малодушинское, Ю-Александровское, Озерщинское, Ветхинское, Осташковичское, Тишковское, Ю-Осташковичское, Вишанское, Давыдовское, Пожихарское, Сосновское, Полесское. По этим месторождениям отобрано 79,8% от начальных извлекаемых запасов.
11 месторождений находятся на 3 стадии: Малодушинское, Летешинское, Красносельское, Золотухинское, Дубровское, Первомайское, Ю-Тишковское, Мармовичское, Березинское, Ю-Сосновское. С начала разработки по ним отобрано 59,6% от начальных извлекаемых запасов, среднегодовая обводненность составляет более 65,1%.
Таким образом, анализируя ситуацию в области разработки и добычи нефти, следует отметить следующее:
‒ большинство месторождений, обеспечивающих основную добычу нефти, находятся на 3-й и 4-й стадиях разработки с падающей добычей;
‒ степень выработки запасов на месторождениях промышленной группы составляет 79,84, обводненность продукции ‒ 79,6%, некоторые залежи выработаны на 15-90%;
‒ в процессе эксплуатации ухудшаются характеристики призабойной зоны, уменьшается продуктивность, растет обводненность, что требует увеличения объемов работ по интенсификации притока, ограничению водопритока, повышению нефтеотдачи пласта.
Выбор и успешное применение методов увеличения нефтеотдачи пластов определяются особенностями геолого-физических и геолого-промысловых условий месторождений. Нефтяные пласты месторождений Беларуси представлены в основном карбонатными коллекторами каверново-порово-трещинного типа и характеризуются развитой трещиноватостью, и площадной неоднородностью фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС). Емкостное пространство коллекторов образовано кавернами и трещинами, из которых нефть вытесняется водой за счет гидродинамических сил, и порами, из которых нефть вытесняется за счет процессов капиллярной пропитки. Так как по типу смачиваемости карбонатные коллекторы нефтяных месторождений Беларуси близки к гидрофобным, процессы капиллярной пропитки затруднены и коэффициенты вытеснения нефти из мелких пор не превышают 8-10%.
Опыт разработки месторождений Беларуси показал, что высокая неоднородность продуктивных отложений, сложное строение порового пространства коллекторов и наличие систем трещин различной раскрытости обусловливают неравномерную выработку запасов по площади и разрезу залежей.
Нельзя обойти вниманием и ряд проблем, касающихся чисто самой разработки месторождений. Прежде всего, месторождения Беларуси вводились в разработку, когда геологическая модель строения была недоизучена. И это наложило свой отпечаток и, к сожалению, во многих случаях, на систему размещения скважин, организацию ППД, выбор эксплуатационного объекта. Вторая проблема – это система ППД, которая организовалась только для обеспечения нормальной работы насосного оборудования и поддержания пластового давления. К большому сожалению, в большинстве случаев уровни закачки намного превышали достаточную необходимость, создавая предпосылки для плохо контролируемого прорыва больших объемов воды по высокопроницаемым каналам. наряду с этим, произошло оттеснение некоторых объемов нефти в периферийные зоны. Места дислокации оставшихся запасов мало изучены и трудно определимы. Как уже неоднократно отмечалось, что начиная с самого начала разработки, основной задачей системы ППД на всех месторождениях было обеспечение нормальных режимов вначале фонтанирования скважин, нормальной работы насосного парка и очень высоких темпов отбора нефти. Такая жесткая система разработки и добычи неминуемо и быстро привела к тому, что был быстро достигнут максимум добычи, еще быстрее произошло падение добычи (почти в 5 раз).
Так на примере Речицкого месторождения межсолевой толщи, которое находится в промышленной разработке с 1967 года, объектами разработки на месторождении являются залежи нефти задонского горизонта, которая характеризуется низкими темпами отбора нефти, исключительной сложностью геологического строения, которая выражается в неравномерности охвата вытеснением и заводнением как по площади, так и по мощности залежи. В связи с чем более трети залежи не охвачены воздействием и разрабатываются на истощение. На межсолевой залежи задонского горизонта VIII пачки введенной в разработку в 1967 году скважиной 44 фонтанным способом. В последующем попытка организовать 1969-1970 гг. закачку в законтурные скважины 10, 26, 35 не увенчалась успехом, т.к. эффективные толщины в них и фильтрационно-емкастные характеристики коллекторов оказались низкими. По этим же причинам безуспешной оказалось попытка освоения под закачку приконтурной скважины 37 [3, с.127].
В связи с вышеизложенным было предложено очаговое заводнение, которое было предопределено высокой степенью геологической неоднородности коллекторов.
Очаговое воздействие ‒ это заводнение подвергающее отдельные участки залежи. Очаговое заводнение целесообразно на средней и поздней стадии эксплуатации залежи, когда решаются вопросы довыработки запасов нефти из неохваченных основным процессом разработки пропласткой, целиков и тупиковых зон.
Рисунок 1 – Структурная карта кровли коллектора VIII пачки.
Так, коллектора VIII пачки имеют одну особенность, не характерную для других межсолевых залежей Припятского прогиба, когда зоны максимальных мощностей и улучшенных ФЕС приурочены не к сводовым частям залежи (рис. 1). Здесь один из участков максимальных значений эффективных мощностей проходит параллельно контуру нефтеносности (38, 100, 115, 139, 187, 90, 45, 44) на погружении структуры. Здесь наблюдаются самые высокие по залежи коэффициенты продуктивности и скважины с более высокими дебитами (115, 44).
Второй участок развития максимальных мощностей находится в центральной части 8 пачки (126, 124, 40, 120, 185). Необходимо отметить, что период эксплуатации 8 пачки 1967-1986 гг наиболее интенсивно разрабатывался восточный участок (очаг скв. 128).
По состоянию на начало 2010 года режим разработки упруговодонапорный с поддержанием пластового давления путем закачки воды в 8 очаговых скважин: 132, 5204 – западного участка залежи, скважины 135, 120, 128 – центральный и скважины 97, 126, 124 восточного участка [3, с. 131].
Наибольшее влияние от закачки испытывают скважины 183, 182, 121 расположенные в зоне улучшенных коллекторов.
За счет организации закачки, ввода новых добывающих скважин, проведение ГТМ по оптимизации и интенсификации, восстановления ликвидированных скважин с 1990 года отмечается рост добычи нефти. Реализуемая на залежи система разработки с размещением добывающего фонда по плотной сетке скважин и очаговым заводнением достаточно эффективна. Однако в дальнейшем, учитывая неоднородность коллектора, для равномерного охвата залежи закачкой, целесообразно уплотнить сетку бурением добывающих и нагнетающих скважин [3, с. 127].
В связи с изложенным для более полного извлечения нефти и достижения проектного коэффициента извлечения нефти (КИН) по месторождениям Беларуси особенно актуальны следующие направления работ:
‒ анализ выработки продуктивных отложений и локализация остаточных запасов;
‒ проведение мероприятий по увеличению охвата пластов заводнением и вовлечению в разработку тупиковых и невыработанных зон;
‒ создание в залежах режимов разработки, благоприятных для активизации процессов обмена между низкопроницаемой матричной частью коллекторов и высокопроницаемыми каналами фильтрации.
Литература:
1. Методы извлечения остаточной нефти/ М. Л. Сургучев, А. Т. Горбунов, Д. П. Забродин – М.: Недра, 1991. – 308 с.
2. Сургучев М. Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов – М.: «Недра», 1985. – 308 с.
3. Исследование и комплексный анализ геологических, геофизических и промысловых данных и пересчет начальных геологических и извлекаемых запасов нефти и газа 7-9 пачек Речицкого месторождения [Текст] – Гомель: БелНИПИнефть, 2010 – 219 с.
