Состояние разработки месторождений с высоковязкими нефтями

В течение последних двух десятилетий в России непрерывно ухудшалась качественное состояние сырьевой базы за счет изменения структуры запасов нефти, что связано в основном со значительной выработкой многих крупнейших и уникальных высокопродуктивных ме 6сторождений, а также с открытием месторождений с трудноизвлекаемыми запасами.

Последние приурочены к низкопроницаемым коллектором, нефтегазовым залежам с обширными подгазовыми зонами и небольшими нефтенасыщенными толщинами, высоковязкими нефтями, залежам, залегающих на больших глубинах.

Выработанность активных запасов по России привысила 65%, по Заподной Сибири — 54%, в то время как трудноизвлекаемых запасов — соответственно 23 и 14%. По НК «Роснефть» выработка запасов составляет 36,4%, в том числе активных — 47,3%, трудноизвлекаемых — 24,3%. Практически по всем нефтяным компаниям активные запасы выработаны на 50−80% и основные резервы в извлечении нефти сосредоточены на месторождениях с трудноизвлекаемыми запасами.

Добыча нефти из категории трудноизвлекаемых запасов по НК «Роснефть» составила в 1997 г. 6,2 млн.т., или 47,7% суммарной. Преимущественно это добыча нефти из низкопроницаемых коллекторов, так как в них сосредоточены значительные запасы нефти.

В России имеются значительные ресурсы высоковязких нефтей (ВВН), которые вследствие незначительной их выработки представляют собой фактически неиспользованные энергетические ресурсы, разработка их требует применения нетрадиционных методов воздействия на пласт.

Приоритетными при разработке месторождений ВВН являются тепловые методы (паротепловое воздействие на пласт, внутрипластовое горение, закачка горячей воды, паротепловые обработки скважин), как наиболее подготовленные в технологическом и техническом отношении. Они позволяют увеличить коэффициент извлечения нефти (КИН) в несколько раз (от 6−20 до 30−45%).

Ресурсная база балансовых запасов ВВН (вязкость более 30 мПа*с) составляет по России 7,2 млрд.т. запасы сосредоточены на 267 месторождениях, содержащих 654 залежи. Основными районами, где сосредоточено до 90% запасов ВВН, являются Тюменская область — 3,1 млрд.т. (44%); Республика Татарстан — 1,4 млрд.т. (19%); Республика Коми — 1,0 млрд.т. (14%); Архангельская область — 0,5 млрд. т (7%); Пермская область — 0,3 млрд.т. (4%); Республика Удмуртия — 0,3 млрд. т (4%). Относительно небольшие запасы ВВН по сравнению с маштабами северных районов имеются и в южных районах страны; Красноярский край, Самарская, Волгоградская и Оренбургская области и др., всего более 600 млн.т.

Структура начальных балансовых запасов нефти НК «РОСНЕФТЬ» :

• 1- неизвлекаемые запасы — 67,6%;
• 2 — активные остаточные извлекаемые запасы — 9%;
• 3 — остаточные извлекаемые запасы высоковязкой нефти — 3%;
• 4 — остаточные извлекаемые запасы подгазовых зон — 0,5%;
• 5 — остаточные извлекаемые запасы низкопроницаемых коллекторов — 6,5%;
• 6 — остаточные прочие трудноизвлекаемые запасы — 1,5%;
• 7 — накопленная добыча нефти, полученная при выработке активных запасов — 7,9%;
• 8 — накопленная добыча нефти, полученная при выработке запасов ВВН — 0,7%;
• 9 — накопленная добыча нефти, полученная при выработке запасов подгазовых зон — 0,3%;
• 10 — накопленная добыча нефти, полученная при выработке запасов низкопроницаемых коллекторов — 1,5%;
• 11 — накопленная добыча нефти, полученная при выработке прочих запасов — 1,5%.

На территории России разведано восемь крупных месторождений с запасами ВВН более 100 млн.т. на каждом. Это месторождение Тюменской области: Русское, Северо-Комсомольское, Западно-Мессояхское и Ван-Еганское с общими балансовыми запасами 2527 млн.т.; Усинское и Ярегское в Республике Коми с балансовыми запасами 900 млн.т.; Наульское и Таравейское месторождения Архангельской области с запасами 305 млн.т.

В настоящее время на разрабатываемых месторождениях ВВН добыто около 285 млн.т. нефти, что составляет только 4% начальных балансовых запасов. Степень выработанности запасов ВВН по России равна 14%. Из двух крупнейших по запасам месторождений таких нефтей Тюменской и Архангельской областях ни одно не осваивалось и промышленная добыча нефти по ним не велась.

По НК «Роснефть» отбор нефти из запасов высоковязких нефтей в 1997 г. составил 0,506 млн.т. при остаточных 152,9 млн.т., то есть темп отбора не превышает только 0,33%. Практически вся добыча нефти (0,453 млн. т) приходится на ОАО «Сахалинмернефтегаз» с остаточными запасами 20,3 млн.т. в Краснодарском крае добывается 0,053 млн.т. высоковязкой нефти, а в ОАО «Пурнефтегаз», где сосредоточено 136, 4 млн.т. извлекаемых запасов, добыча не начата. Здесь речь идет о Северо-Комсомольском месторождении. Сепоманская нефтегазованая залежь пласта ПК 1 этого месторождения может рассматриваться на ближайшую перспективу в качестве крупнейшего объекта добычи нефти в стране. По геологическим запасам ВВН (около 0,7 млрд. т) она занимает второе место в России, уступая Русскому месторождению (1,5 млрд. т) нефть залежи содержит 40% низкозастывающих масел и др. ценных компонентов, повышающих ее товарную ценность. Разработка залежи сложена наличием подошвенной воды, подстилающих по всей площади нефтяной слой, и газовой шапки, перекрывающее его сверху. По предварительными данным РосНИПИ термнефти, при вводе этих месторождений в промышленную разработку с применением термических методов добыча нефти на 5-й год разработки может быть доведена до 1,7 млн.т., на 7-й год 3,6 млн.т., и на 12−8,5 млн.т.

По оценке этого же института, при вводе в промышленную разработку трех крупных месторождений высоковязких нефтей в Архангельской области. Наульского, Таравейского и Лабоганского с суммарными извлекаемыми запасами 76 млн.т. добыча нефти по ним составит на 5-й год — 0,365 млн.т., на 8-й — 1,2 млн.т. и на 13-й 2,2 млн.т.

В целом по НК «Роснефть» добыча нефти за счет термических методов при сложивщихся условиях бех развития работ по разрабатываемым месторождениям ВВН к 2000 г. снизится до 0,280 млн.т., а к 2005 г. до 0,2 млн.т. широкое внедрение тепловых методов на новых месторождениях ВВН в ОАО «Пурнефтегаз» и ОАО «Архангельскгеолдобыча», а также увеличение объемов их внедрения в ОАО «Сахалинморнефтегаз» позволяет извлечь в 2000 г 0,56 млн.т., в 2005 г — 5,1 млн.т., а в 2010 г — 11,1 млн.т. нефти.

Потребуется широкое применение различных тепловых методов, но основным будут пароциклические обработки скважин. Ввод в разработку крупных месторождений ВВН позволит в целом по России увеличить добычу на 25−30 млн.т.