CC BY
47
ПРОБЛЕМЫ НЕФТЕГАЗОВОЙ ГЕОЛОГИИ
ДИНАМИКА ЗАПАСОВ НЕФТИ И ПРОЕКТНОЙ НЕФТЕОТДАЧИ В РОССИИ
Э.М.Халимов, Ф.К.Салманов, К.Э.Халимов
Авторитетный научно-технический журнал "Oil and Gas Journal" каждые 2 года публикует статистические данные об объемах применения методов увеличения нефтеотдачи (МУН) и числе действующих по ним проектов. Такие сведения приводятся по всем нефтедобывающим странам мира, кроме России [1]. Это кажется странным уже потому, что СССР в 80-х — начале 90-х гг. числился лидером в создании новых технологий и внедрении МУН. Несмотря на информационную закрытость того времени, данные об исследовательских работах, объемах внедрения МУН и числе проектов были известны и публиковались в научно-технических изданиях. В то же время в последние годы благодаря победе "гласности" и приватизации нефтегазового комплекса средства массовой информации публикуют массу подробных статистических сведений обо всех сторонах деятельности нефтяных компаний и среди них, конечно, имеется информация о МУН (в понимании авторов публикаций). Так почему тогда авторитетный журнал исключает Россию?
Чтобы понять возможные причины и оценить текущую ситуацию в России с МУН, обратимся к понятиям, истории и анализу.
Термины, понятия
Из продуктивных пластов залежей на поверхность извлекается только часть содержащихся в них запасов нефти. Объем извлекаемой части зависит от физических условий
строения коллекторов, технологических и технических возможностей, экономических ограничений. Извлекаемая доля запасов нефти определяется коэффициентом извлечения нефти (КИН). В разговорной речи синоним КИН — нефтеотдача.
В отечественной практике уже в процессе разведки месторождения и проектирования разработки принято рассчитывать КИН. Существует несколько способов расчета. Чаще других используют упрощенный способ выражения КИН в виде произведения трех коэффициентов — вытеснения (Квыт), охвата процессом вы-теснения(Кохв) и заводнения (Кзав). Из рассчитанных при разных допущениях КИН выбирают оптимальное значение, отвечающее принятым технико-экономическим критериям, которое и утверждается в качестве проектного КИН. Проектный КИН является важнейшим показателем эффективности и рациональности разработки месторождения и отсчетной точкой при оценке и решении вопросов увеличения нефтеотдачи.
Используемая классификация методов разработки нефтяных месторождений основана на опыте и традициях нефтедобычи (Боксер-ман A.A., Панкратов Е.М., Халимов Э.М., 2002). В большинстве развитых нефтедобывающих стран сложилась разумная практика, когда для повышения экономической эффективности разработки, снижения прямых капитальных вложений и возможности использования реинвестиций разработку месторождений осуществляют в три этапа.
На первом этапе разработку месторождений проводят на дарованном природой естественном режиме, используя упругую энергию, энергию растворенного газа, законтурных вод, газовой шапки, потенциальную энергию гравитационных сил.
На втором этапе реализуются искусственные методы, дополняющие естественную пластовую энергию и механизмы первичной добычи — методы поддержания пластового давления путем заводнения (в различных модификациях). Метод заводнения в международной практике не считается методом увеличения нефтеотдачи. Не случайно синоним его названия — метод поддержания пластового давления.
На третьем этапе повышение эффективности разработки месторождений предполагает применение методов увеличения нефтеотдачи, изменяющих природные силы в залежи с целью увеличения конечной нефтеотдачи. При реализации этих методов применяют рабочие агенты, повышающие охват залежи разработкой и эффективность вытеснения остаточной нефти из пластов после извлечения из них нефти на первых двух этапах разработки. Данные методы включают:
физико-химические (заводнение с применением поверхностно-активных веществ, полимерное заводнение, мицеллярное заводнение и т.п.);
газовые (закачка УВ-газов, жидких растворителей, углекислого газа, азота, дымовых газов);
тепловые (вытеснение нефти теплоносителями, воздействие с помощью внутрипластовых экзотермических окислительных реакций);
микробиологические (введение в пласт бактериальной продукции или ее образование непосредственно в нефтяном пласте).
По мере развития технологий МУН стали использовать "улучшенные методы повышения нефтеотдачи (Improved Oil Recovery)", которые предполагают комбинирование элементов перечисленных выше четырех групп МУН, а также использование современных технических средств и способов повышения нефтеотдачи, например горизонтальных скважин. Самостоятельное применение горизонтальных скважин является не методом повышения нефтеотдачи, а способом интенсификации добычи нефти, не приводящим к повышению нефтеотдачи. В общем случае к "улучшенным МУН" можно отнести методы, при реализации которых применяют различные технологии и средства повышения охвата залежи процессом вытеснения нефти, в том числе оптимизацию (уплотнение) сеток размещения скважин и систем воздействия для вовлечения в разработку недренируемых и слабодрени-руемых запасов, нестационарное воздействие и изменение направлений фильтрационных потоков, выравнивание профиля вытеснения, барьерное заводнение.
Таким образом, к методам увеличения нефтеотдачи должно относить только методы, позволяющие повысить объем извлекаемой нефти, который может быть добыт за счет дополнительного дренирования той части залежи, которая не охватывается разработкой при естественном режиме и заводнении. Принци-
пиальным в этом определении является обращение к геологическому понятию залежь — замкнутой нефтесодержащей емкости, представляющей собой в данном случае геологически обоснованный единый объект подсчета геологических запасов и единый самостоятельный объект разработки.
Методы стимуляции (воздействия на пласт) имеют цель интенсифицировать приток нефти из скважины, воздействуя на ограниченное пространство вблизи призабойной зоны пласта или на некотором удалении от нее. При применении МУН предполагается охват всего нефте-насыщенного объема залежи, включая недренируемые и мало-дренируемые зоны, пласты и участки при естественном режиме разработки или заводнении.
Отнесение к МУН методов воздействия на призабойные зоны, пласты, участки, представляющие собой лишь части целого — залежи, является ошибочным. Однако в российской практике обычно не делают различия между методами воздействия на пласты (стимуляция притока, интенсификация добычи, воздействие на пласт) и МУН. В ряде случаев это делается преднамеренно (например, в советское время, чтобы приукрасить успехи во внедрении МУН, контролируемом государством), а часто — не видя принципиальной разницы между рассматриваемыми понятиями. В качестве подтверждения наличия таких фактов и в настоящее время приведем два свежих примера.
В марте 2002 г. в Москве состоялся Международный технологический симпозиум по проблеме "Повышение нефтеотдачи пластов" под эгидой Минэнерго России, РАГС при Президенте РФ, Академии народного хозяйства при Правительстве РФ, Института нефтегазового бизнеса. Из 81 доклада, представленного на симпозиуме,
40 по названию и содержанию посвящены вопросам интенсификации и стимуляции притоков из скважин, а также обработки призабойных зон [4].
В июне 2002 г. руководящий работник Минэнерго РФ опубликовал статью, посвященную проблеме нефтеотдачи, в которой приведены сведения о распределении добытой нефти по методам "увеличения нефтеотдачи" [5]. Из перечисленных в статье семи групп методов лишь три (тепловые, физико-химические и газовые) могут быть отнесены к МУН. В результате лишь треть указанной цифры добычи может рассматриваться как добыча за счет МУН.
Любопытно сравнить представления, существующие в США — мировом лидере в реализации МУН. Воспользуемся сведениями, которые каждые 2 года публикует упомянутый журнал "Oil and Gas Journal" [1].
За счет внедрения новых МУН в США в 2002 г. ожидалось дополнительно добыть 33, 4 млн т нефти. За счет метода закачки пара, сохраняющего ведущее положение, предполагалось добыть дополнительно 18,3 млн т (54,7 % общего объема). За счет газовых методов, занимающих второе место, ожидалось получить дополнительно 14,9 млн т нефти (44,5 % общего объема). Из газовых методов эффективна закачка С02 и УВ-газов (таблица). Добыча нефти за счет методов интенсификации в таблицу не включена.
Таким образом, к МУН в США относят тепловые, химические и газовые методы увеличения нефтеотдачи. Из них по масштабам добычи преобладают тепловые (55 %) и газовые (45 %). Обращает на себя внимание факт широкого применения газовых методов — закачки С02 (63 %) и УВ-газов (32 %), не получивших развитие в России.
Добыча нефти в США за счет МУН, млн т
Методы 1990 г. 1992 г. 1994 г. 1996 г. 1998 г. 2000 г. 2002 г. (оценка)
Тепловые 22,711 23,034 20,918 21,193 22,298 21,038 18,573
В том числе закачка пара 22,207 22,700 20,790 20,967 21,950 20,884 18,286
Химические 0,591 0,110 0,094 0,007 0,007 0,083 0,003
Газовые 9,532 14,902 14,432 14,967 15,677 16,438 14,873
В том числе закачка:
УВ-газов 2,769 5,654 4,985 4,813 5,103 6,225 4,765
СО2,смешивающееся вытеснение 4,780 7,249 8,074 8,536 8,951 9,475 9,370
Другие методы - 0,0001 0,0001 - - - -
Микробиологические - 0,0001 0,0001 - - - -
ИТОГО 32,840 38,046 35,441 36,167 37,982 37,559 33,449
Между тем именно применение этих методов позволяет получить максимальный эффект в нефтеотдаче (при закачке в пласты с нормальной нефтью, объем которой в балансе запасов преобладает). Кроме того, применение этих методов дает возможность рационально использовать так называемый "попутный" УВ-газ, не сжигая его в факелах, и решать экологическую проблему, снижая выбросы СО2 в атмосферу. Весьма примечательно, что применение химических методов фактически сведено к нулю, в то время как в России продолжают связывать с ними большие надежды.
Динамика запасов нефти и история МУН
Успехи и перспективы развития нефтяной промышленности страны на всех этапах определялись надежной сырьевой базой.
До 1917 г. нефтяная промышленность России была синдицирована, как ни одна из отраслей крупной промышленности старой России. Почти 70 % всей добычи нефти Баку — основного нефтяного района страны — было сосредоточено в руках небольшой группы крупнейших фирм.
В октябре 1917 г. высший законодательный орган новой России — Второй Всероссийский съезд Сове-
тов принял декрет "О земле", уничтоживший частную собственность на землю и ее недра. Интересно отметить, что национализированные советской властью запасы нефти составили суммарно 5,774 млн т, в том числе в Баку — 4,9 млн т, в Грозном — 660 тыс. т и на Эмбе — 214 тыс. т (Халимов К.Э., 2003).
С 30-х гг. вплоть до конца 80-х гг. в нашей стране экстенсивным путем шло наращивание сырьевой базы добычи нефти за счет роста объема геолого-разведочных работ (поисково-разведочного бурения, геофизических методов поисков и разведки).
Период 30-х — 70-х гг. для нашей страны был периодом создания и развития мощной сырьевой базы и добычи нефти и газа. Открытие и освоение крупнейших нефтегазоносных провинций Ура-ло-Поволжья и Западной Сибири позволили СССР занять первое место в мире по объему разведанных запасов нефти и уровню годовой добычи нефти.
Динамику развития отечественного нефтегазового производства ярко характеризуют следующие показатели:
объем разведанных запасов нефти в стране за период с 1922 г. (год национализации нефтяной промышленности) до 1988 г. (год
достижения максимума текущих разведанных запасов нефти) увеличился в 3500 раз;
объем эксплуатационного и поисково-разведочного бурения вырос в 112 раз (1928 г. — 362 тыс. м, 1987 г. - 40 600 тыс. м);
добыча нефти возросла в 54 раза (1928 г. - 11,5 млн т, 1987 г. - год максимальной добычи - 624,3 млн т).
За 72 года открыто 2027 нефтяных месторождений (1928 г. — 322, 2000 г. - 2349) (рис. 1).
Количественные успехи длительного периода подъема отечественного нефтегазового производства являются огромным достижением социалистического государства, обеспечившего успешное развитие нефтегазового комплекса страны с середины и до конца ХХ в. вплоть до начала нового столетия.
После крупнейших открытий на первом этапе масштабного освоения нефтегазовых ресурсов высокоперспективных регионов с начала 70-х гг. началось закономерное снижение эффективности геолого-разведочных работ, связанное как с уменьшением размеров и запасов вновь открываемых месторождений, так и выходом в труднодоступные районы Крайнего Севера. Однако государственные программы дальнейшего развития народного хозяйства страны, да и необходимость
поддержания уже достигнутых высоких уровней добычи нефти требовали сохранения высоких приростов запасов. Между тем затраты на производство геолого-разведочных работ резко возрастали и достигли предела, лимитированного государственным бюджетом.
Развивающуюся тенденцию опережения прироста капитальных вложений над приростом добычи нефти и газа было решено преодолеть повышением доли извлекаемых запасов нефти от геологических запасов путем внедрения эффективных методов воздействия на пласты при разработке месторождений. По мнению ряда ведущих ученых, благожелательно воспринятому в партийных органах и правительстве, масштабная реализация таких методов на уже освоенных месторождениях могла бы дать ощутимый прирост извлекаемых запасов.
Директивами XXIV съезда КПСС по пятилетнему плану развития народного хозяйства СССР на 1971-1975 гг. было предусмотрено усиление работ по созданию и внедрению в производство новых методов разработки нефтяных месторождений с целью значительного повышения нефтеотдачи пластов.
В целях обеспечения выполнения поручения ЦК КПСС от 5 ноября 1973 г. Государственный комитет Совета Министров СССР по науке и технике постановлением № 545 от 19 декабря 1973 г. образовал Научно-техническую комиссию для разработки комплекса мероприятий по повышению степени извлечения нефти из пластов. В состав комиссии вошли ведущие ученые и компетентные специалисты. Результаты работы и рекомендации комиссии были положены в основу специального директивного Постановления № 700 "О мерах по наиболее полному извлечению нефти из недр", принятого Центральным Комитетом КПСС и Советом Министров СССР 26 августа 1976 г.
Постановление обеспечивало создание материально-технической базы для решения данной проблемы, обязав смежные отрасли народного хозяйства в кратчайшие сроки создать, испытать и произвести специальное оборудование и новые химические реагенты. В период 1976-1990 гг. предполагалось получить и использовать для целей повышения нефтеотдачи около 3,2 млн т поверхностно-активных веществ (ПАВ), 100 тыс. т полимеров,
Рис. 1. ИЗМЕНЕНИЕ РАЗВЕДАННЫХ ОСТАТОЧНЫХ ИЗВЛЕКАЕМЫХ ЗАПАСОВ НЕФТИ (!) И ЧИСЛА ОТКРЫТЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ (2) ВО ВРЕМЕНИ
более 500 млн т жидкого оксида углерода. Было запланировано закупить за рубежом и изготовить на отечественных заводах более 500 парогенераторных установок, около 2000 компрессорных агрегатов для воздуха и газа, более 1000 дозаторов-смесителей, значительное число специальных приборов и аппаратуры. Все это обеспечивало создание качественно новых условий для решения важнейшей народнохозяйственной проблемы.
После выхода Постановления к проблеме повышения нефтеотдачи впервые были подключены ученые АН СССР. В выполнении заданий Постановления принимали участие две республиканские академии наук, 17 министерств и ведомств, включающих 27 производственных объединений, 72 института и КБ, 22 завода.
Принятие Постановления и его последующая реализация (хотя далеко не в полном объеме) дали ощутимый импульс в решении проблемы повышения нефтеотдачи. Расширилось отечественное производство и осуществилась закупка специальных технических средств за рубежом (парогенераторов и др.), крупных партий дефицитных химреагентов (полиакрила-мидов, ПАВ) из Японии и других стран).
Наиболее важные результаты этого периода — проведение широких опытно-промышленных работ по апробации методов увеличения нефтеотдачи, разработанных в лабораторных условиях или на основе теоретических исследований. Особое внимание было уделено методам, изменяющим механизм извлечения нефти из пластов по сравнению с заводнением таким образом, чтобы не только увеличивать добычу нефти, но и нефтеотдачу пластов. Такими методами считали: заводнение с добавками ПАВ, полимерами, оторочками серной кис-
лоты, оксидата, мицеллярных растворов, а также группу тепловых методов — нагнетание пара, внутри-пластовое горение и смешивающееся вытеснение газом высокого давления.
Уже в конце 70-х гг. проводились опытно-промышленные работы по испытанию и внедрению более 12 новых методов увеличения нефтеотдачи пластов на 70 участках различных залежей и месторождений.
Проведенные научно-исследовательские работы и промысловые испытания позволили в 1981-1985 гг. разработать и сдать ведомственной комиссии для внедрения около 20 новых технологий.
К началу 1990 г. опытно-промышленные испытания и промышленные работы осуществляли на 333 объектах, обеспечивающих прирост извлекаемых запасов более 200 млн т [3].
Термические методы применялись на 27 объектах, физико-химические — на 289, газовые — на 17. В 1986-1990 гг. добыча нефти за счет новых методов составила 26,3 млн т, в том числе за счет газовых — 2,6, термических — 16,9, физико-химических — 16,7. Накоплен-
ная добыча нефти достигла за счет применения термических методов 16,2 млн т, физико-химических — 39,6 млн т, газовых — 6,7 млн т [3].
На рис. 2 приведено распределение объемов добычи нефти за счет методов повышения нефтеотдачи по основным нефтедобывающим регионам России, на рис. 3 — распределение объемов добычи по методам воздействия в 1992 г. и с начала процесса их применения до 1992 г.
Анализ первых результатов научно-исследовательских и опытно-промышленных работ показал, что проблема повышения нефтеотдачи оказалась более сложной, чем ожидалось, требует больших сил, средств, капиталовложений, а результативность методов нефтеотдачи гораздо ниже прогнозной.
Тем не менее полученные результаты в целом подтвердили своевременность обращения к проблеме повышения нефтеотдачи, решение которой наряду с развитием геолого-разведочных работ является составной частью обеспечения надежной сырьевой базы нефтедобычи. Казалось, что дальнейшее развитие нефтяной промышленности России будет связано с
расширением научно-исследовательских, опытно-промышленных работ и непрерывным наращиванием объемов реализации МУН. Однако политические реалии изменили логичный ход событий.
Текушая ситуация с МУН
Статистические сведения по реализации МУН в России в отечественной печати отсутствуют, несмотря на многочисленные публикации по нефтяной промышленности во многих журналах и специальных информационных выпусках. Причины здесь заключены не только в том, что отсутствует единая государственная статистическая отчетность по форме и в нефтедобывающих компаниях нет единого понимания содержания МУН. По-видимому, в первую очередь это связано с тем, что действенный контроль со стороны государства за важнейшими работами прекратился (Халимов Э.М., 2001). Также отсутствует интерес к продолжению работ по применению МУН и у крупных нефтяных компаний. Обладая достаточными для продолжения добычи на обозримое будущее запасами нефти и не лимитированные
Рис. 2. РАСПРЕДЕЛЕНИЕ ОБЪЕМОВ ДОБЫЧИ НЕФТИ С ПРИМЕНЕНИЕМ МУН ПО РЕГИОНАМ РОССИИ в 1992 г.
Рис. 3. РАСПРЕДЕЛЕНИЕ ОБЪЕМОВ ДОБЫЧИ НЕФТИ ПО МУН в 1992 г. (А) И С НАЧАЛА ПРОЦЕССА ИХ ПРИМЕНЕНИЯ до 1992 г. (Б)
Методы: 1 - газовые, 2 - термические, 3 - физико-химические
какими-либо технологическими ограничениями в условиях благоприятной рыночной конъюнктуры, нефтяные компании успешно решают текущие задачи без применения хлопотных, как правило, дорогостоящих МУН. Вполне очевидно, что сложившаяся ситуация не могла не сказаться на объемах реализации МУН.
В условиях отсутствия официальных данных о реальных объемах МУН в последние годы можно судить по следующему анализу.
В достоверном источнике компетентных специалистов [3] указана добыча нефти за счет МУН по России за 1992 г. — 8,7 млн т, в том числе за счет газовых методов — 0,5, термических — 1,5 и физико-химических — 6,7. Согласно [5] добыча нефти за счет указанных трех методов (в авторском понимании) увеличилась с 9,4 млн т в 1995 г. до 16,8 млн т в 2000 г. Если учесть, что в объеме добычи за счет физико-химических методов примерно половину составляет объем, получаемый за счет обработок призабойных зон скважин, можно сделать вывод, что ощутимого прогресса в увеличении масштабов применения МУН по сравнению с 1992 г. не произошло. Вместе с тем наблюдается значительное увеличение масштабов применения методов интенсификации и форсирования добычи нефти, не увеличивающих охват пластов разработкой и не повышающих нефтеотдачу, а направленных на сокращение сроков выработки, следствием которых обычно являются увеличение потерь в пластах и снижение нефтеотдачи.
Согласно [5] объем добычи нефти за счет увеличения объемов применения методов интенсификации возрос с 13,1 млн т в 1995 г. до 26,3 млн т в 2000 г. Особенно растут масштабы применения горизонтального бурения и гидроразрыва пластов в модификации интенсификации добычи нефти.
Так, в ведущем нефтедобывающем регионе страны — Ханты-Мансийском АО-Югра — гидроразрыв пласта (ГРП) является одним из основных факторов интенсификации, который обеспечивает 20 % текущей добычи по автономному округу [2]. Основным критерием оценки эффективности ГРП является кратное увеличение текущей добычи нефти. Для проведения ГРП выбираются, как правило, скважины с продуктивностью выше средней по действующему фонду. В результате по большинству из 9 тыс. скважин в Ханты-Мансийском АО-Югра, подвергнутых ГРП, при среднем объеме закачанного про-панта 7,7 т дебит жидкости после проведения ГРП в среднем увеличился в 3,7 раза, в том числе в 53 % скважин — от 2 до 10 раз по отношению к дебиту до обработки, а в 20 % — более чем в 10 раз [2].
Такой подход, продиктованный политикой, проводимой менеджерами нефтяных компаний, руководствующихся заботой о достижении максимальной текущей прибыли, имеет следствием увеличение неравномерности выработки пластов, повышение обводненности продукции, блокирование запасов в низкопроницаемых зонах пластов. Вполне очевидно, что в слоистых, неоднородных по коллекторским свойствам пластах гидроразрыв, проявляющийся в пласте трещиной/трещинами, благодаря которым и увеличивается дебит жидкости, происходит в первую очередь в хорошо-проницаемых и высокопористых разностях коллекторов. В то же время по низкопроницаемым и низкопористым участкам слоистого пласта, отстающим в выработке, условия для фильтрации жидкости по-прежнему не меняются. В результате в слоистых и неоднородных пластах гидроразрыв приводит лишь к интенсификации отборов из относительно высокопроницаемых слоев и не увеличивает нефтеотдачу в целом
по залежи, а при досрочном прекращении отборов вследствие высокого обводнения добываемой жидкости из скважин — и к потере нефтеотдачи из-за одновременного отключения из эксплуатации низкопроницаемых зон, еще сохраняющих остаточные запасы нефти.
По существу, аналогичен описанному выше механизм извлечения нефти при применении горизонтальных скважин, особенно в том случае, если горизонтальные стволы проводятся в слоистых неоднородных пластах, а не в однородных по пористости и проницаемости толщах горных пород.
Наряду с низким охватом запасов нефти методами увеличения нефтеотдачи негативным фактом также является отсутствие серьезного научного задела, практически полное прекращение целенаправленных научно-исследовательских работ по единой общегосударственной программе в созданных ранее центрах и НИИ, в частности в системе РАН. Основной причиной является отсутствие централизованных государственных ассигнований. Лишь в некоторых НИИ и научно-производственных организациях в небольшом объеме проводятся исследования по разработке новых технологий (Институт химии нефти СО РАН, Томск, ОАО "РИТЭК", Уфимский филиал ООО "ЮганскНИПИнефть", ЗАО "Нефтегазтехнология").
За последние годы на нефтепромыслах резко уменьшились промыслово-исследовательские работы по определению остаточной нефтенасыщенности, степени выработки пластов, охвата пластов разработкой. Между тем именно нефтепромысловые наблюдения, фактические первичные данные позволяют судить о процессах, происходящих в реальных условиях, находить и оценивать количественно остаточные запасы нефти, определять условия их извлечения.
Выводы
1. Длительное время в СССР прирост запасов нефти опережал темпы роста ее добычи и снижения проектного КИН благодаря наращиванию объемов поисково-разведочных работ и их высокой эффективности. Это обеспечивало постоянное повышение абсолютной величины запасов нефти. Объем разведанных запасов нефти в стране за период с 1922 г. (год национализации нефтяной промышленности) до 1988 г. (год достижения максимума текущих разведанных запасов нефти) увеличился в 3500 раз.
2. Со времени начала широкого применения метода заводнения при разработке месторождений (конец 50-х — начало 60-х гг.) наблюдается существенное (в 1,5 раза) снижение проектного КИН в среднем по разрабатываемым месторождениям России. Это вызвано следующими основными причинами:
накопленный опыт разработки и знание процессов вытеснения нефти при заводнении пластов, создание на их основе современных моделей, методик и программ позволили точнее и реалистичнее оценивать конечный КИН;
методы увеличения нефтеотдачи применяются в малых масштабах, которые не могут по сравнению с заводнением ощутимо повлиять на увеличение среднего проектного КИН;
в период 60-х — 90-х гг. в эксплуатацию вовлечены новые месторождения в Западной Сибири и других регионах, геологически более сложно построенные, характеризующиеся неблагоприятными условиями выработки нефти (при традиционных методах разработки) и низкими проектными КИН.
3. С 1987 г. происходит снижение абсолютной величины извлекаемых разведанных запасов нефти в
России в результате сохранения на высоком уровне добычи нефти (а в последние 3 года и увеличения) в условиях некомпенсируемого прироста запасов, обусловленного резким падением объема геолого-разведочных работ, а также снижения проектного КИН (заметим, что "Федеральная энергетическая стратегия развития нефтегазового комплекса до 2020 года", принятая распоряжением Правительства РФ 28.08.2003 г. № 1234-р, предполагает значительное превышение текущего прироста запасов над текущими отборами).
4. Основными причинами снижения интереса к решению проблем нефтеотдачи являются:
фактическое отстранение государственных структур от управления рациональным использованием недр;
отсутствие заинтересованности основных производителей — крупных нефтяных компаний — в повышении нефтеотдачи в условиях благоприятной конъюнктуры мирового нефтяного рынка; наличия у них достаточных запасов нефти, не охваченных первичной добычей; отсутствия государственного регулирования добычи нефти, направленного на рациональное использование запасов.
5. Стратегия большинства нефтяных компаний в полном соответствии с философией рыночной экономики направлена на расширение масштабов применения не
МУН, сулящих получение извлекаемых запасов в перспективе, а методов интенсификации и стимуляции притоков нефти из скважин, дающих быструю отдачу и обеспечивающих прибыль в текущий момент времени.
Aumepamypa
1. Байков Н.М. Основные показатели внедрения новых методов увеличения нефтеотдачи в США // Нефтяное хозяйство. — 2002. — № 11.
2. Гузеев В.В., Поздняков A.A., Зайцев Г.С. Анализ результатов применения ГРП на месторождении ХМАО: Тр. Международного технологического симпозиума "Повышение нефтеотдачи пластов". — М.: Институт нефтегазового бизнеса, 2002.
3. Джавадян A.A., Гавура В.Е.
Современные методы повышения нефтеотдачи и новые технологии на месторождениях Российской Федерации // Нефтяное хозяйство. — 1993. — № 10.
4. Повышение нефтеотдачи пластов: Тр. Международного технологического симпозиума. РАГС при Президенте РФ, 13-15 марта 2002 г. / Под ред. Р.Г.Шагиева, М.В.Потяева, М.В.Новиковой. — М.: Институт нефтегазового бизнеса, 2002.
5. Соломин В.П. Увеличение нефтеотдачи пластов — это существенный прирост запасов и рост добычи нефти // Нефть, газ, строительство. — 2002. — № 6.
© Э.М.Халимов, Ф.К.Салманов, К.Э.Халимов, 2003
Concepts and terms such as "oil recovery", "project oil recovery", "methods of enhanced oil recovery", "improvement of enhanced oil recovery method", used in Russia are under discussion.Concepts about methods of enhanced oil recovery existing in USA are compared, data about their realization are presented. Analysis of oil reserves dynamics and project oil recovery is given. Current state of enhanced oil recovery method is considered. Causes responsible for interest decline by Russian oil companies to the methods of enhanced oil recovery are analysed.
