Коэффициент извлечения нефти. Часть II

В предыдущей части мы обсудили причины, по которым в принципе невозможно добыть из залежи нефти все её геологические запасы. В статье объяснялось, что такое коэффициент извлечения нефти (КИН), каким он бывает и от чего зависит. Тот факт, что КИН практически никогда даже не приближается к 100%, регулярно используется в рассказах о варварской эксплуатации нефтяных месторождений, особенно российских. И как мы увидели, используется совершенно неверно.

Теперь хотелось бы обсудить ещё одну часто встречающуюся вариацию этого мифа. В этой вариации российские нефтяные компании в погоне за сиюминутной прибылью варварски применяют интенсификацию добычи и гидроразрыв пласта, что приводит к необратимому снижению КИН и потере остаточных запасов нефти. А, мол, если бы они вместо этого думали о будущем и эксплуатировали скважины поспокойнее, то КИН был бы выше и, что важно, нефти с месторождения было бы добыто в итоге больше.

Лучше всего этот миф обсуждать на конкретном примере. На диаграмме 1 представлена динамика основных показателей разработки одного из крупных месторождений в Западной Сибири, которое можно в той или иной мере считать типичным. Мы пройдёмся по его истории и посмотрим, как различные события влияли на остаточные запасы и КИН.

Разбуривание этого месторождения было завершено в 1989 году — это видно по прекращению роста действующего фонда скважин на диаграмме. После этого новых скважин в эксплуатацию на месторождении практически не вводилось, так как на нем просто не осталось неразбуренной площади.

Кроме фонда скважин, на диаграмме показана также среднесуточная добыча нефти и жидкости. Слово «среднесуточная» здесь означает то, что валовая добыча (в тоннах) за каждый календарный месяц была поделена на количество дней в данном месяце. Получившиеся значения (измеряемые, соответственно, в тоннах в сутки) стали точками на диаграмме, а точки соединены в линии. Видно, что до 1984 года добыча жидкости была практически равна добыче нефти, так как обводнённость скважин в этой начальной стадии разработки месторождения была почти нулевой. В 1984—1988 годах месторождение интенсивно разбуривалось, вследствие чего быстро росла добыча жидкости. Однако более старые скважины в этот период уже начали обводняться, так как на месторождении изначально применялись вторичные методы разработки в виде заводнения. Поэтому добыча нефти росла не так быстро, а в 1988 году уже начала падать, несмотря на продолжающийся ввод новых скважин.

С 1989 по 1998 год произошло очень значительное, в 2—2,5 раза, сокращение действующего фонда добывающих скважин и, соответственно, добычи жидкости. Добыча нефти на месторождении за то же время сократилась в 3—4 раза. Добыча нефти сократилась сильнее, чем добыча жидкости, по причине продолжающегося закономерного увеличения обводнённости в ходе заводнения. К этому периоду, кроме заводнения, на месторождении уже широко применялась механизированная добыча. Однако насосы в добывающих скважинах были относительно низкопроизводительные, поэтому интенсивность эксплуатации оставалась сравнительно невысокой. Никакие меры для дальнейшей интенсификации добычи в этот период не принимались, да и вообще мало какие работы проводились. Большая часть аварийных, бездействующих и проблемных скважин, существующих сегодня на месторождении, стали такими именно в эти года.

В 1998-1999 годах действующий фонд и добыча жидкости стабилизировались — количество действующих добывающих скважин и дебит жидкости были примерно постоянными. То есть, можно говорить о том, что в этом периоде примерно постоянным был режим эксплуатации месторождения. Снижение добычи нефти в таких стабильных условиях происходит по зависимости, близкой к экспоненциальной функции от времени (см. диаграмму 2). Таким образом, по динамике добычи нефти на участке времени, на котором фонд скважин и добыча жидкости были приблизительно постоянны, можно с помощью экстраполяции построить прогноз добычи нефти при сохранении того же режима эксплуатации. Более того, интеграл падающей экспоненциальной функции от некоего момента времени до бесконечности — величина конечная, и его можно использовать как оценку вовлечённых в разработку остаточных извлекаемых запасов на этот момент времени.

С 2000 года начался рост добычи жидкости в результате её интенсификации за счёт спуска в добывающие скважины более высокопроизводительных насосов. С 2000 по 2003 год добыча жидкости увеличилась почти вдвое. В течение всего этого периода интенсификация была основным видом мероприятий, проводимых на скважинах месторождения (см. диаграмму 3). Добыча нефти до 2003 года тоже росла, затем начала снижаться в результате обводнения.

В 2004 году мероприятий на месторождении проводилось мало, действующий фонд и добыча жидкости опять стабилизировались. По динамике добычи нефти в этом периоде с помощью экспоненциальной функции также можно построить прогноз добычи и оценку вовлечённых в разработку остаточных извлекаемых запасов. Сравнив полученную оценку со значением, полученным на предыдущем стабильном интервале (1998—1999 года), мы узнаем, как повлияла интенсификация добычи нефти в 2000—2003 годах на выработку запасов по месторождению в целом.

В 2005 году на месторождении было проведено много мероприятий по гидроразрыву пласта (ГРП); после этого количество мероприятий опять снизилось. Соответственно, в 2006—2007 годах имел место ещё один, уже третий период примерно постоянного фонда и добычи жидкости. Он позволит нам оценить влияние на выработку запасов выполненных в 2005 году ГРП.

Ещё один период значительного роста добычи жидкости в 2008—2012 годах связан с массовым применением гидроразрыва пласта и интенсификации на скважинах месторождения. Последовавший затем интервал более-менее стабильной добычи жидкости (в 2013 году), как и в предыдущих случаях, позволяет определить влияние этих мероприятий на выработку запасов.

Сводные результаты прогнозов добычи нефти и оценки вовлечённых в разработку запасов приведены в таблице 1. В первом интервале времени имел место низкоинтенсивный режим эксплуатации месторождения, сразу после значительного сокращения действующего фонда добывающих скважин. Последняя дата этого интервала — сентябрь 1999 года. По прогнозу по экспоненциальной функции, если бы после этой даты в течение неограниченного времени продолжалась эксплуатация месторождения в таком же режиме, то было бы добыто ещё 12,9 миллионов тонн нефти. Поскольку по состоянию на сентябрь 1999 года на месторождении уже было добыто 51,3 млн тонн нефти, всего в таком режиме с месторождения могло быть добыто не более 64,2 млн тонн (сумма 51,3 и 12,9) — это величина прогнозного извлечения запасов.

Во втором интервале времени на месторождении применялся высокоинтенсивный режим эксплуатации без гидроразрыва пласта. Все показатели в таблице для этого интервала рассчитаны полностью аналогично показателям первого интервала. Мы видим, таким образом, что переход к высокоинтенсивному режиму эксплуатации повысил прогнозное извлечение запасов до 70,8 млн тонн, то есть интенсификация режимов работы скважин в 2000-2003 годах позволила не только добиться сиюминутного прироста добычи, но и вовлечь в разработку дополнительно более шести миллионов тонн запасов нефти.

Аналогичную картину мы видим и в третьем интервале, в котором на месторождении, помимо высокоинтенсивного режима эксплуатации, уже имел место гидроразрыв пласта на части скважин. В результате первого крупного применения гидроразрыва пласта прогноз извлечения запасов вырос ещё на миллион тонн.

Наконец, в четвёртом интервале, после массированного применения ГРП и интенсификации на большей части действующего фонда, к прогнозному извлечению запасов добавилось ещё пять миллионов тонн. Всего в результате работ, выполненных на месторождении в 2000—2012 годах, было вовлечено в разработку, по нашей оценке, 12,6 миллионов тонн запасов нефти. Это увеличило прогнозный коэффициент извлечения нефти примерно на 5 процентных пунктов, с 25 до 30%. При этом, как видно из диаграммы 1, действующий фонд скважин на месторождении отнюдь не увеличивался. Каких-либо мероприятий, кроме интенсификации и ГРП, на месторождении проводилось очень немного, поэтому увеличение КИН ничем другим объяснить нельзя.

Таблица 1. Прогноз добычи нефти и запасов по стабильным интервалам.
*Вовлечённые в разработку ОИЗ определяются как интеграл экспоненциальной функции до бесконечности — A∙e^-bt

Следует отметить, что наш способ прогноза по четвёртому интервалу не совсем корректен, так как в 2013 году выполнялось много мероприятий, и поэтому режим эксплуатации месторождения, строго говоря, не был постоянным. Правильно в таком случае делать прогноз по так называемой базовой добыче. Для некоторого интервала времени так называется добыча за вычетом эффекта от мероприятий, проведённых на месторождении в этом интервале времени. Прогноз извлечения запасов по четвёртому интервалу с применением такой методики даёт результаты, близкие к уже нами полученным.

Это не пустые слова и не игра в прогнозы — фактически на месторождении уже к 2014 году было добыто более 70 миллионов тонн нефти, чего, как видно из таблицы, без применения интенсификации и гидроразрыва пласта не произошло бы никогда. Поэтому ни интенсификация, ни гидроразрыв пласта не являются на самом деле «варварскими» методами увеличения добычи. Ни про один, ни про другой метод нельзя сказать, что их применение приводит к безвозвратной потере запасов нефти. Напротив, в ряде случаев вовлечение запасов нефти в разработку даже улучшается, что мы сейчас и продемонстрировали на конкретном примере типичного крупного западносибирского месторождения.

Напомним, что прогноз извлечения запасов по тренду подразумевает, что в будущем никакие дополнительные мероприятия по изменению режима эксплуатации скважин проводиться не будут. В действительности, конечно, будет продолжаться работа по вовлечению запасов и увеличению КИН, так что значение 30% для данного месторождения — не окончательное. Здесь следует отметить, что действующий фонд добывающих скважин на месторождении так и не восстановлен и по-прежнему в два с лишним раза меньше максимальных значений 1989—1990 годов. Поэтому дальнейшее направление деятельности по увеличению КИН кажется очевидным. Однако не все так просто.

Есть ряд причин, по которым действующий фонд добывающих скважин на месторождении остаётся неизменным уже полтора десятилетия. Во-первых, часть скважин была переведена под закачку для обеспечения заводнения. Во-вторых, так как месторождение находится уже на завершающей стадии разработки, большое количество скважин имеют слишком высокую обводнённость, и их дальнейшая эксплуатация нерентабельна. В основном такие скважины сосредоточены в краевых частях месторождения, где даже изначально существенная часть пласта была насыщена водой. В-третьих, многие скважины ещё с 1990-х годов находятся в аварийном состоянии, и их ремонт либо технически неосуществим, либо очень сложен и не оправдывается ожидаемым от скважины дебитом. Поэтому проблема бездействующего фонда скважин на месторождении — это вопрос больше не запуска скважин в работу, а их правильной консервации или ликвидации. Цель у этих работ в основном экологическая.

Дальнейшее увеличение КИН на месторождении возможно, но не за счёт простого вывода скважин из бездействия. Основное направление — это зарезки боковых стволов (ЗБС). Данный вид мероприятия состоит в том, что на некотором расстоянии от забоя скважины в её стенке вырезается окно, через которое затем бурится боковой ствол. Длина этого бокового ствола может составлять сотни метров. ЗБС может производиться с разными целями. Если скважина аварийная, и её забой перекрыт посторонними предметами, которые никак не удаётся извлечь, то боковой ствол позволяет обойти зону аварии. В этом случае забой бокового ствола обычно располагается недалеко от основного. Другой вид кандидатов на ЗБС — это сильно обводнённые работающие скважины. В этом случае боковой ствол уводят подальше от основного ствола, чтобы постараться попасть в зону более высокой нефтенасыщенности (и, соответственно, более низкой обводнённости).

В силу высокой стоимости зарезки бокового ствола её проведение экономически оправдано лишь на относительно небольшой части неработающих скважин, поэтому радикально картину действующего фонда она не изменит. Однако в целом ситуация с выработкой запасов на месторождении заметно улучшится, так как с технологической точки зрения это мероприятие в целом очень эффективно.

Мы рассмотрели в деталях на примере типичного западносибирского месторождения, какое влияние интенсификация добычи и гидроразрыв пласта оказывают на выработку запасов нефти. Это влияние в целом положительное, что опровергает часто встречающийся миф о варварском снижении КИН и извлекаемых запасов российскими нефтяниками в 2000-х годах. Конкретные механизмы такого положительного влияния остались за рамками статьи; они достаточно сложны и не всегда могут действовать. Однако ситуация с месторождением, взятым нами для примера, достаточно распространена. Это подтверждается хотя бы тем, что с периода начала массового внедрения интенсификации и ГРП прошло уже пятнадцать лет, а предсказываемого мифом катастрофического падения добычи нефти в РФ так до сих пор и не случилось.

Читать продолжение: Геологоразведка и запасы нефти. Часть I