Нефтедобыча: запасы и КИН
Обращаясь к опыту зарубежных компаний становится очевидно, что для увеличения прироста рентабельно извлекаемых запасов необходимо увеличить затраты на НИОКР. В среднем по России коэффициент извлечения нефти при применении современных нефтегазовых нанотехнологий с учетом структуры запасов может возрасти до 0,60-0,65. Что необходимо для повышения КИН и какова в этом вопросе роль государства?
Обращаясь к опыту зарубежных компаний становится очевидно, что для увеличения приро-ста рентабельно извлекаемых запасов необходимо увеличить затраты на НИОКР.
В среднем по России коэффициент извлечения нефти при применении современных нефтегазовых нанотехнологий с учетом структуры запасов может возрасти до 0,60-0,65. Что необходимо для повышения КИН и какова в этом вопросе роль государства?
Для этого вроде бы есть основания: запасы наиболее интенсивно разрабатываемых пластов с текущим темпом отбора более 6%, обеспечивающих более половины добычи нефти, сократились на 110 млн. тонн, а отбор из пластов с текущим темпом отбора 2-6% увеличился на 76 млн. тонн. При этом значительный прирост запасов произошел на объектах с текущими темпами отбора менее 2%, т.е. с низкопроницаемым коллектором.
На крупнейшем в России Самотлорском месторождении пробурено около 15 тыс. скважин, а используется менее трети. При этом Федеральное агентство по недропользованию готово тратить на глушение малодебитных скважин по 5 млн. руб./год, вместо того, чтобы внедрять современные технологии повышения эффективности нефтедобычи.
Кроме того затраты на НИОКР (R&D) весьма различаются для российских и международных компаний, что и приводит к значительно меньшему приросту извлекаемых запасов, которые практически линейно зависят от затрат на НИОКР.
По количеству прогнозных и перспективных ресурсов, которые составляют 57,7 млрд. т, Россия находится на одном из ведущих мест в мире. Вместе с тем, разведанность начальных суммарных ресурсов нефти в России невелика и составляет 35%. На государственный баланс в 2008г. было поставлено 62 мелких месторождения с суммарными извлекаемыми запасами менее 40 млн. т. За счет разведки и доразведки суммарный прирост извлекаемых запасов в 2008г. составил 590 млн. т. За счет переоценки КИН суммарный прирост извлекаемых запасов в 2008г. составил 113 млн. т. При этом по большинству проектов разработки предусмотрено традиционное заводнение, а не современные технологии увеличения КИН.
Отметим, что потенциал заводнения составляет около 40%, что означает невозможность улучшением компьютерного моделирования преодолеть в массовом масштабе КИН=0,4. Для существенного увеличения КИН необходимо применять существующие МУН и их новые модификации.
Что же касается особенностей КИН, то средний КИН составляет: 0,38-0,45 для активных запасов; 0,1-0,35 для низкопроницаемых коллекторов (НПК), которых в России более 25%; 0,05-0,25 для высоковязких нефтей. С каждым годом в составе разрабатываемых месторождений становится все больше месторождений с низкой проницаемостью и высокой обводненностью продукции. В том числе и по этой причине, проектный по пятилетним периодам КИН по российским месторождениям упал до 0,3. В последние годы в балансе российских запасов нефти запасы в НПК составляют уже почти 40%.
Нанотехнологии позволят снизить обводненность продукции на 10-15%. Эффект от их применения выражается в регулировании профиля приемистости, снижении обводненности продукции на 10-20%, дополнительной добыче нефти 500-2000 тонн на одну обработанную нагнетательную скважину, снижении удельных энергозатрат. В добывающих нефтяных скважинах, вскрывших низкопроницаемые пласты, дополнительная добыча составляет 300-500 т/скв (более 15 скважин в Татарстане, вскрывших алевролиты).
Кроме того, в мире существует огромное поле технологий повышения нефтеотдачи, которые при цене нефти более 60 долл баррель обеспечивают КИН более 0,4 (рис. 2).
По мнению работников компании Shell и ряда других компаний, нефтегазовые нанотехнологии (технологии управления наноразмерными явлениями в пластовых системах и промысловом оборудовании и применения наноматериалов) позволят максимально увеличить ценности существующих активов, обеспечить возможность разработки новых ресурсов, создать условия для интеграции различных технологий и направлений бизнеса, повысить КИН.
Можно ожидать, что области применения нанотехнологий в нефтегазовой отрасли будут и далее все больше и больше расширяться.
Видно, что вариант 5, при котором государство обеспечивает компенсацию недропользователю убытков за период отрицательных потоков наличности и обеспечении недропользователю 30%-ной доходности за этот период отрицательных потоков наличности, ведет как к рентабельной работе нефтедобывающего предприятия после традиционной точки появления отрицательных годовых потоков наличности с 30% рентабельностью добычи при увеличение доходов государства.
Фактически перед нефтяной отраслью стоят следующие задачи:
1. Массово применять существующие технологии увеличения нефтеизвлечения, которые при цене нефти более 60 долл/баррель обеспечивают КИН более 0,4.
2. Регулировать свойства глинистых минералов для увеличения производительности скважин и для увеличения КИН. При этом может быть достигнут КИН равный 0,5-0,6.
3. Применять технологии снижения обводненности продукции, ставя задачу снизить обводненность до 75% (водонефтяной фактор станет 3).
4. Стимулировать недропользователя для повышения КИН путем льготирования нефтедобычи в период низкой и отрицательной рентабельности добычи нефти на основе адекватных проектных документов.
При этом уровень добычи нефти в России будет даже превышать указанный в ЭСР-2030 объем 530 млн. тонн в 2030 году.
Повышение роли инновационных технологий в проектировании разработки месторождений требует фундаментальных исследований по механизму нефтеотдачи в пластовых условиях и кардинальных перемен в полноте информационной базы.
При гармонизации интересов будут не только увеличены доходы государства и недропользователя, но и КИН.
Коэффициент извлечения нефти и методы повышения КИН в России
Нефтеотдача, или коэффициент извлечения нефти, (КИН) — отношение количества добываемых запасов к величине природной горючей жидкости, находящейся в пласте-коллекторе. По оценке, проведенной в 2006 году, мировой показатель находился в диапазоне от 0,3 до 0,35 (30—35%). Если планируется получение КИН более 40−50%, то считается, что это активные ресурсы. При значении 20−30% специалисты называют их трудноизвлекаемыми залежами.
Геологические и извлекаемые запасы
Помимо проектного, существует текущий коэффициент, который показывает количество уже добытых геологических ресурсов. Его значение всегда меньше проектного. Обычно когда специалисты говорят о запасах, то они подразумевают извлекаемые ресурсы, а если речь идет о КИН, то имеют ввиду плановый показатель.
Формула коэффициента извлечения нефти — КИН = Q изв. / Q геол., где:
Значение коэффициента зависит от многих факторов, а у каждого месторождения свой показатель. Величина КИН во многом зависит от технологии и методов разработки конкретных залежей. Методы бывают:
Нефтедобывающие предприятия чаще используют закачку воды, так как в этом случае конечный результат более эффективен. Добыча нефти с закачкой воды уже несколько десятилетий считается стандартной технологией на всех месторождениях.
Вода в коллектор закачивается соленая. Ее берут из глубоких влагонасыщенных пластов. Газ, закачиваемый в пласт, кроме поддержания давления, удаляет излишки попутной с нефтью углеводородной смеси.
Третичные разработки
В третичных разработках тепловой метод применяется для месторождений горючего с высокой вязкостью, которые относятся к труднодобываемым или нетрадиционным залежам. Особо больших результатов добычи от такого метода не бывает. Суть его в том, что в пласт подается горячая вода, которая разжижает природное горючее, тем самым облегчая его добычу.
Газовый способ чаще используется на месторождениях традиционного топлива, чтобы увеличить нефтеотдачу при заводнении. Его технология заключается в том, что периодически чередуется закачка воды и газа. Попутный нефтяной газ представляет собой смесь углеводородов, которые отлично растворяются в природном горючем.
Смесь углеводородов сильно увеличивает объем нефти, которая опять начинает перемещаться к рабочим скважинам. Такой метод увеличивает коэффициент нефтеотдачи на 5−10%, то есть эффективность добычи вырастает очень слабо, так как основная масса залежей остается в пластах. Это происходит потому, что вязкость у газа в несколько раз меньше, чем у нефти.
Закачиваемая в нагнетательные скважины углеводородная смесь по прямой линии сразу попадает на участок добычи, захватив только тот объем топлива, который попался по пути. Чтобы исправить ситуацию, нефтяные предприятия чередуют закачку газа и воды. Существуют еще и другие третичные методы, но все они находятся на стадии опытных разработок.
Технология заводнения
В пласте, помимо природной горючей жидкости, находится довольно большое количество воды. Закономерно, что нефть и вода не смешиваются, а между ними существует четкая граница. При этом жидкость расположена вокруг топлива, которое расположено в центре пластов и с горной породой не соприкасается.
В процессе откачки нефти сначала вода никуда не течет, так как она связана с частицами горной породы. Когда начинается подача в пласт жидкости, то ее объем увеличивается, а количество горючего уменьшается. Часть влаги начинает перемещаться в пласте вместе с нефтью, и в скважинах добычи появляется попутная вода.
Когда ее в пласте набирается очень много, то жидкость закупоривает поры и не дает нефти выйти наружу. Это природное горючее практически невозможно вытеснить методом заводнения, так как для этого необходимо создать высокое давление.
Та часть топлива, которую выдавливают водой, называется коэффициентом вытеснения. Пласт-коллектор, в котором выдавливание нефти водой закончено, называется промытым. Ежесуточный поправочный коэффициент дисбаланса между оперативной и фактической добытой нефтью, называется парковым.
Практически невозможно осуществить стопроцентное выдавливание горючего, так как не все участки месторождений промываются хорошо. Объясняется это некоторыми факторами:
Часть объема топлива, которую удается промыть, называется коэффициентом охвата, и обычно он находится в диапазоне от 50 до 60%. Произведение коэффициентов вытеснения и охвата определяет показатель проектной добычи нефти.
Методы повышения нефтеотдачи
Для того чтобы повысить коэффициент нефтеотдачи, применяется комплекс действий, направленный на повышение качества нефтяного пласта. Он обладает тремя основными свойствами: пористостью, проницаемостью, трещиноватостью. Обычно на пористость повлиять никак нельзя, а проницаемость и трещиноватость подвергается воздействию несколькими методами.
Гидравлический разрыв пласта и влагонагнетание
Процедура воздействия на участок месторождения путем резкого повышения давления за счет подачи в штрек большого объема воды называется гидравлическим разрывом пласта. Кроме того, зачастую нефтедобывающие предприятия осуществляют микровзрыв в призабойной зоне.
После этого происходит распространение трещин, которые раскрывают поры, и их соединение. В результате чего нефть начинает перемещаться по пласту и попадает в добывающую скважину. Обычно после взрыва добычу горючего останавливают на некоторое время, чтобы возле забоя скопилось больше нефти.
Водонагнетание приводит к улучшению проницаемости. В старых скважинах, которые не дают требуемого количества нефти, вместо откачки жидкости осуществляют принудительную подачу воды в пласт. В коллекторе вода немного поднимает давление и выталкивает остатки горючего от скважины.
Передвигаясь по пласту, нефть прибивается к рабочей скважине, а оттуда ее можно добыть. Метод применяется в кустовых разработках, где куст — это большое количество скважин на ограниченной площади.
Реагентно-активационный способ
Этот метод позволяет контролировать стабильность пласта к воздействиям извне. Технология заключается в подаче специальных флюидов для изменения состояния на поверхности минералов. Благодаря таким действиям, нефтедобывающие компании существенно повышают реакцию пласта на динамическое воздействие.
Достигается это с помощью оборудования, которое может вызывать в коллекторе продольные и поперечные волны низкой частоты с параллельной фильтрацией флюида через специальные отверстия под воздействием ударной волны.
Все эти действия приводят к увеличению подвижности флюида и проницаемости водонасыщенного участка. В свою очередь, увеличенная приемистость позволяет охватить заводнением заблокированные участки рабочего пласта, что позволяет более эффективно вытеснять нефть закачиваемой водой.
Увеличение дебита скважин
При гидравлическом разрыве участка добычи образуются трещины в горных породах, прилегающих к скважине. Они проходят как вертикально, так и горизонтально, а их ширина может достигать нескольких сантиметров.
Для предотвращения их смыкания в скважину подают вязкую жидкость с твердыми частицами. Обычно процесс разрыва проводится на низкопроницаемых участках, где пласты не участвуют в активной разработке, что снижает добычу нефти на всем месторождении.
Образованные трещины пересекают зоны, которые плохо дренируют, тем самым повышая их выработку. Горючее, попадая в расщелины, перемещается к рабочей скважине, и нефтеотдача увеличивается.
К повышению добычи приводит создание горизонтальных стволов за счет более обширной площади контакта пласта с добывающей скважиной. Кроме того, увеличивает дебит нефтеотдачи волновое воздействие на продуктивный пласт. Основная цель этой технологии — это повысить производительность низкопроницаемых изолированных зон месторождений.
Коэффициент извлечения нефти. Часть I
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).
До заводнения. 
После заводнения.
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.
Цифровая модель процесса заводнения. Красные точки — добывающие скважины, синие — нагнетательные. Красный цвет поля означает высокую нефтенасыщенность, синий — высокую водонасыщенность, жёлтый и зелёный — промежуточные значения. Пучки кривых — линии тока. Иллюстрация взята с сайта группы, занимающейся разработкой новых технологий цифрового моделирования залежей нефти и газа. Источник: https://www.sintef.no/projectweb/geoscale/results/streamline-methods/.
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.
Доизвлечение остаточной капиллярно защемленной нефти с помощью газовых методов.
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.