Физико-химические процессы в отрасли. Ромашкинское месторождение.

широкое внедрение бурения  горизонтальных стволов из ранее  пробуренных малодебитных или обводненных  скважин по направлению улучшения  коллекторских свойств пластов и увеличение в них нефтесодержания, а также углубления забоев скважин с целью вскрытия неотработанных нижележащих плаcтов в малодебитных и обводненных скважинах;

• использование методов воздействия физическими полями и биотехнологий;
• применение в качестве информационного обеспечения при проектировании фильтрационных параметров межскважинного пространства и автоматизированной системы контроля за выработкой пластов.

Новейшие исследования позволяют, в первую очередь, рекомендовать  широкое применение бурения дополнительных стволов (горизонтального и разветвленно-горизонтального) в существующих скважинах, расположенных  в заводненных зонах в направлении  невырабатываемых или слабовырабатываемых пластов с большим нефтесодержанием.

Вместе с тем необходимо сосредоточить основные научные, опытно-промышленные работы по созданию методов извлечения сильнопреобразованной части остаточных нефтей. Это резерв ресурсов на дальнюю (30-40 лет) перспективу. Эти работы нужно вести на залежах, где их доля существенна. Для решения этой проблемы в перспективе, видимо, могут быть применены МУН: микробиологические, волновые, тепловые в комплексе с волновыми, физические в комплексе с волновыми, горизонтальные в комплексе с волновыми и тепловыми.

Всеми этими вопросами  необходимо заниматься уже сейчас, так как все это требует  значительного времени. До тех пор  пока будет существовать нефтяная промышленность, нефтяники будут решать проблему повышения нефтеизвлечения. Американские специалисты считают возможным в будущем достижение нефтеизвлечения 45 %, а теоретически мыслимым – 60 %.

Разработка Ромашкинского месторождения до настоящего времени осуществляется при непрерывном обеспечении воспроизводства запасов нефти, близкого к простому воспроизводству. Это величайшее достижение. Дальнейшая разработка месторождения также предполагается при ежегодном воспроизводстве отобранных запасов подготовкой новых.

Балансовые запасы, прежде всего, будут приращиваться за счет доразведки локально нефтеносных горизонтов девона и карбона по отработанной в Татарстане методике. В настоящее время здесь выявлено более 400 перспективных участков, по которым прирост запасов категории С1 оценивается следующим образом: балансовые – 385,0 млн т, извлекаемые – 105,6 млн т.

Но это не все. Накопленные  к настоящему времени факты извлечения нефти из некондиционных пород позволяют  раздвинуть границы пород-коллекторов. В настоящее время по возможностям аккумуляции нефти приняты два  предела. Первый – абсолютный, используется для оценки геологических запасов  нефти, выше которого породы могут быть вместилищем нефти. Второй – кондиционный, выше которого нефтенасыщение пород достаточно для получения промышленного притока нефти, собственно они и являются породами-коллекторами.

Однако на практике в настоящее  время геологические запасы не подсчитываются, а запасы, называемые балансовыми, учитываются  только исходя из нижних кондиционных значений параметров пород-коллекторов. В результате ТЭО коэффициента извлечения нефти (ТЭО КИН) из них затем выделяются извлекаемые запасы нефти. При этом методику определения кондиционных значений пород-коллекторов, основанную на привязке данных лабораторного анализа  керна к результатам получения  притока нефти при опробовании, построения зависимостей между различными параметрами коллекторов: проницаемости  от пористости, проницаемости от глинистости, пористости от глинистости, а также  обучения ГИС на данных анализа керна, нельзя признать совершенной. При анализе  небольших кусочков керна невозможно учесть трещиноватость, которая, как известно, имеет решающее значение для фильтрации флюидов. При привязке керна к ГИС и построении палеток мы получаем интегральную характеристику пласта, который в подавляющем большинстве случаев неоднороден, что также оказывает определяющее влияние на процессы вытеснения нефти.

Определенные в ТатНИПИнефти в 1960-1961 гг. нижние кондиционные значения пород-коллекторов для горизонтов Д1Д0 составляли по пористости 11 %, проницаемости 0,01 мкм2, нефтенасыщенности выше 50 %. В 80-е гг. эти значения выглядели несколько по-другому: по пористости выше 12,6 %, проницаемости 0,03 мкм2, нефтенасыщенности выше 50 %. Границы пород-коллекторов оказались выше. Существующие методики определения фильтрационно-емкостных свойств пластов по ГИС не учитывают различного рода неоднородностей пластов, что приводит к значительным расхождениям параметров, определяемых по ГИС и данным анализа керна.

Исходя из изложенного, не следует считать неожиданностью, когда определенные в соответствии с действующей методикой некондиционные пласты в целом ряде случаев отдают нефть, т.е. являются приточными.

Поэтому предлагаемое выделение  во вмещающих породах терригенного девона Ромашкинского месторождения проницаемых пластов с некондиционной пористостью и построение с их учетом геологических моделей существенно меняет наши представления о геологическом строении объекта.

Таким образом, проницаемые  низкопористые пласты во вмещающих породах, считающиеся некондиционными, являются крупным резервом прироста балансовых запасов, который экспертно можно оценить не менее 15 % к имеющимся (рис. 9).

Следующим существенным резервом увеличения извлекаемых запасов  является повышение нефтеизвлечения. Здесь необходимо отметить, что достижение проектной нефтеотдачи по горизонтам Д1Д0 возможно при осуществлении большого комплекса ГТМ, в первую очередь для выработки трудноизвлекаемых запасов нефти.

Выделение таких категорий  остаточных нефтей: неизмененных (подвижных), малоизмененных (малоподвижных) и сильнопреобразованных (неподвижных), локализация и подсчет запасов по этим группам позволят целенаправленно проводить разработку и внедрение новейших МУН. Это будет способствовать существенному росту запасов нефти и повышению уровней ее добычи.

Здесь уместно сказать  о сроках разработки нефтяных месторождений. Большой период разработки нефтяных месторождений Ближнего Востока  объясняется, в основном, огромными  запасами нефти в традиционных коллекторах  и низкими (щадящими) темпами их выработки  в соответствии со стратегией и менталитетом арабских стран. Так, месторождения Кувейта, введенные в разработку еще в 30-х гг. прошлого столетия, выработаны лишь на 30-40 % от извлекаемого запаса.

Например, одно из крупнейших месторождений США – Восточный  Техас, открытое в 1930 г. и начатое  интенсивно разбуриваться и эксплуатироваться  с того же года, американские специалисты  планируют разрабатывать до 2030 г. По данным проф. В.Н.Щелкачева, планируемый  конечный КИН на месторождении составит 0,716 при ВНФ 3,200-3,610. Следует учесть, что пласт Вудбайн весьма однородный с проницаемостью 2,62 мкм2, содержащий маловязкую (0,93 мПа с) нефть, разбурен весьма плотной начальной сеткой скважин (УПС – 1,8 га/скв.) и разрабатывается при широко развитой системе законтурного заводнения, примененного впервые в мире на этом месторождении в 1936 г. Интенсивная разработка в столь благоприятнейших геологических условиях будет длиться около 100 лет.

Другое дело – месторождения  России, где темпы разработки были существенно выше, в результате чего первоначально определенные извлекаемые  запасы нефти за 40-60 лет отработаны более чем на 80 %. В этом периоде  восполнение запасов будет обеспечиваться за счет внедрения МУН II, III и последующих  поколений, приспособленных специально для поздней стадии разработки. Это  существенно изменит кривую добычи нефти. Здесь на фоне монотонного  постоянного падения добычи нефти  будут участки ее роста и стабилизации за счет массированного использования  МУН (рис. 10-12). Применение разработанных  в IV Генеральной схеме положений  предусматривает рентабельную эксплуатацию месторождения до 2032 г., а с учетом принятой дифференциации налога на добычу полезных ископаемых – до 2065 г.

Если же подтвердятся наши прогнозы добычи за счет внедрения  МУН и изложенные представления  о снижении кондиционных значений пород-коллекторов  и изменении в связи с этим представлений о геологической  модели месторождения, то балансовые и  особенно извлекаемые запасы горизонтов Д1Д0 Ромашкинского месторождения возрастут, а следовательно, увеличатся и извлекаемые запасы нефти и сроки разработки месторождения на 150-200 лет (рис. 13), то же самое характерно и по другим горизонтам месторождения. Этот поздний период разработки по времени будет занимать 75-80 % всего периода разработки месторождения, и его изучением необходимо усиленно заниматься.

Однако наши фундаментальные  исследования последних 10 лет позволяют  полагать, что и эти сроки могут  быть существенно увеличены за счет миграции УВ из зон деструкции кристаллического фундамента через многочисленные разломы, т.е. “подпитки” нижних горизонтов Ромашкинского месторождения “УВ-дыханием” фундамента. Процесс глубинной дегазации недр с периодичным поступлением УВ в верхние горизонты земной коры и осадочного чехла является закономерным явлением, подчиняющимся определенным геотектоническим условиям (Муслимов Р.Х., 2003).

Указаний на подток нефти  из глубин достаточно много. В Татарстане отмечен ряд залежей, по которым  уже извлечены все балансовые запасы, а добыча нефти продолжается. Но главным объектом наших исследований является супергигантское Ромашкинское месторождение – идеальный объект изучения этой важнейшей проблемы. Здесь в последние годы проводились исследования физико-химических свойств нефтей, гидродинамические исследования параметров пластов и характеристик работы скважин на ближайшей к Алтунино-Шунакскому разлому Миннибаевской площади этого месторождения.

Анализировались данные гидродинамических  исследований по 925 скважинам, изучались  динамика дебитов и накопленные  отборы по скважинам, изменения соотношений  дебитов аномальных и нормальных скважин.

Параллельно с этими работами было проведено изучение цикличности  изменения плотности и вязкости пластовых нефтей по более чем 100 скважинам-пьезометрам, в которых проводились периодические годовые и полугодовые замеры на протяжении 17 лет.

Возможный подток “чужой”  нефти в залежи горизонтов Д1Д0, вероятней  всего, имеет точечный характер как по площади, так и во времени, при этом явных прямых признаков этого явления нет, иначе оно давно было бы замечено в процессе 55-летней разработки и эксплуатации Ромашкинского месторождения.

Многолетними исследованиями процессов разработки месторождений  в Татарстане показано ухудшение  свойств остаточной нефти по мере разработки в направлении образования окисленной, осерненной, малоподвижной, биодеградированной нефти, т.е. плотность нефти закономерно увеличивается. Однако на фоне общего увеличения плотности на Миннибаевской площади были выявлены периодические уменьшения их значений, фиксируемые в отдельных скважинах. Методами спектрального анализа было продемонстрировано наличие в рядах естественных вариаций плотности нефти с периодом около 5,0-5,5 лет. Кластерным анализом были выявлены скважины с аномальными параметрами, а также 39 скважин с аномально высокой накопленной добычей, из которых каждая дала более 1 млн т нефти. Все эти скважины закономерно размещены на залежи нефти. Причем по ряду скважин наблюдается инверсия дебитов (на фоне общего их падения по ним “вдруг” отмечается рост) с периодичностью 14,5 лет.

Приведенные фактические  промысловые материалы резко  противоречат “закону” падающей добычи нефти и имеют, по нашему мнению, прямое отношение к предполагаемому  нами феномену, а потому требуют  специального исследования и изучения.

Дальнейшее изучение проблемы подпитки УВ из глубин через нефтеподводящие каналы, очевидно, приведет к кардинальному изменению стратегии, а затем и методики как геолого-поисковых работ, так и освоения месторождений УВ.