Очень часто СМИ в публикациях на тему нефти упоминают, как агрессивные нефтедобытчики, варварскими способами снимая сливки с нефтяных залежей, больше половины запасов навсегда оставляют под землёй. После чего, видимо, варвары с демоническим хохотом удаляются за горизонт с баррелем в обнимку. На самом деле, если отбросить эпитеты, именно таким образом всё и происходит — после закрытия нефтяного месторождения более половины его запасов действительно навсегда остаётся под землёй. Только, если коротко, никто в этом не виноват, и поделать с этим можно не очень многое. А если не коротко, то об этом вся статья.
Для лучшего понимания желательно прочитать предыдущие материалы на эту тему, особенно раздел «Геология нефти» первой статьи и раздел «Технология добычи» — второй. Если коротко, эти материалы рассказывают о том, что нефть под землёй находится в пластах пористой горной породы, что движется она к скважинам под действием перепада давления, что попутно с нефтью скважины добывают увеличивающийся со временем объём воды, и что приток нефти или жидкости в скважину за единицу времени называется дебитом.
Геологические и извлекаемые запасы
Для начала немного терминологии. Вся нефть, которая физически присутствует в пласте-коллекторе, составляет геологические запасы. По ряду причин, о которых чуть далее мы расскажем поподробнее, из пласта может быть извлечена только часть геологических запасов. Эта часть вполне ожидаемо называется извлекаемыми запасами. Отношение извлекаемых запасов к геологическим или, что то же самое, доля нефти, которая может быть из пласта извлечена, называется проектным коэффициентом извлечения нефти (КИН) или нефтеотдачей. Кроме проектного, бывает ещё и текущий КИН — это доля геологических запасов, которая на текущий момент уже добыта. Понятно, что текущий КИН всегда меньше, чем проектный. Когда говорят о просто запасах без уточнения, геологические они или извлекаемые, речь идёт, как правило, об извлекаемых запасах. Когда говорят о просто КИН, имеется в виду проектный КИН.
Величина КИН зависит от многих факторов и на разных месторождениях может быть очень разной. Средним считается КИН около 30—40%; таким образом, на среднем месторождении проектом предполагается навсегда оставить в пласте 60—70% нефти. КИН в районе 10—20% считается очень низким, хотя для так называемой нетрадиционной нефти это довольно типичные значения; то есть, здесь в пласте остаётся 80—90% нефти. КИН выше 50% — очень высокий и встречается достаточно редко.
В большой степени величина КИН зависит от методов разработки, которые применяются на конкретном месторождении. Методы разработки бывают первичные, вторичные и третичные. Под первичными методами подразумевается разработка месторождения, при которой нефть из пласта выходит под естественным давлением. Начальное пластовое давление существует почти всегда и обусловлено, в основном, тем, что залежи находятся глубоко под землёй. После вскрытия залежи скважинами, по мере снижения пластового давления, происходит простое расширение нефти, а также содержащихся вместе с ней в залежи воды и газа. Объём нефти, который не помещается в пласте-коллекторе после расширения — это и есть добытый объем. Таким путем можно добыть в среднем всего порядка 10% геологических запасов. Собственно говоря, у нетрадиционной нефти бывает такой низкий КИН именно потому, что её часто добывают только первичными методами.
Вторичными методами называют закачку в пласт воды или газа через специальные нагнетательные скважины. Этими методами решают две взаимосвязанные задачи: поддержать пластовое давление, чтобы не падали дебиты добывающих скважин; а также обеспечить вытеснение нефти из пласта к добывающим скважинам, чтобы повысить КИН. Типичная нефтеотдача, достигаемая при применении вторичных методов — те самые средние 30—40%.
Закачка воды применяется чаще, чем закачка газа, так как она, как правило, более эффективна. Можно сказать, что сегодня разработка месторождений нефти с заводнением — это стандартная технология. Она применяется повсеместно уже несколько десятилетий и отработана до мелочей. Воду в пласт закачивают обычно солёную; берут её в основном из довольно глубоких водонасыщенных пластов, откуда её добывают специальными водозаборными скважинами.
Закачка же газа с целью поддержания пластового давления очень часто имеет и ещё одну цель — утилизацию лишнего, ненужного попутного нефтяного газа, который нельзя сжигать, некому продать и некуда пристроить. Иногда бывает даже трудно сказать, какую из этих задач (вторичная нефтеотдача или утилизация) при организации закачки газа решали в первую очередь.
Заводнение
О третичных методах чуть позже, а пока посмотрим, что происходит в пласте при закачке воды, и почему при этом не вытесняется 100% геологических запасов нефти.
В пласте-коллекторе, помимо нефти, изначально содержится также и значительное количество так называемой связанной воды. Обычное соотношение этих жидкостей по объёму — 70% нефти и 30% воды. Нефть и вода в пласте не смешиваются, в каждой отдельно взятой поре между ними есть чёткая граница. При этом вода обычно как бы обволакивает зерна горной породы, а нефть находится в центральных частях пор и непосредственно с горной породой нигде не соприкасается.
В процессе добычи нефти связанная вода поначалу никуда не течёт, она неподвижна, в силу химической и физической связи с частицами горной породы. Но, поскольку в пласт закачивают воду, в порах её постепенно становится все больше, а нефти — всё меньше. Вода уже не вся удерживается горной породой и может теперь перемещаться по пласту вместе с нефтью. В результате в добывающих скважинах появляется попутная вода.
Поровое пространство очень неоднородно. Его можно представить себе как множество относительно широких пор, соединённых относительно узкими поровыми каналами. Диаметр этих поровых каналов очень мал — порядка одной сотой миллиметра, — поэтому в них очень большое значение приобретает капиллярное давление. Как мы помним, с горной породой соприкасается вода, а не нефть. Поэтому, по мере того как воды становится все больше, рано или поздно наступает момент, когда в узких поровых каналах остаётся только одна вода, а капельки нефти оказываются запертыми в широких частях пор (см. рисунок).
Капиллярное защемление капли нефти перед поровым каналом. Чем меньше радиус кривизны поверхности раздела фаз (нефти и воды), тем выше капиллярное давление. В поровом канале радиус кривизны меньше вследствие малого диаметра самого порового канала. Разность капиллярного давления в начале и в конце капли превышает приходящийся на её длину перепад давления, создаваемый эксплуатацией пласта. В результате капиллярные силы не позволяют капле пройти через поровый канал.
Теперь, для того чтобы пройти в поровый канал, капельке нефти нужно преодолеть его капиллярное давление, которое может составлять порядка одной атмосферы. То есть, чтобы вытеснить эту капельку нефти, нужно на расстоянии в несколько сотых долей миллиметра развить именно такой перепад давления. И так на всем протяжении пласта, то есть на расстоянии в несколько миллиметров перепад должен быть уже около ста атмосфер, и так далее. При желании, в лабораторных условиях, на небольших образцах горной породы, можно создать такой перепад давления и осуществить полное, стопроцентное вытеснение. На реальном же месторождении расстояние от нагнетательной до добывающей скважины составляет обычно сотни метров; нужный в таких условиях для полного вытеснения перепад давления превышает практически возможный в тысячи раз.
Запертые в порах капельки нефти представляют собой, так называемую остаточную нефть, которую физически невозможно вытеснить из пласта методом заводнения. Доля нефти, которую заводнением вытеснить можно, называется коэффициентом вытеснения. Он меняется в широких пределах, но в среднем равен примерно 60—70%.
Справедливости ради надо отметить, что все вышеописанное верно для гидрофильных пластов, то есть таких, в которых горная порода смачивается водой. В гидрофобных же пластах все наоборот — нефть обволакивает зерна горной породы, а вода находится в центральных частях широких пор. В смысле нефтеотдачи это ничего принципиально не меняет: часть нефти все равно физически невозможно извлечь заводнением, только удерживается она на этот раз не капиллярным давлением, а химическими и физическими связями с частицами горной породы, в контакте с которыми находится.
Часть пласта, в которой вытеснение нефти водой завершено, называется «промытой». Ещё одна важная причина, по которой КИН не достигает 100%, состоит в том, что при заводнении не все части залежи промываются одинаково хорошо. Во-первых, закачиваемая вода идёт большей частью по прямой линии от нагнетательной скважины к добывающей. Чем дальше в сторону от этой линии, тем медленнее и хуже промывается пласт. Во-вторых, пласт неоднороден, он может быть разбит на проницаемые пропластки, разделённые непроницаемыми породами. При этом отдельные проницаемые пропластки часто невелики по площади, и из-за этого не все нужные скважины в него попадают. Если пропласток вскрыт нагнетательной скважиной, а добывающей — нет (или наоборот), то промываться он не будет. В-третьих, вода тяжелее нефти, и поэтому имеет склонность «сползать» в нижнюю часть пласта. Верхняя часть пласта в результате остаётся непромытой.
Доля пластового объёма, которая промывается при заводнении, называется коэффициентом охвата. Типичное его значение — около 50—60%.
Проектный коэффициент извлечения нефти при заводнении рассчитывается как произведение коэффициента вытеснения и коэффициента охвата. Взяв приведённые выше типичные значения этих коэффициентов, нетрудно посчитать типичное значение нефтеотдачи — от 30 до 42%, что совпадает с ранее упомянутым средним КИН.
Третичные методы
Третичными методами разработки считаются любые методы, направленные на дальнейшее увеличение КИН после вторичных методов. Они очень разнообразны, но более-менее широкое применение на сегодняшний день нашли из них только тепловые и газовые.
Тепловые методы применяются для разработки залежей высоковязких нефтей, которые обычно относят к трудноизвлекаемым или нетрадиционным запасам. Поэтому особо большой нефтеотдачи с этими методами не бывает. Заключаются они в закачке в пласт горячей воды или водяного пара: благодаря высокой температуре вязкость нефти понижается и её становится существенно легче добывать. Как видим, тепловые методы, по сути, являются модификацией заводнения — вторичного метода разработки.
Газовые методы в основном применяются на залежах традиционной нефти для увеличения нефтеотдачи при заводнении. Здесь обычно также идёт закачка воды, но через определённые регулярные интервалы времени она сменяется закачкой газа в те же нагнетательные скважины, а затем снова возобновляется закачка воды. Таким образом, здесь мы тоже видим модификацию заводнения. Газ при этом закачивается не любой: он должен смешиваться с пластовой нефтью, то есть они должны хорошо растворяться друг в друге. Без этого условия увеличения нефтеотдачи не получится.
Как мы помним, в промытой заводнением части пласта остаточная нефть содержится в виде изолированных капелек, удерживаемых на месте капиллярным давлением. Когда хорошо смешивающийся с нефтью газ проходит через поровое пространство, часть этого газа растворяется в нефти. В результате капельки нефти сильно увеличиваются в объёме и могут снова соединиться друг с другом. Нефть вновь обретает подвижность и начинает перемещаться к добывающим скважинам. Со временем газа становится все больше и уже скорее капельки нефти растворяются в газе и увлекаются вместе с ним к добывающим скважинам.
Из описания газовых методов понятно, что с их помощью, теоретически, можно добиться почти стопроцентного коэффициента вытеснения. Нефть и закачиваемый газ в пласте смешиваются и добываются вместе. На поверхности нефть отделяется, а газ снова закачивается в пласт, где опять смешивается с нефтью и т. д. В добываемой смеси нефти с газом постепенно становится все больше газа и все меньше нефти; казалось бы, возможно довести процесс до того, что нефти в пласте почти не останется.
Однако практически газовые методы дают дополнительно всего около 5—10% дополнительной нефтеотдачи, то есть КИН увеличивается с 30—40% при обычном заводнении до 40—45%. Это существенно, но кардинально ситуацию с навеки оставленными под землёй запасами не меняет.
Так получается в основном потому, что газ обладает примерно в сто раз меньшей вязкостью, чем нефть. Если его непрерывно закачивать в нагнетательные скважины, то он быстро придёт по кратчайшей прямой в добывающие скважины; дальше будет вырабатываться только та остаточная нефть, которой повезло оказаться именно на этой прямой. Именно для того, чтобы такого не происходило, газ закачивают попеременно с водой. Это в определённой мере стабилизирует процесс.
Прочие виды третичных методов до сих пор не вышли за рамки опытных работ, и, вполне вероятно, многие из них никогда и не выйдут. Распространённость тепловых и газовых методов на самом деле тоже не очень велика. Как уже говорилось, тепловые методы привязаны к нетрадиционным высоковязким запасам. С газовыми же методами основная сложность — подобрать источник газа. Закачивать можно или углеводородный газ, который вообще-то и сам по себе — ценный энергоноситель; или углекислый газ, который нужно ещё найти где-то неподалёку. Некоторые залежи природного газа содержат большой процент углекислоты, которую можно отделять и направлять на нефтяное месторождение для закачки, но есть такие залежи далеко не везде.
Ещё один, довольно очевидный потенциальный источник углекислоты — это, конечно, горение. Теоретически можно собирать углекислый газ, например, на какой-нибудь тепловой электростанции, и использовать его для третичной нефтеотдачи. Заодно можно сократить выбросы углекислого газа в атмосферу. С экономической точки зрения этот вариант выглядит пока проблематично. Помимо прочих немаленьких затрат, связанных с третичной нефтеотдачей, нужно ещё и перестраивать электростанцию, чтобы можно было собирать углекислый газ и повышать его давление для транспортировки.
Проектный КИН
Обычно где-то рядом со словами о брошенных под землёй запасах нефти можно встретить и фразы о том, что в так называемых развитых странах КИН высокий, а в России — низкий или уменьшается. Это с одной стороны верно. Третичные методы в России применяются мало (в основном потому, что для них мало подходящих условий), а вторичными методами, то есть заводнением, очень высокой нефтеотдачи добиться трудно. Есть и другие немаловажные факторы.
Дело в том, что помимо способа разработки, КИН сильно зависит от свойств пласта-коллектора. Обычно чем ниже проницаемость пласта, тем ниже и нефтеотдача. Связь здесь очень простая. Низкопроницаемые пласты являются таковыми потому, что узких поровых каналов в них больше, чем в высокопроницаемых пластах. Чем уже канал, тем больше в нем сила трения, тем больше усилий нужно, чтобы протолкнуть через него тот же объем жидкости. С другой стороны, чем больше узких поровых каналов, тем больше капиллярных ловушек для капелек остаточной нефти, то есть тем ниже коэффициент вытеснения и, соответственно, нефтеотдача.
В России сегодня начинается разработка всё более и более низкопроницаемых залежей. Это может служить причиной некоторого снижения среднего КИН; особенно с учётом того, что на старых месторождениях перехода к третичным методам разработки, которые могли бы повысить КИН, не происходит.
Есть и ещё одна важная вещь, которую следует понимать при упоминании КИН или нефтеотдачи. Величина КИН — это отношение прогнозной добычи нефти к геологическим запасам. Поэтому имеет значение, кто, как и зачем делает этот прогноз. При обосновании проектного КИН для подсчёта извлекаемых запасов прогнозируется разработка месторождения до самого конца, до последней вытекающей из скважины капли. Часто по этим прогнозам получается так, что проектный КИН достигается где-то к середине двадцать второго века, особенно по новым месторождениям. Поэтому, во-первых, непонятно, следует ли всерьёз рассчитывать на то, что этот КИН в действительности когда-либо будет достигнут. А во-вторых, откровенно говоря, чем выше получается КИН по прогнозу, тем довольнее заказчик проектной работы, так как у него станет больше запасов. Что в итоге важнее обычному проектировщику — быть кристально честным в своих расчётах на следующее столетие или вовремя сдать проект и перестать получать нагоняи от начальства — догадаться нетрудно. Причём относится это в одинаковой степени и к российским, и к зарубежным реалиям.
Довольно часто встречается ещё миф о том, что интенсивная эксплуатация залежей нефти приводит к снижению коэффициента извлечения нефти. Особенно это актуально в связи с тем, что резкое увеличение добычи нефти в России в первой половине нулевых годов произошло в основном за счёт интенсификации добычи и гидроразрыва пласта. Если коротко, то эта концепция неверна. Более подробно на эту тему поговорим в ближайшее время в следующей статье.