Доля запасов трудноизвлекаемой нефти в России достигла 65%. Трудноизвлекаемые запасыКонференция "Трудноизвлекаемые запасы 2017" (итоги, прогнозы)
Сегодня мы представляем вашему вниманию подробный отчет по итогам прошедшей конференции «ТрИЗ 3017». Информация предоставлена пресс-службой компании организатора. В российской нефтедобывающей отрасли уже давно говорят о необходимости разработки трудноизвлекаемых запасов: мол, ресурсы «легкой» нефти не безграничны, а ТрИЗ – настоящий Клондайк, и пора начинать его осваивать. Между тем эксперты до сих пор не пришли к единому мнению, что же понимать под термином «ТрИЗ». А если нет ясности с теорией, то как перейти к практике? Уже даже самые недоверчивые поняли: за «тяжелой» нефтью – будущее нашей нефтедобывающей отрасли. Однако действующее налоговое законодательство серьезно ограничивает освоение ТрИЗ, делая его нерентабельным. И понятно, что без помощи государства эту проблему не решить. Много вопросов и по технологиям добычи: почему так мало отечественных, а к имеющимся трудно получить доступ? Когда появятся новые российские разработки? Чем – в условиях сохранения санкций – могут помочь иностранные партнеры? — отметил в приветственном слове генеральный директор CREON Energy Санджар Тургунов. Трудноизвлекаемые запасы (ТрИЗ) – это запасы залежей (месторождений, объектов разработки) или частей залежи, разработка которых существующими технологиями в условиях действующей налоговой системы экономически неэффективна. Такое определение ТрИЗ дала Вера Браткова, начальник управления мониторинга, анализа и методологии Государственной комиссии по запасам полезных ископаемых. На начало ноября 2017 г. накопленная добыча на разрабатываемых месторождениях оценивалась в 4.41 млрд т, из них на ТрИЗ пришлось 235 млн т (с учетом льгот). Анализ проведен по 464 разрабатываемым месторождениям, прошедшим государственную экспертизу запасов в 2016 г. (22% от всех запасов нефти в России). По категориям запасов А+В1 количество рентабельных запасов составило 80% (как и для ТрИЗ), по запасам категории В2 — 58% (для ТрИЗ — 51%). По словам Веры Братковой, из 464 рассмотренных месторождений по 147 месторождениям предоставляются льготы на НДПИ (это 23% всех рассмотренных запасов). При существующей системе налогообложения 76% льготируемых объектов — рентабельны, низкая доля рентабельных запасов отмечается только по объектам тюменской свиты (39%). На сегодняшний день из 1164 залежей тюменской свиты разрабатывается 370 (32%) на 96 месторождениях. Запасы нефти разрабатываемых залежей — 1.4 млрд т, при этом степень выработанности составляет всего 7%. Эксперт рассказала, что к 2021 г. должен быть обновлен баланс запасов, в него войдут не только технологические, но и рентабельные. «Не думаю, что в ближайшие годы государство будет стимулировать разработку этих запасов, — считает г-жа Браткова. — Это потребует достаточных усилий при очевидно низкой отдаче». «Одним из условий развития технологий добычи ТрИЗ в России является создание технологических полигонов, — говорит директор по развитию бизнеса VYGON Consulting Антон Рубцов. — Россия существенно отстает от США по темпам роста добычи нефти плотных пород, и одна из причин этого — почти полное отсутствие целевых НИОКР и ОПИ. В мире существуют специализированные государственные и частные центры отработки нефтегазовых технологий на этапах исследований и испытаний. В нашей же стране созданию технологий препятствует низкий уровень развития институциональной среды». По сути весь этап ОПИ сейчас – это несколько компаний, работающих над схожими технологиями и мало взаимодействующих друг с другом. Опыта создания технологий нет, площадок для их отработки – тоже. Поэтому одним из способов развить этап ОПИ докладчик назвал создание технологических полигонов, которые позволят решить комплекс задач в интересах ВИНК, государства, сервисных компаний и инвесторов. Ожидается, что выгоду получат все стороны. При этом формат полигона позволит объединить усилия разных нефтяных компаний и добиться синергии в освоении ТрИЗ. Инициатором создания полигонов, несомненно, должно стать государство, причем действовать сразу в двух направлениях: предложить особые условия в сфере недропользования и стимулировать компании экономически. Кроме того, говорит Антон Рубцов, понятие «технологический полигон» необходимо прописать законодательно. Про особенности налогообложения проектов по разработке трудноизвлекаемых запасов углеводородов рассказал Дмитрий Дзюба, заместитель директора Московского нефтегазового центра Ernst&Young. Освоение ТрИЗ, как правило, требует сложных технологий, и характеризуется более высокими издержками. Многие страны принимают меры по адаптации своих налоговых режимов и созданию стимулов для инвестиций в такие проекты. Способы стимулирования в целом направлены на дифференцирование налогов. Одним из вариантов является снижение ставки роялти на 40-50% для «нетрадиционных» запасов нефти и газа, также практикуются специальные вычеты для сверхвязкой нефти и возобновление работы механизма предоставления налогового кредита по проектам МУН. Санджар Тургунов поинтересовался, какой налоговый механизм видится оптимальным для использования в сегменте ТрИЗ? По мнению Дмитрия Дзюбы, в перспективе возможен перенос НДД на трудноизвлекаемые запасы, однако даже такой подход потребует введения дополнительных «настроек» для ТрИЗ, в т.ч. через пониженную ставку роялти. Участники конференции считают, что только совокупность факторов поможет развитию сегмента ТрИЗ: поодиночке они не дадут нужного эффекта:
В России необходимо создать дорожную карту по внедрению технологий переработки трудноизвлекаемых нефтей и их остатков в нефтеперерабатывающую промышленность. Об этом в ходе конференции сообщил Владимир Капустин, заведующий кафедрой технологий переработки нефти РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина. По его словам, в нашей стране существует всего несколько предприятий, способных перерабатывать тяжелую и битуминозную нефть, — это «Башнефть» и группа самарских предприятий. Основная же часть НПЗ предпочитает иметь дело с легкой нефтью. Связано это с тем, что чем тяжелее нефть, тем меньше светлых нефтепродуктов возможно из нее получить. Поэтому НПЗ, соответственно, предпочитают брать легкое и светлое сырье. «Если Россия всерьез намерена заняться переработкой тяжелой нефти, то у нас в принципе существуют технологии, позволяющие получить нефтепродукты достаточно хорошего качества», — считает эксперт. Он назвал основные из них: установки замедленного коксования; гидрокрекинг; гидроконверсия нефтяных остатков; гидропереработка остаточного сырья; гидрокрекинг во взвешенном слое адсорбента; технология Uniflex (получение до 95% жидких нефтепродуктов из гудрона). Как считают участники конференции, на начальном этапе развития сегмента ТрИЗ компаниям необходимо делиться друг с другом наработками:
Сегодня некоторым кажется, что нефть вот-вот станет не нужна. Это очень опасное заблуждение. Подсчитано, что до 2022 года потребность в нефти будет расти на 1 млн барр./день, после 2022 – на 0.8 млн барр./день. Таким образом, к 2035 г. нужно будет на 40% больше нефти, чем сейчас. Не стоит рассчитывать, что все скоро будут ездить на электромобилях. Нужно уже сейчас думать о глубокой переработке, и желательно – на местах добычи нефти. — предупреждает Владимир Капустин. Аудитория конференции согласна – без ТрИЗ развитие российской нефтедобычи представить невозможно:
Проект разработки месторождения залежей сверхвязкой нефти в Самарской области осуществляет «Самаранефтегаз». Как сообщил представитель компании Айтуган Киекбаев, в настоящее время проводятся ОПР и НИОКР. Осуществляется строительство девяти контрольно-наблюдательных скважин и их пробное освоение. Промышленная разработка запланирована на 2019 г. Разработку Ярегского месторождения высоковязкой нефти ведет НШУ «Яреганефть» (компания «Лукойл-Коми»), рассказал заместитель начальника управления по бурению Сергей Чен. Сейчас добыча нефти ведется тремя нефтешахтами, а также по технологии SAGD и составляет 0.9 млн т/год. Первоначально на месторождении использовалась только термошахтная технология, однако она связана с большими эксплуатационными затратами и сложными условиями труда. Поэтому параллельно с термошахтной добычей с 2006 г. осуществляется строительство скважин с горизонтальным окончанием по технологии встречного SAGD (добывающие и паронагнетательные скважины находились на разных кустовых площадках). Как рассказал госпадин Чен, в период с 2018 по 2020 год планируется закончить строительство 65 горизонтальных скважин. Подробнее о бурении на Ярегском месторождении рассказал Алексей Клявлин, главный специалист по проектированию скважин и геофизическим изменениям Scientific Drilling International. Там применяются разработанные компанией технологии SurfaceTrac и MagTrac (позиционирование и дистанцирование скважин). Они убирают неопределенность в пространственном положении скважины, что позволяет позиционировать протяженные горизонтальные участки в строго определенном коридоре и получать абсолютно достоверную информацию о залегании пластов непосредственно во время бурения, что делает возможной разработку пластов малой мощности. Так, с мая по ноябрь 2017 г. на кустах №33-34 Ярегского месторождения в рамках ОПР по технологии SurfaceTrac было пробурено 5 пар SAGD-скважин. Старший научный сотрудник НИЛ «Внутрипластовое горение» Института геологии и нефтегазовых технологий Казанского федерального университета Ирек Мухаматдиновпредставил доклад о катализаторах для внутрипластового облагораживания высоковязких нефтей и природных битумов в пластовых условиях. По его информации, закачиваемые коллоидные катализаторы на основе металлов переменной валентности, распределившись в пласте, интенсифицируют деструкцию асфальто-смолистых соединений в течение всего периода освоения месторождения. Использование катализаторов обеспечивает еще большее снижение плотности, вязкости нефти, содержания в ней серы, азота, и, следовательно, повышение нефтеотдачи, упрощение последующей подготовки, транспортировки и переработки. Говоря об экономической стороне проекта, докладчик оценил суммарную потребность в разработанном катализаторе в 28 млн т, в т.ч. 14 млн т для потребностей российских недропользователей. Об использовании растворителей при добыче тяжелой нефти рассказал Махмут Якубов, заместитель директора по научной работе ИОФХ им. А. Е. Арбузова КазНЦ РАН. Основные причины повышенной вязкости СВН — пониженное содержание легких фракций и низкая температура вмещающих отложений по сравнению с нижележащими нефтеносными пластами. Этим определяется выбор технологий извлечения СВН – разогрев пласта или закачка растворителей (углеводородных фракций). Основное преимущество использования растворителей для добычи СВН заключается в превращении их в обычные нефти, что предполагает возможность дальнейшей подготовки, транспортировки и переработки традиционными методами. Технология может применяться в пластах, где использование парогравитационного дренажа затруднено: это тонкие продуктивные пласты, пласты с подстилающейся водой и/или газовыми шапками и низкопроницаемые карбонатные коллекторы. Растворителями, как правило, служат этан, пропан, бутан, сжиженный газ, легкие нефтяные фракции. О применении технологий Schlumberger на практике рассказала Екатерина Сазонова, технический руководитель направления петрофизики департамента бурения и измерения. Речь шла о карбонатном кавернозном и трещиноватом коллекторе. В процессе освоения скважин Schlumberger использует геологическое сопровождение, которое включает в себя геонавигацию, геологический анализ и каротаж. Это делает строительство скважин хоть и дороже, но гораздо эффективнее: направление бурения идет не по заявленному заранее плану, а изменяется в зависимости от данных каротажа в процессе бурения, что, соответственно, повышает нефтеотдачу. Отвечая на вопрос о стоимости данных технологий, г-жа Сазонова сказала, что точные цифры назвать сложно – они варьируются в зависимости от условий на конкретном месторождении и объемов работ. С подробным перечнем отраслевых мероприятий в текущем году (выставки, семинары, конференции) вы можете ознакомиться в нашем разделе календарь. Заметили ошибку? Выделите ее и нажмите Ctrl+Enter mplast.by Доля запасов трудноизвлекаемой нефти в России достигла 65%16:1212.09.2016 (обновлено: 17:30 12.09.2016) 222756 МОСКВА, 12 сен — РИА Новости. Доля запасов трудноизвлекаемой нефти растет в России и уже достигла 65% от общего объема; это сырье относится к категории недостаточно обеспеченных запасами полезных ископаемых, говорится в проекте "Стратегии развития минерально-сырьевой базы Российской Федерации до 2030 года", размещенном на сайте Федерального агентства по недропользованию (Роснедр).  ОПЕК улучшила прогноз по спросу на нефть в 2017 году "Растет доля запасов трудноизвлекаемой нефти (в России она достигла 65%)", — говорится в материалах. В документе уточняется, что из общих балансовых запасов нефти категории АВС1, которые в России превышают 18 миллиардов тонн, к категории трудноизвлекаемых запасов (ТрИЗ) относятся две трети (то есть, около 12 миллиардов тонн). Причем доля ТрИЗ постепенно увеличивается за счет преимущественной отработки легкоизвлекаемых запасов. Исходя из того, что в России в среднем ежегодно добывается около 500 миллионов тонн нефти без конденсата, обеспеченность добычи разведанными запасами разрабатываемых месторождений составляет 35-36 лет, подсчитали Роснедра. "Однако обеспеченность добычи без учета ТрИЗ нефти составляет не более 20 лет", — уточняется в материале. "Степень выработанности разведанных запасов достигает 55%, степень разведанности начальных суммарных ресурсов – 46%, то есть в России еще могут быть выявлены сотни новых месторождений нефти, в том числе десятки крупных. В последние годы запасы нефти в России стабильно растут, но основной прирост идет не за счет открытия новых месторождений, а за счет доразведки отрабатываемых объектов и внедрения современных технологий добычи, что позволяет существенно увеличить коэффициент извлечения нефти", — поясняет ведомство. "При нынешнем состоянии минерально-сырьевой базы (МСБ), без вовлечения в отработку ТрИЗ нефти, удержать достигнутый уровень добычи в период после 2020 года будет практически невозможно, поэтому нефть относится к числу недостаточно обеспеченных запасами полезных ископаемых", — предупреждают Роснедра. Для поддержания добычи на запланированном уровне необходимо вовлекать в оборот открытые, разведанные, но не разрабатываемые месторождения и залежи с ТрИЗ нефти (баженовская свита, доманиковый горизонт и аналоги), глубокие нефтеносные горизонты, мелкие и истощенные месторождения, а также поэтапно осваивать новые перспективные районы добычи, расположенные в пределах Тимано-Печорской, Западно-Сибирской, Волго-Уральской, Прикаспийской, Лено-Тунгусской, Енисей-Анабарской провинций, на Арктическом и Дальневосточном шельфах, заключается в материале. ria.ru Трудноизвлекаемые запасы станут основой добычи нефти в мире — Российская газетаСегодня более 60% нефти и газа при разработке месторождения остаются в земле. Именно это говорит о том, что в России подавляющая часть запасов относится к трудноизвлекаемым. На то, чтобы эти богатства тоже можно было поднять на поверхность, направлены не только новые технологии, но и государственная политика. Освоение трудноизвлекаемых запасов, по мнению главы минприроды Сергея Донского, - это не дань моде, а вынужденная необходимость. "Лучшая международная практика говорит о необходимости софинансирования государством развития технологий на начальном этапе. Так, США активно стимулировали НИОКР в сфере технологий добычи сланцевого газа через финансирование Института газовых исследований. Для создания и отработки технологий добычи трудноизвлекаемых запасов необходимо отстроить систему от НИОКР до испытательных полигонов, объединение усилий государства и бизнеса", - такие соображения высказал он на состоявшемся недавно заседании коллегии ведомства. Напомним, что поправки в законодательство, которые стимулируют работу с трудноизвлекаемыми запасами, касаются налогового стимулирования добычи таких полезных ископаемых. По ним при добыче нефти с предельной эффективностью пласта не более 10 метров к ставке НДПИ (налога на добычу полезных ископаемых) применяется коэффициент 0,2, а если предельная эффективность пласта более 10 метров - 0,4. Коэффициент 0,8 применяется при добыче нефти из конкретной залежи, отнесенной к тюменским продуктивным отложениям, в течение 180 налоговых периодов, начиная с налогового периода, в котором степень выработанности запасов залежи превысила 1%. В то же время, прежде чем извлечь, необходимо понять, сколько это будет, если вспомнить старую рекламу, "в граммах". Однако и здесь уже есть страховка - в мае подписаны правила учета российской нефти. В том числе и фактических потерь при ее добыче, учет которых необходим для начисления НДПИ. "Четкие правила учета количества нефти в составе добываемой нефтегазоводяной смеси требуются для стимулирования разработки трудноизвлекаемых запасов нефти, а также определения технологических потерь при ее добыче. В Правилах устанавливаются формулы расчета количества нефти в составе нефтегазоводяной смеси на участке недр, включая определение дебета скважин", - так прокомментировал вице-премьер Аркадий Дворкович подписанный главой правительства документ. Подсчитывать, кстати говоря, будут и на шельфе. На него в 2035 году может прийтись до 15% от всей добычи нефти в России. Пока же добывается менее 3%. О дальнейших шагах по стимулированию добычи трудноизвлекаемых запасов в последнее время говорят чиновники самого разного уровня. Так, в конце апреля в Тюмени на выездном заседании Комитета Совета Федерации по экономической политике с участием глав федеральных министерств и ведомств спикер верхней палаты Валентина Матвиенко принципиально поддержала предложение сибирских промысловых компаний об обнулении ставки НДПИ при добыче трудноизвлекаемой нефти вне зависимости от уровня разработки месторождения. Если предложение выльется в закон, то, по расчетам экспертов, годовой прирост добычи нефти в РФ может достигнуть 15-18 млн тонн. Появляется надежда на приостановление спада добычи в Западно-Сибирской нефтяной провинции, которое наблюдается уже несколько лет кряду. Между тем на этой территории запасы "трудной" нефти велики, исчисляются миллиардами тонн. Однако извлечь ее из недр - очень сложная и дорогостоящая технологическая задача. В Ханты-Мансийском округе, к примеру, добывается в год 700 тыс. тонн так называемой сланцевой нефти, а в перспективе планку реально поднять до 20 млн. Вообще если говорить о перспективах добычи в России сланцевой нефти и газа, то сегодня оценить их очень трудно, с этим согласны все эксперты, опрошенные "РГ". С одной стороны, у России наиболее крупные запасы нефти сланцевого типа в мире - на 75 млрд барр. Сланцевого газа - на 250 трлн куб. футов, что выводит нашу страну на девятое место по запасам этого вида топлива. Хотя все это приблизительные оценки, полноценное геологическое изучение горючих сланцев России не проводилось из-за отсутствия потребности в них. Нет не только данных, сколько может храниться сланцевого газа в недрах России, но и даже примерных областей его залежей, говорят аналитики. Минэнерго в свои материалах упоминает о 12 районах залегания. А изученные объемы оцениваются в 5,7 млрд тонн. Стоит ли обращать на них внимание? Тем более что с добычей "сланцев" есть целый ряд проблем. Первая - экологическая. В недра закачиваются миллионы тонн специального химического раствора, который разрушает пласты горючего сланца и высвобождает большое количество метана. Основная проблема в том, что весь газ вместе с закачанными химикатами (до 70%), который не удается выкачать, начинает выходить на поверхность из недр, просачиваясь через почву как через губку, загрязняя грунтовые воды и плодородный слой. Вторая - тектоническая. В отдельных случаях гидроразрывы пласта провоцируют землетрясения магнитудой до 3 баллов. В штате Арканзас в США, который сам по себе отличается повышенной сейсмичностью, число подземных толчков увеличилось в несколько раз. 117 миллиона тонн может составить прирост добычи нетрадиционной нефти в мире к 2040 году Третья проблема - чисто российского характера. По большому счету России нет необходимости добывать сланцевый газ, так как запасов традиционного природного газа еще достаточно. При этом подавляющее число потенциальных залежей сланцевого горючего находится в труднодоступных местах и тянуть к ним полноценную инфраструктуру не всегда выгодно. В то же время, по оценкам американского Управления энергетической информации (US EIA), доля сланца в американской газодобыче должна вырасти с сегодняшних 20 до 49% к 2035 году. Если это произойдет, то Новый Свет сможет диктовать Старому свои ценовые условия и это в результате негативно отразится на деятельности "Газпрома". Поэтому задуматься, "добывать или не добывать", необходимо уже сейчас. rg.ru Трудноизвлекаемый запас - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 2Трудноизвлекаемый запасCтраница 2 Вовлечение в разработку трудноизвлекаемых запасов требует широкого применения различных методов воздействия на при-забойную зону пласта. [16] На месторождении к трудноизвлекаемым запасам относятся терригенные отложения нижнего карбона южной части, которая имеет ухудшенные коллекторские свойства. [17] К низкопродуктивным и трудноизвлекаемым запасам отнесены запасы залежи пласта АВЛ ( рябчик) СамотлорекогО месторождения, сеноманская залежь высоковязкой нефти Ван-Еганского месторождения, все залежи ачимовской пачки, большинство залежей юры и отдельные залежи готерив-барремского комплекса. [18] Дополнительно к перечисленным трудноизвлекаемым запасам предлагается относить также запасы кольцевых зон. Под кольцевыми зонами понимается часть залежи, расположенная между внешним контуром нефтеносности и первым внешним рядом добывающих скважин при неподвижном водонефтяном контакте и разработке залежи только при внутриконтурном заводнении. [19] Бураевское месторождение с трудноизвлекаемыми запасами приурочено к тер-ригенным отложениям нижнего карбона. Эти отложения имеют ухудшенные коллек-торские свойства. [20] К месторождениям с трудноизвлекаемыми запасами относятся те, которые вырабатываются со сравнительно низкими технико-экономическими показателями и низкой нефтеотдачей при обычных методах разработки. Повышение эффективности разработки этих залежей в настоящее время приобретает важнейшее значение для нефтедобывающей отрасли в связи с истощением активных запасов в высокопродуктивных месторождениях и падением добычи из них. [21] Образование объектов с трудноизвлекаемыми запасами главным образом связано со сложностью условий разработки месторождений: особенностями строения продуктивного пласта, его про-ницаемостной неоднородностью, различием физико-химических свойств насыщающих и закачиваемых жидкостей. [22] К месторождениям с трудноизвлекаемыми запасами относятся такие месторождения, которые при обычных методах разработки вырабатываются со сравнительно низкими технико-экономическими показателями и низкой ( обычно не выше 20 - 30 %) нефтеотдачей. Причинами являются особенности геологического строения залежей ( ухудшенные свойства пласта и пластовой жидкости, проявление реологических свойств нефти, сравнительно низкая концентрация запасов как по площади, так и по разрезу, небольшие размеры залежей), их разбросанность и удаленность от основных месторождений и районов нефтедобычи. [23] К настоящему времени доля трудноизвлекаемых запасов достигает 50 % в балансе запасов страны. [24] Галеева посвящена проблемам выработки трудноизвлекаемых запасов основных нефтяных месторождений Волго-Уральской нефтегазоносной провинции. Большое внимание в ней уделяется физико-химическим свойствам остаточного углеводородного сырья в регионе, вопросам повышения нефтеотдачи на залежах от девонских неф-тенасыщенных пластов до пермских отложений природных битумов, а также экологическим проблемам нефтегазодобычи. [25] Эффективность разработки залежей с трудноизвлекаемыми запасами значительно зависит от качества заканчивания скважин и методов воздействия на призабойную зону пласта. Создан комплекс методов вскрытия пластов с применением широкой гаммы промывочных жидкостей: естественных водных суспензий, глинистых растворов, растворов на углеводородной основе, гидрофобно-эмульсионных растворов, малоглинистых растворов на полимерной основе. Последние обладают регулируемыми в широком диапазоне структурно-механическими свойствами, стойки к деструкции, позволяют проводить утяжеление до требуемой плотности и обладают низким кольматирующим эффектом. [26] Из таблицы следует, что трудноизвлекаемые запасы составляют 33 6 % начальных извлекаемых запасов нефти в республике и 79 6 % от остаточных извлекаемых запасов. [27] Один из лицензионных участков содержит трудноизвлекаемые запасы полезных ископаемых. В соответствии со ст. 40 44 Закона Российской Федерации О недрах от 21 февраля 1992 г. № 2395 - 1 ( в редакции, действовавшей до 1 января 2002 г.) организация освобождена от уплаты платежей за пользование недрами и отчислений на воспроизводство минерально-сырьевой базы при добыче полезных ископаемых по этому лицензионному участку. [28] Эффективная разработка низкопроницаемых коллекторов и трудноизвлекаемых запасов предусматривает необходимость принятия решений по регулированию комплекса технологических процессов. Их основой является получение геолого-промысловой информации о состоянии разработки. [29] Важное значение для эффективной разработки трудноизвлекаемых запасов имеет получение объективных данных о свойствах пласта и насыщающих его жидкостей. [30] Страницы: 1 2 3 4 www.ngpedia.ru Трудноизвлекаемый запас - нефть - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 3Трудноизвлекаемый запас - нефтьCтраница 3 Российская инновационная топливно-энергетическая компания ( РИТЭК) занимается разработкой трудноизвлекаемых запасов нефти и тем самым решает важнейшую проблему российского и мирового уровня. Дело в том, что в России и во всем мире открыты огромные запасы нефти, исчисляемые многими сотнями миллионов тонн, в пластах низкой и ультранизкой продуктивности. Причем эти запасы были открыты давно, 20 - 30 и более лет назад, но не были введены в разработку, потому что при стандартных, обычно применяемых системах разработки это экономически нерентабельно, экономически разорительно даже для богатых компаний и государства. [31] В сборнике также рассматриваются проблемы технико-экономической оценки эффективности разработки трудноизвлекаемых запасов нефти на стадии проектирования и реализации технологий воздействия. [32] Таким образом, здесь обосновано: в качестве критерия выделения трудноизвлекаемых запасов нефти следует применять минимальный средний коэффициент продуктивности по нефти скважин, пробуренных на рассматриваемый нефтяной пласт. [33] Далее хотя бы кратко надо перечислить предложенные нами технологии разработки трудноизвлекаемых запасов нефти, но трудноизвлекаемых не по основному признаку крайне низкой продуктивности пластов, а по другим признакам. [34] В настоящее время серьезное внимание уделяется вовлечению в активную разработку трудноизвлекаемых запасов нефти. На всех месторождениях решаются задачи интенсификации, а в ряде случаев научно-производственного обеспечения разработки залежей нефти нижнего карбона и девона с карбонатными коллекторами. [35] В книге освещены основные особенности геологического строения залежей нефти с трудноизвлекаемыми запасами нефти Башкортостана, приведены результаты экспериментальных, опытно-промышленных и промысловых работ по совершенствованию технологий разработки этих залежей. [36] Согласно оценке авторов721, в карбонатных коллекторах на месторождениях Пермского При-ураяья трудноизвлекаемые запасы нефти составляли к 1988 г. 3 4 от объема остаточных балансовых. [37] Проводимые АОЗТ Татнефтеотдача работы по повышению нефтеотдачи пластов вовлекают в работу трудноизвлекаемые запасы нефти. Необходимость применения специальных технологий и мероприятий требует значительных затрат. В силу своей специфики, применение технологий ПНП имеет затратный механизм. Работы ведутся на грани себестоимости. Себестоимость добычи нефти с их использованием примерно в 1 5 раза превышает себестоимость нефти добываемой без применения методов ПНП. [38] Согласно оценке авторов721, в карбонатных коллекторах на месторождениях Пермского При-уралья трудноизвлекаемые запасы нефти составляли к 1988 г. 3 / 4 от объема остаточных балансовых. [39] В сборнике представлены исследования по решению некоторых проблем разработки месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти. [40] Компаундированный буровой раствор предназначен для бурения и вскрытия продуктивных горизонтов с трудноизвлекаемыми запасами нефти, представленными переслаиванием песчано-алеврито-глинистых пород в карбонатной толще. [41] В целях повышения эффективности разработки нефтяных месторождений и особенно объектов с трудноизвлекаемыми запасами нефти необходимо существенно улучшить использование пробуренного фонда скважин. В этом вопросе большая надежда возлагается на постановление правительства Российской Федерации от 1 ноября 1999 г. № 1213 О мерах по вводу в эксплуатацию бездействующих контрольных и находящихся в консервации скважин на нефтяных месторождениях и постановления кабинета министров РБ от 15 февраля 2000 г. № 38 О мерах по вводу в эксплуатацию бездействующих контрольных и находящихся в консервации скважин на нефтяных месторождениях РБ, освобождающие организации, осуществляющие добычу нефти и газа на территории Республики Башкортостан, от регулярных платежей за добычу нефти и газа и отчислений на воспроизводство минерально-сырьевой базы в отношении нефти и газа, добытых из введенных в эксплуатацию бездействовавших, контрольных скважин и скважин, находившихся в консервации по состоянию на 1 января 1999 г., за исключением новых скважин, находящихся в ожидании освоения после бурения. [42] Компаундированный буровой раствор предназначен для бурения и вскрытия продуктивных горизонтов с трудноизвлекаемыми запасами нефти, представленными переслаиванием песчано-алеврито-глинистых пород в карбонатной толще. [43] Решается стратегическая задача достижения мирового технологического уровня, что обеспечит эффективное освоение трудноизвлекаемых запасов нефти, прирост новых высокопродуктивных запасов, минимизацию производственных издержек, расширение участия в международных проектах. [44] Страницы: 1 2 3 4 www.ngpedia.ru Трудноизвлекаемый запас - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1Трудноизвлекаемый запасCтраница 1 Трудноизвлекаемые запасы обычно вырабатываются темпами в два-три раза ниже активных и требуют во столько же раз больше затрат на добычу, а также применения прогрессивных технологий и нового оборудования для достижения достаточной рентабельности. [1] Трудноизвлекаемые запасы стали потому, что при существующей системе налогов и акцизов, добывать их нерентабельно. Налоговое бремя столь тяжело, что идет перекос в добыче, губятся месторождения. Так, у ЛУКОЙЛа 17 % скважин бездействуют. [2] Всего трудноизвлекаемые запасы составляют 54 % в структуре доказанных извлекаемых запасов Калиниград-ской области. [3] Доля трудноизвлекаемых запасов составляет 79 % от ТИЗ. [4] По классификации трудноизвлекаемых запасов, предложенных в настоящей работе, участки залежи, пласты и пропластки, проницаемость которых ниже 0 200 мкм2, отнесены к категории низкопроницаемых. Доля запасов нефти в этих коллекторах составляет более половины всех запасов ТрИЗ месторождений Башкирии. [6] Всевозрастающая доля трудноизвлекаемых запасов в оставшихся ресурсах нефти, огромные масштабы производства и связанные с этим трудности охраны недр и окружающей среды требуют существенного расширения научно-исследовательских, опытно-промышленных и промысловых работ, направленных на интенсификацию выработки этих запасов. [7] Полнота выработки трудноизвлекаемых запасов требует более тщательного изучения условий залегания и физико-химических свойств пластовых флюидов и обоснованного подхода к проектированию и разработке залежей. [8] Годовая добыча трудноизвлекаемых запасов в общей добыче составляет 59 1 % и оказывается выше, чем активных запасов. [9] Для высокообводненных трудноизвлекаемых запасов показатели выработанное существенно ниже - - 70 - 75 % по месторождениям Урало-Поволжья и 50 - 60 % - по месторождениям Западной Сибири. [10] Идея выделения трудноизвлекаемых запасов очень давняя, наверное, ей не менее 20 лет. Изначально трудноизвлекаемые запасы нефти предлагалось выделять по многим различным критериям в соответствии с представлениями того времени о трудностях извлечения запасов. [11] Значительная часть трудноизвлекаемых запасов ( ТИЗ) вязких неф-тей Урало-Поволжья приурочена к карбонатным коллекторам, поэтому создание технологий повышения нефтеотдачи для подобного типа месторождений представляет важную практическую задачу. Однако в настоящее время подоб-ные технологии разработаны, главным образом, для месторождений с мало - и средневязкими неф-тями и терригенными коллекторами. [12] Для вовлечения трудноизвлекаемых запасов ТТНК используются физико-химические методы повышения нефтеотдачи. Так, применение биологических поверхностноактивных веществ на Михайловском месторождении позволяет увеличить эффективность добычи нефти из малопродуктивных коллекторов ТТНК. [13] Группа с трудноизвлекаемыми запасами ( далее ТрИЗ), харакгертоукждая-ся малыми нефтенасыщенными толщинами терригенных колгипоров от 0.8 до 1.5 метров. [14] Проблемы эффективной выработки трудноизвлекаемых запасов решаются путем разукрупнения эксплуатационных объектов, оптимизации сеток скважин, совершенствования систем заводнения, оптимизации пластовых и забойных давлений, применения стимуляции скважин, вторичных и третичных методов повышения нефтеотдачи пластов. [15] Страницы: 1 2 3 4 www.ngpedia.ru Понятие о трудноизвлекаемых запасах и их классификацияАнализ структуры остаточных извлекаемых запасов округа показывает, что дальнейшая реализация его добычного потенциала связана с вовлечением в разработку трудноизвлекаемых запасов нефти – низкопроницаемых коллекторов ачимовской толщи и тюменской свиты, отложений баженовской свиты, объектов с высоковязкой нефтью, мелких залежей, пластов с высоким газовым фактором. В соответствии с современными представлениями трудноизвлекаемые запасы нефти содержатся в залежах или частях залежей, отличающихся сравнительно неблагоприятными для извлечения УВ геологическими условиями залегания нефти и (или) аномальными физическими её свойствами. В пластах с трудноизвлекаемыми запасами наблюдается чрезвычайно сложный механизм вытеснения нефти, связанный с одновременным влиянием множества факторов, таких, как капиллярные явления, вязкостные силы, фазовые переходы в сочетании со слоистой неоднородностью. Разработка таких объектов сказывается на технико-экономических показателях из-за необходимости применения нетрадиционных технологий, специального несерийного оборудования и пр. В «Классификации трудноизвлекаемых запасов» (Халимов Э. М., Лисовский Н. Н., 2005 г.) все критерии отнесения запасов к трудноизвлекаемым объединены в пять групп по признакам аномальности свойств нефтей и газов (вязкость), неблагоприятности характеристик коллекторов (низкие значения коэффициентов пористости, нефтенасыщенности, проницаемости, латеральная и вертикальная неоднородность пластов), типам контактных зон (нефть-пластовая вода, нефть-газовая шапка), технологическим причинам (выработанность) и горногеологическим факторам, осложняющим (удорожающим) бурение скважин и добычу нефти. Причины осложнения выработки запасов нефти можно разделить на две составляющие: естественные и техногенные, в соответствии с которыми при определении принадлежности залежей к группе ТрИЗ используются геологические, технологические и экономические критерии. По данным Государственного баланса запасов в достаточной степени достоверно судить о доле и характеристике ТрИЗ можно, используя только геологические критерии их определения. В «Классификации…» достаточно формализованы признаки трудноизвлекаемости по свойствам нефтей, к которым можно отнести вязкость (>30мПа*с), битуминозность (плотность при 20оС >0.895 г/см3) нефти, содержание в ней парафина (>6%) и серы (>3.5%). Эти параметры и их граничные значения учитывают технологию добычи, транспортировки, переработки сырья, обеспечивают его комплексное использование и содержатся в характеристиках залежей данных Госбаланса РФ. Дополнительно при отнесении залежей очень сложного геологического строения к группе ТрИЗ используется предельная величина КИН, равная по экспертной оценке 0.230. По геологическим критериям в категорию ТрИЗ на территории ХМАО-Югры отнесены 1150 залежей, которые характеризуются аномальными физико-химическими свойствами нефти, являются подгазовыми зонами нефтегазоконденсатных залежей (нефтяные оторочки небольшой мощности) или приурочены: • к продуктивным отложениям текстурного строения типа «рябчик»; • к породам доюрского комплекса с латеральной и вертикальной неоднородностью фильтрационно-емкостных свойств резервуара, преобладающим кавернозно-порово-трещинным типом коллектора; • к макро- и микроанизотропным коллекторам отложений тюменской свиты «мозаичного» строения с высокой степенью неоднородности разреза; • к отложениям ачимовской толщи с ловушками клиноформного строения и неоднородным характером строения резервуара; • к отложениям баженовской свиты, характеризующимся сложным типом коллектора и резервуара. Залежи содержат начальные геологические/извлекаемые запасы (НГЗ/НИЗ) нефти промышленных категорий АВС в количестве 7994/1926 млн.т и 6583/1294 млн.т по категории С2. Залежи нефти с аномальными физико-химическими свойствами.В этукатегорию ТрИЗ по данным Госбаланса относится 268 залежей большой группы пластов 52месторождений ХМАО-Югры с начальными геологическими/извлекаемыми запасами(НГЗ/НИЗ) нефти промышленных категорий АВС1 в количестве 3178/511 млн.т и 1115/255млн.т по категории С2. Накопленная добыча нефти составляет 459.2 млн.т – 47.3% от НИЗкатегорий АВС1. По критерию вязкости нефти из 52-х в эту категорию входят шестьместорождений: Ван-Еганское, Восточно-Янлотское, Жумажановское, Западно- Варьеганское, Остапенковское и Экутальское, суммарные НИЗ которых составляют 16% и 8% категорий АВС1 и С2, накопленная добыча – 0.3%, степень выработанности запасов – 1.7% от НИЗ. Четыре месторождения из этих шести располагаются в западной части округа в пределах Красноленинской, Приуральской и Фроловской нефтегазоносных областей (НГО). Залежи в отложениях пластов с «рябчиковой» текстуройсложены песчано-глинистыми породами алымской свиты, характеризующимися сильной литологической неоднородностью, тонким переслаиванием песчаных и глинистых включений различной формы и размеров. Основная отличительная особенность коллекторов «рябчиковой» текстуры состоит в том, что она представляет собой тонкое переслаивание песчано-алевролитовых и глинистых пород. В пачке «рябчика» чередование прослоев коллекторов и неколлекторов не всегда подчиняется закону параллельного напластования, а имеет более сложную мозаичную или «рябчиковую» текстуру. При оценке подсчётных параметров этих пластов по ГИС применяется модель анизотропного коллектора, поскольку она является более адекватной по сравнению с моделью порового коллектора с рассеянной глинистостью. В эту категорию отнесено 12 залежей 9 месторождений ХМАО-Югры с начальнымигеологическими/извлекаемыми запасами (НГЗ/НИЗ) нефти промышленных категорий АВС1 вколичестве 69/15 млн.т и 107/22 млн.т по категории С2. Накопленная добыча нефтисоставляет 1.4 млн.т – 9.5% от НИЗ категорий АВС1. Основная часть запасов всех категорий(92%) сосредоточена в пластах АВ11-2 трёх месторождений Большого Самотлора(Мегионское, Нижневартовское, Северо-Покурское) и Лугового месторождения, расположенных в пределах Вартовского нефтегазоносного района Среднеобской НГО. Залежи в доюрском комплексе (ДЮК)приурочены к комплексу породдислоцированного складчатого основания (фундамента) и промежуточного комплексапредположительно пермо-триасового возраста. Триасовые образования представленыпокровами основных эффузивов с прослоями туфов, песчаников, алевролитов и аргиллитов.Фильтрационно-емкостные свойства пород доюрского комплекса невысокие. Эффективнаяемкость коллекторов преимущественно кавернозно-поровая, преобладающий тип коллектора – кавернозно-порово-трещинный. Несмотря на низкие фильтрационно-емкостные свойства пород по керну, при опробовании пород доюрского комплекса получены неплохие притоки нефти, обусловленные наличием трещин. К образованиям доюрского комплекса приурочено 48 залежей 24 месторожденийХМАО-Югры с начальными геологическими/извлекаемыми запасами (НГЗ/НИЗ) нефтипромышленных категорий АВС1 в количестве 338/66 млн.т и 137/25 млн.т по категории С2.Накопленная добыча нефти составляет 8.7 млн.т - 13.2% от НИЗ категорий АВС1.Основнаячасть запасов всех категорий (91%) сосредоточена в отложениях триаса и корывыветривания фундамента четырёх месторождений: Рогожниковского (с Северо-Рогожниковским), Высотного, Красноленинского и Северо-Даниловского. Территориально месторождения расположены в западной части округа в пределах Красноленинской и Приуральской НГО. Залежи тюменской свитыприурочены к продуктивным отложениям с неравномерным переслаиванием аргиллитов, алевролитов, песчаников и углей аален-байос-бат-раннекелловейского возраста.. Особенностями продуктивного разреза тюменскойсвиты являются сильная фациальная изменчивость отложений. По результатам керновых,гидродинамических и индикаторных исследований установлена высокая степень послойнойи зональной фильтрационной неоднородности отложений. Зачастую по разрезу скважиныпроницаемость слоев-коллекторов меняется на порядок и более, что существенносказывается на однородности выработки запасов. Толщина отдельных проницаемыхпрослоев невелика и составляет, в основном, 0.5-2.0 м. Песчанистость разреза тюменскойсвиты увеличивается вниз по разрезу, где, как правило, мощные песчаные телаоказываются водонасыщенными. Среднее значение суммарной эффективной нефтенасыщенной толщины залежей в скважинах изменяется в диапазоне 0.1-15 м и составляет, в среднем, около 4 м. Запасы нефти отложений тюменской свиты имеют со стратиграфические индексы Ю2-9, ЮС2-9, ЮК2-9, ЮВ2-9, Т1-3 и «тюменская свита». На Государственном балансе РФ вотложениях тюменской свиты по ТрИЗ числится 329 залежей 109 месторождений,содержащих (НГЗ/НИЗ) 1672/350 млн.т нефти промышленных категорий АВС1 и 3575/642млн.т по категории С2. Накопленная добыча нефти составляет 39.0 млн.т - 11.2% от НИЗкатегорий АВС1. Наибольшая часть запасов всех категорий (60%) содержится на 11месторождениях (Ай-Пимское, Восточно-Сургутское, Галяновское, Кечимовское, Красноленинское, Ловинское, Рогожниковское, Родниковое, Русскинское, Средненазымское, Федоровское) с НИЗ в диапазоне 10-105 млн.т, расположенных в западной и центральной частях округа в пределах Красноленинской, Приуральской, Фроловской и Среднеобской НГО. Залежи ачимовской толщиприурочены к отложениям нижней части осложненного подкомплекса неокома, разрез которого представляет собой неравномерное, часто линзовидное переслаивание алевролитов, песчаников и аргиллитоподобных глин. Из особенностей строения продуктивных пластов ачимовской толщи, осложняющих продуктивный резервуар, следует отметить высокую степень неоднородности как по латерали, так и по разрезу, а также преимущественно невысокие фильтрационно-емкостные свойства коллекторов - доминируют коллекторы IV-V класса по А.А. Ханину со средними значениями пористости 17% и нефтенасыщенности 51%. Среди коллекторов преобладают алевролиты, реже аркозовые песчаники средней сортировки с многочисленными включениями сидерита. Продуктивные пласты индексируются по-разному, поэтому на Государственном балансе РФ запасы нефти ачимовских отложений учтены в объектах стратиграфических индексов: как БС16-БС22 и БС18-БС22 (до 1985 года), Ач, Ач2...Ач6 (после 1985-1991 г.г.). В последние годы при постановке на учёт Госбаланса подсчётным объектам ачимовской толщи присваивается двойной индекс – к примеру Ач(БС10), в скобках указывается синхронный ачимовскому пласт покровного залегания на шельфе. На Государственном балансе РФ по ТрИЗ отложений ачимовской толщи числится 378 залежей 90 месторождений ХМАО-Югры с НГЗ/НИЗ промышленных категорий АВС1 в количестве 568/113 млн.т и 771/147 млн.т по категории С2. Наибольшая часть запасов всех категорий (75%) содержится на 34 месторождениях с НИЗ 1-14 млн.т, расположенных в центральной и восточной частях округа. Накопленная добыча нефти составляет 15.8 млн.т - 14.0% от НИЗ категорий АВС1. Залежи, связанные с подгазовыми зонаминефтяных оторочек небольшой мощности. На Государственном балансе РФ числится 22 нефтегазоконденсатные залежи группы пластов ПК15-20, АС4-10, БВ6-21 по 11 месторождениям. Фильтрационно-емкостные свойства коллекторов достаточно высокие: пористость и нефтенасыщенность изменяются в широких пределах (Кп=19-34%, Кн=37-65%), преобладают коллекторы со средними значениями пористости 24% и нефтенасыщенности 51%. В 22 залежах содержатся НГЗ/НИЗ промышленных категорий АВС1 в количестве 651/144 млн.т и 43/8 млн.т по категории С2. Накопленная добыча нефти составляет 122.1 млн.т - 84.9% от НИЗ категорий АВС1. Залежи нефти баженовской (тутлеймской) свитыхарактеризуются сложным строением структуры порового пространства. Выделяется три морфологических типа коллекторов: трещинно-поровый, трещинный и трещинно-кавернозный. Пласты баженовской свиты характеризуются невысокими фильтрационно-емкостными свойствами: пористость 8-10%, трещинная ёмкость невелика и составляет 0.1-0.3%, проницаемость для коллекторов трещинного и трещинно-порового типа составляет 0.01-0.020 мкм2, нефтенасыщенность – около 80-90%. Продуктивность отложений слабо зависит от ёмкости порового пространства и, в большей степени, определяется фильтрационной сообщаемостью пор. Особенности строения продуктивных отложений баженовской свиты влияют на однозначность определения стратиграфической принадлежности подсчётного объекта и на достоверность оценки запасов углеводородов. В настоящее время отсутствуют методики определения подсчётных параметров коллекторов в скважинах и площадного картирования продуктивного резервуара баженовских отложений по данным полевых и дистанционных методов исследований. При оперативных оценках запасов в последние годы параметры утверждаются условно в зависимости от результатов опробований: при получении притока нефти эффективная нефтенасыщенная толщина принимается как 1/3 от общей в высокоомной части свиты, величина открытой пористости коллекторов - равной 8% и нефтенасыщенности - 85%, площадь нефтеносности залежи ограничивается зоной дренирования скважины. На Государственном балансе РФ запасы нефти отложений баженовской свиты учтены в пластах со следующими стратиграфическими индексами: Ю0, ЮК0, ЮК0-1, ЮС0, ЮСОК и «баженовская свита» по 93 залежам 44 месторождений, в которых содержится (НГЗ/НИЗ) 1058/269 млн.т нефти промышленных категорий АВС1 и 834/194 млн.т по категории С2. Накопленная добыча нефти составляет 5.6 млн.т - 2.1% от НИЗ категорий АВС1. В нераспределённом фонде недр ХМАО-Югры находятся 77% НИЗ всех категорий, в том числе 83% промышленных категорий ВС1. Основную часть составляют уникальные по объёму запасы нефти пласта Ю0 Салымского месторождения, однако достоверность их невысока, поскольку полный пересчёт запасов нефти этого месторождения не проходил Госэкспертизу ГКЗ с 1986 года. Доля начальных извлекаемых запасов нефти остальных месторождений, экспертиза которых осуществлялась ФГУ «ГКЗ» Роснедра в последние годы, незначительна и составляет в общем балансе не более 20% (10% промышленных категорий ВС1). Залежи нефти в пласте Ю0 расположены в западной и центральной частях округа в пределах Красноленинской, Фроловской и Среднеобской НГО. Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском гугл на сайте: zdamsam.ru |
|
||||||||||||||||||
|
|
||||||||||||||||||
|
Конференция «Трудноизвлекаемые запасы 2017» — отраслевое тематическое мероприятие, организованное компанией CREON Energy и собравшее 27 ноября сего года на базе отеля «Балчуг Кемпински» в Москве ведущих игроков российского рынка, представителей государственной власти и экспертного сообщества.
