Игорь Родионов, НК «ЛУКОЙЛ»

Являясь одним из лидеров нефтяного бизнеса не только в России, но и в мире, нефтяная компания «ЛУКОЙЛ» значительное внимание уделяет внедрению на своих месторождениях методов интенсификации нефтедобычи. Накопленный специалистами компании опыт повышения нефтеотдачи пластов может быть полезен и другим нефтедобывающим предприятиям, осуществляющим деятельность на месторождениях, вступивших в позднюю стадию своего развития.

В НК «ЛУКОЙЛ», как и в других нефтяных компаниях России, с каждым годом повышаются трудности и затраты на добычу нефти. Причиной этого являются:
а) переход основной группы месторождений на завершающую стадию разработки, требующую значительных материальных затрат для извлечения из недр тонны нефти;
б) снижение потенциальной энергии большинства разрабатываемых продуктивных пластов за счет формирования в их околоскважинном пространстве зон (т.н. прискважинных зон пласта — ПЗП) со сниженными фильтрационными свойствами за счет кольматации;
в) ввод в разработку залежей с трудноизвлекаемыми запасами.

Размеры подобных ПЗП в зависимости от вида, характера и времени работ (вскрытие, КРС, закачка и др.) с породами продуктивных пластов и составов флюидов варьируют в широких пределах от десятых долей до 10 и более метров.

С целью интенсификации нефтеизвлечения из продуктивных пластов в НК «ЛУКОЙЛ» применяются различные методы, среди которых наиболее часто (54,9% от общего количества) используются физические, включающие:
• гидро- (ГРП, ЛГРП) и газодинамические (ГДРП) разрывы пластов;
• различные виды волновых: акустическое (АВ) , гидроакустическое (TAB), вибросейсмическое (ВСВ);
• импульсных: гидроимпульсное (ГИВ), электрогидравлическое (ЭГВ) и термобарических (ТБО) воздействий.

Если гидро- и газодинамические разрывы пластов ориентированы на расформирование зон кольматации большой протяженности от 2 метров и более, то АВ, ГИВ и ЭГВ применяются для улучшения фильтрационных свойств закольматированных пород ПЗП размером до 2 метров.
Метод ВСВ, в отличие от всех остальных, затрагивает своим воздействием не столько прискважинные зоны, сколько целые участки продуктивных пластов, а метод ТБО используется для очистки пород ПЗП от парафиновых и асфальтен-смолистых соединений и повышения добычи вязких нефтей. Техническая проработка, промысловая апробированность и стоимость операций перечисленных методов интенсификации различна. Соотношение объемов дополнительно добытой нефти, полученных за счет применения на месторождениях компании различных методов ПНП, приведено на рис. 1.

Методы гидроразрыва и локального гидроразрыва пластов
Методы гидроразрыва (ГРП) и локального гидроразрыва (ЛГРП) пластов основаны на создании в скважинах напряжений, превышающих пределы прочности продуктивных пород, закольматированных пластов, что приводит к образованию в последних «техногенных» трещин различной ориентировки (горизонтальных и вертикальных) протяженности (при ГРП — в 100 м и более, а при ЛГРП — до 30 м) и раскрытости (до 10-18 мм). Закрепление «техногенных» трещин в процессе выполнения операций осуществляется заполнением их проппантами (зернами кварцевого песка, искусственными зернами и др). При выполнении операций по ГРП используется значительное количество спецтехники, химреагентов и закрепляющих материалов, в большинстве своем импортного производства, что и является определяющим фактором высокой себестоимости операций.

В компании «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» для интенсификации добычи нефти методом ГРП используются зарубежные технологии (США, Канады), которые по своим стоимостным показателям обычно не соответствуют величинам дополнительно добываемой нефти и тем более из многочисленных малодебитных (до 5 т/сут.) скважин. Кроме того, при проектировании работ ГРП в достаточной мере не рассматриваются такие вопросы, как литологическое строение пласта и слагающих его пород, характер и направленность процессов, протекающих в коллекторах и насыщающих их флюидах под воздействием деформационных напряжений, соотношение структур и деформационно-прочностных параметров пород и закачиваемых в «техногенные» трещины проппантов, что на практике приводит к снижению эффективности, а иногда и к ее полному отсутствию от проводимых работ.

Учет положительных и отрицательных сторон традиционной технологии ГРП, а также горно-геологических условий районов деятельности НК «ЛУКОЙЛ» привел к созданию более дешевого метода ЛГРП, специально ориентированного на расформирование зон кольматации в низкодебитных скважинах старых нефтедобывающих районов. Отличительными особенностями ЛГРП является то, что:

• разрыву подвергаются не только традиционные по мощности продуктивные пласты, но и их маломощные представители с остаточной нефтенасыщенностью в виде целиков и защемленных участков;
• протяженность создаваемых «техногенных» трещин составляет не более 30 м, и они строго локализованы по разрезу скважин (рис. 2);
• для создания подобных трещин требуются меньшие величины давлений разрыва, объемов жидкостей разрыва и буфера, а также проппанта.

Работы по ЛГРП выполнены в 50 малодебитных скважинах на 15 площадях компании «ЛУКОЙЛ-Пермнефть» с использованием отечественной техники и позволили увеличить дебиты нефти в 1,5-5 раз. При этом средний прирост дебита составил 3-5 т/сут., средняя суммарная дополнительная добыча на скважину — 1,2 тыс. т, а продолжительность эффекта от операций — до 2 лет. Сравнение результатов по приростам дебитов нефти, полученных от ЛГРП и ГРП, выполненных по технологии зарубежных фирм, показало, что они практически одинаковы, а вот стоимость операций ЛГРП в 1,5-3 раза меньше, чем ГРП.

Метод гидродинамического разрыва пласта
Метод гидродинамического разрыва пласта (ГДРП) основан на использовании для создания «техногенных» трещин энергии высокотемпературных (1200-1600К) газов, образующихся при сгорании горючеокислительных составов (ГОС) и твердотопливных пороховых систем с регулируемым импульсом давления (ПГРИ). Метод ГДРП комплексный, и его воздействие на обрабатываемый пласт осуществляется в 2 этапа.

1-й этап — собственно разрыв пласта давлением, создаваемым газообразными продуктами сгорания ГОС, и созданием «техногенных» трещин;
2-й этап — воздействие на породы пласта температурой и циклическими колебаниями столба жидкости в скважине, возникающими после сгорания ГОС и порохового генератора (типа ПГД-42Т, ПГД.БК-100М или 150, ПГД.БК-170МТ), что приводит к очистке созданных трещин и перфорационных отверстий от обломков/частиц пород, расплавленных углеводородных соединений и продуктов химических реакций. Длительность импульсного воздействия составляет не менее 10 сек.

По теоретическим оценкам считается, что метод ГДРП приводит к образованию трещин протяженностью до 30 м с остаточным раскрытием до 3 мм, не требующих закрепления. При этом следует отметить, что последняя особенность создаваемых трещин, выявленная авторами метода по теоретическим оценкам, достаточно проблематична, так как в природе отсутствуют разрывные нарушения и трещины, которые не подвергались бы смыканию под действием внешних напряжений при отсутствии в них расклинивающих агентов.
Рецептуры ГОС достаточно разнообразны, но во всех случаях они состоят из минерального окислителя (50-60%), органического водорастворимого горючего (10-20%) и воды (30-35%) как общего растворителя двух первых компонентов.

Перечисленные составные части ГОС экологически безвредны, широко выпускаются нашей промышленностью, взрыво- и пожаробезопасны в условиях работы на объекте. ГОСы представляют собой маловязкие растворы плотностью 1,25-1,30 г/см³, которые готовят непосредственно на месте проведения работ и закачивают в скважины с помощью штатного технологического оборудования. Объемы закачиваемых в скважины ГОС определяются горно-геологическими параметрами пласта, техническим строением скважины и обычно составляют 700-1000 л. Воспламенение ГОС происходит только при повышенных давлениях (не менее 10 МПа) в скважине от внешнего источника энергии, в качестве которого используют ПГД-42Т или ПГРИ-100, спускаемые в зону расположения ГОС на геофизическом кабеле.

Для проведения работ по ГДРП необходимы следующие технические средства:
• подъемник типа А-50У или А3ИНМАШ;
• цементировочный агрегат ЦА-320М;
• паропроизводительная установка типа ППУ-1200;
• подъемник геофизический типа ПКС-3,5;
• геофизическая каротажная станция;
• компрессор типа СДУ-101;
• насосно-компрессорные трубы (по глубине скважины);
• задвижка высокого давления (для взрывных прострелочных работ).

Опытно-промышленные работы по ГДРП выполнялись специалистами Малаховского отделения ВНИИнефтепромгеофизика ЗАО НПП «ИНТЭС» и ООО Н-ПК «ВНИИИЭФ-Спецгеосервис» в скважинах ряда месторождений компаний «ЛУКОЙЛ-Пермь», «Лангепаснефтегаз» «ЛУКОЙЛ-Калининградморнефть». Полученные при этом результаты показали, что коэффициент успешности метода составляет 75-100%. По успешным скважинам дебиты нефти возрастают в 2-5 раз, средние величины дополнительно добытой нефти в расчете на 1 месяц варьируют от 200 до 900 т. Добывающие и нагнетательные скважины, простаивавшие после капитальных ремонтов, запускаются в работу соответственно с дебитами от 7 до 36 т/сут. и приемистостью 90-480 м³/сут. Зафиксированное время сохранения эффектов от проведения ГДРП составляет 2-8 месяцев.

Метод акустического воздействия
Метод акустического воздействия (АВ) на коллектора прискважинных зон продуктивных пластов экологически чист и основан на использовании большой гаммы физических и физико-химических явлений, развивающихся в породах и содержащихся в них флюидах под воздействием на них ультразвуковых полей. При АВ на образцы коллекторов в них происходят следующие наиболее яркие массообменные процессы.

1. Изменение структуры пустотного пространства пород за счет:
• межзернового скольжения, приводящего к образованию новых путей фильтрации и увеличению их проницаемости;
• дезинтеграции минеральных и диспергации углеводородных соединений, кольматирующих пустоты пород, в результате чего увеличивается их проницаемость;
• дезинтеграции агрегатов и срыва чешуек глинистых минералов цемента пород с породообразующих зерен, приводящих к закупорке поровых каналов и снижению проницаемости.

2. Изменение деформационно-прочностных свойств пород за счет межзернового скольжения породообразующих зерен и развития новых путей фильтрации, что в целом увеличивает проницаемость пород, а не учет этого явления, — наоборот, к ее быстрому снижению.

3. Изменение поверхностных свойств эффективного пустотного пространства коллекторов за счет активации кристаллических решеток зерен пород, а также УВ и воды, что приводит к увеличению фазовой проницаемости.

4. Интенсификация физико-химических взаимодействий между минеральной компонентой пород и содержащейся в порах коллекторов жидкой фазой, что ведет к увеличению проницаемости и снижению вязкости нефти.

По данным ГДИ, при АВ на продуктивные пласты наблюдается увеличение количества работающих пропластков и их суммарной мощности, гидроприводности и проницаемости. Дебиты нефти и газа в добывающих и приемистость нагнетательных скважин после АВ на ПЗП повышаются соответственно в 1,5-7 раз и в 1,5-3 раза. Дополнительная добыча нефти от АВ на коллектора варьируется в широких пределах.

В расчете на 1 месяц работы скважин с дебитами до проведения АВ не более 10 т/сут. в среднем составляет 150-200 т, с дебитами 10-50 т/сут. — 550-600 т, а при дебитах более 50 т/сут. — 1000-1100 т/сут. Продолжительность эффекта увеличения дебитов скважин от АВ при соблюдении основных технологических параметров составляет 6-18 месяцев, а коэффициент успешности работ — не менее 95%.
К настоящему времени у нас в стране создан парк компактной мобильной и быстроразвертываемой на объектах скважинной аппаратуры, структурно состоящий из питающего генератора, соединительного кабеля и скважинного излучателя, обладающих следующими параметрами:

• скважинные излучатели: длина — до 2 м, диаметр — 32,42 и 110 мм, состав — пьезокерамические и магнитострикционные, вес — до 12 кг;
• генератор ультразвуковых колебаний (наземный): электропитание
• 220В или 380В, 3 фазы, потребляемая мощность — 1,5, 5 и 10 кВт, габариты — 520x480x120 мм, вес — 28 кг;
• соединительный кабель: геофизический грузонесущий 1, 3 и 7-жильный;
• технология спуска или подъема скважинного излучателя на заданную глубину аналогична операциям, проводимым при ГИС;
• время АВ определяется протяженностью обрабатываемой зоны в скважине и обычно не превышает 24 часов.

Применение коррозионостойких материалов при конструктивном исполнении скважинных излучателей позволяет проводить обработку пород продуктивных пластов в нейтральной, кислой и щелочной средах.
Область применения метода АВ распространяется на фонтанные, газлифтные, механизированные добывающие и нагнетательные скважины. При этом две первые разновидности скважин обрабатываются ультрозвуковым полем в процессе их работы.

Но на этом общем положительном фоне от АВ достаточно часто наблюдаются и отрицательные результаты, обусловленные, с одной стороны, отсутствием у исполнителей представлений о характере и направленности процессов, протекающих в породах под воздействием ультразвукового поля, и составе флюидов, насыщающих коллектора (в практике работ по АВ часто обрабатывались и обрабатываются сейчас пласты, содержащие воду, а не УВ), а с другой — технической подготовленностью скважин к проведению операций по АВ, что приводит к частичной или полной потере эффекта за счет их простоя после выполнения работ, которые составляют 1-12 месяцев. Вместе эти факторы, часто имеющие место при выполнении работ на промыслах, приводят к снижению общей эффективности работ по АВ, а их коэффициента успешности — до 50%.

Метод гидроакустического воздействия
Метод гидроакустического воздействия (ГАВ) отличается от описанного выше метода АВ способом получения ультразвуковых волн, т.е. конструкцией излучателя. Метод был предложен сотрудниками ИГИЛ Сибирского отделения РАН и НПП «Сибнефтегаз» и с 1993 г. проходил опытные испытания на 17 нагнетательных и 4 добывающих скважинах Мортымья-Тетеревского, Ловинского и Сев.-Даниловского месторождений «Урайнефтегаза». Из-за технической недоработанности предполагавшихся излучателей экспериментальные работы в 1997 г. были прекращены.

Метод гидроимпульсного воздействия
Метод гидроимпульсного воздействия (ГИВ) основывается на импульсном дренировании продуктивных пластов, что приводит:

• к рассредоточению кольматирующего эффективное пустотное пространство материала по объему пласта;
• к разблокированию зон, целиков, насыщенных нефтью и пластовой водой;
• к изменению первичной структуры пустотного пространства пород ПЗП за счет развития в них «техногенных» микротрещин.

Для создания импульсов при выполнении операций в скважинах используются гидроимпульсный насос типа НПГ, гидроимпульсные пульсаторы типа П-1 или ПГС-1 и виброструйное устройство типа УВС-1, разработанные НПО «ПАРМ-ГИНС». Спуск гидроимпульсных устройств (насосов, пульсаторов и др.) к объектам работы осуществляется с помощью НКТ. В качестве силовых флюидов используются вода, нефть и водные растворы химических реагентов (кислоты, ПАВ и др.).

При выполнении операций расход силового флюида составляет 100-500 м³/сут. При этом величины давлений силового флюида достигают 20 МПа, амплитуды колебаний — 10-12 МПа, а частоты генерируемых импульсов составляют 5:50 Гц. Метод ГИВ применяется в компаниях «ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть», «Когалымнефтегаз», а также «Сургутнефтегаз» и «Ноябрьскнефтегаз». Коэффициент успешности работ составил 75-95%, а среднесуточный прирост добычи нефти из малодебитных скважин — 5-6 т/сут. Приемистость нагнетательных скважин возрастала в 1,5-4 раза. Оценка времени сохранения эффекта от обработки пород методом ГИВ не была выполнена.

Метод вибросейсмического воздействия
Метод вибросейсмического воздействия (ВСВ) на нефтяные залежи относится к группе методов волновых воздействий. Первые натурные эксперименты по оценке применимости этого метода для интенсификации нефтеизвлечения из обводненных продуктивных пластов залежей, находящихся на завершающей стадии разработки, были начаты в 1986 г. сотрудниками ОИФЗ РАН по инициативе академика М.А.Садовского. Эксперименты по ВСВ выполнялись до 1991 г. на 4 месторождения: Абузы, Убежинское, Зыбза (Краснодарский край) и Радченковское (Полтавская обл., Украина), в которых глубины продуктивных пластов составляли 500-1400 м, а обводненность добываемой нефти варьировала от 10 до 90%.

В 1990 г. были проведены опытные работы ВСВ на пласт Ю-П Южно-Тетерского месторождения «Урайнефтегаза», а в 1998 г. на пласты Б-10 и Б-11 месторождения Дружное «Когалымнефтегаза».
При выполнении работ ВСВ использовалось 1 или 2 сейсмических вибратора дебалансного типа, располагавшихся на территории обрабатываемых участков площади и имевших следующие характеристики: общая масса 65-130 т, площадь платформы — 20-40 м², амплитуда силы — 50-1000 кН и 200 МН, частота вибраций — 10-25 Гц, режим излучения гармонический, питание — от электросети через подстанцию, время воздействия — 40-60 мин. циклами в течение 1,5-2,5 месяца.

Результатами выполненных экспериментальных работ является то, что в целом коэффициент успешности ВСВ составил 20-25%, дебиты скважин повышались на 5-35%, обводненность продукции либо не изменялась, либо незначительно уменьшалась. На воздействие реагировали скважины, располагавшиеся на расстоянии до 1 км от сейсмического вибратора, но какой-либо закономерности в характере их реакций отмечено не было. В целом можно отметить, что этот метод волнового воздействия на продуктивные пласты пока находится на стадии научной проработки, при которой следует обратить особое внимание на характер и степень воздействия создаваемых сейсмических волн на конструкции ближайших к сейсмовибраторам скважин, а также не только на породы-коллектора и содержащиеся в них флюиды, но и породы-флюидоупоры, слагающие экраны залежей.

Метод электрогидравлического воздействия
Метод электрогидравлического воздействия (ЭГВ), авторами которого являются специалисты компании «Геокарт», относится к группе импульсных воздействий на ПЗП. Он основан на создании с помощью электрического разряда гидравлических импульсов давления энергией 1-5 кДж, распространяющихся по породам обрабатываемого пласта, диспергирующих и выносящих кольматанты из него. К настоящему времени разработан и прошел стендовые испытания скважинный прибор ЭГИС-5. Диаметр прибора 102 мм, длина 3,5-6,5 м (в зависимости от числа накопительных модулей), ограничения по температуре — 100°С, давлению — 50 МПа.

Спуск и подъем прибора осуществляется на геофизическом грузонесущем кабеле. Электрическая мощность прибора, выделяемая на искровом промежутке работы в жидкости, составляет 250-500 МВт, частота воспроизведения разрядов — до 10 имп/мин. (для 5 модулей). Фугасный эффект электрического разряда эквивалентен взрыву 1,0-1,5 г тротила, давление на фронте ударной волны в районе электродной системы — до 80 МПа. Блоки аппаратуры рассчитаны на 105 электрических разрядов.
В 1986-92 гг. скважинный прибор «Скиф» энергоемкостью 1 кДж проходил скважинные испытания на предприятиях «Электрогидравлика», «Татнефтегеофизика» и «ЛУКОЙЛ-Пермнефть» и 2 месторождениях Казахстана. Коэффициент успешности составил 70%, дебиты нефти и приемистость нагнетательных скважин увеличивались на 50-150%, скважинное оборудование очищалось от парафинов, минеральных солей и ржавчины.

Метод термобарообработок
Метод термобарообработок (ТБО) прискважинных зон продуктивных пластов, содержащих вязкие нефти, основан на стабильном медленном (15-20 мин.) горении порохового заряда (типа РСИ-2) длиной 6-9 м. Процесс горения приводит к повышению температуры пород ПЗП и снижению вязкости нефти, а также расплавлению отложившихся в эффективном пустотном пространстве коллекторов парафиновых и асфальтен-смолистых соединений. В случае пакеровки НКТ в зоне горения заряда возможно увеличение давления до 55 МПа, что в ряде горно-геологических условий может приводить к образованию в коллекторах «техногенных» трещин и проникновению высокотемпературной газовой фазы на расстояние до 3 м от стенки скважины. Жидкие углеводороды со сниженной вязкостью поступают в НКТ и по ним поднимаются на устье.

Техническими исполнителями работ являются бригада КРС и перфораторная партия промысловых геофизиков. Работы по ТБО в «ЛУКОЙЛ-Пермнефти» выполнялись специалистами НПФ «ИКЭС-нефть» (Башкортостан) в объеме 61 операции. В результате этих работ было получено дополнительно 32,5 тыс. т нефти.
На рис. 3 приведен пример характера изменения давлений и температур, зафиксированных автономным скважинным прибором в процессе выполнения работ по ТБО в скв. № 450 Возейского месторождения. Интерпретация записанных прибором данных по программе «Гидра-тест» (разработчик — кафедра ГЖ РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина) показала, что имевшиеся в скважине ПЗП за счет ТБО расформировались и обрабатывавшийся пласт приобрел следующие гидродинамические показатели:

• пьезопроводность — 0,0402 м²/с;
• проницаемость — 14,5 мД;
• эффективная подвижность — 0,000014 м²/мПа*с;
• скин-фактор — 1,39.

Завершая краткое рассмотрение физических методов интенсификации нефтеизвлечения, применяемых в НК «ЛУКОЙЛ», следует отметить, что из всего комплекса методов технически и научно проработаны, апробированы в промысловых условиях и обеспечены аппаратурой способы ГРП, ЛГРП, ГДРП, АВ и ГИВ. При этом из них наибольшая доля дополнительно добытой нефти приходится на методы ГРП и ЛГРП. Стоимость работ в скважинах по этим методам достаточно различна — от десятков тысяч до миллиона рублей. В связи с этим получение значимого экономического эффекта от мероприятий по интенсификации нефтеизвлечения, в особенности из малодебитных скважин старых нефтеносных районов возможно за счет оценки и изучения причин снижения фильтрационных свойств породами ПЗП.

Например, проведение интенсификации нефтеизвлечения из малодебитных скважин методом ГРП по традиционной технологии дает экономически малоэффективный (или не эффективный вовсе) результат из-за высокой стоимости операций и значительного срока их окупаемости. Из-за небольшой области их воздействия малоэффективными будут и работы по расформированию зон со сниженными фильтрационными свойствами, образованных в подобных скважинах за счет необратимых деформационных процессов методами АВ и ГИВ. В подобном случае экономический эффект может быть достигнут применением способа ЛГРП, т.к. при этих работах добывающая скважина будет не только соединена «техногенными» трещинами с малоизмененными зонами продуктивного пласта, но и образованные пути фильтрации нефти будут зафиксированы проппантом в отличие от метода ГДРП.

Таким образом, при выборе и проектировании наиболее оптимального способа воздействия на продуктивные пласты скважин с текущими дебитами менее 5 т/сут. с целью снижения экономических затрат и времени окупаемости операций необходимо знание:

• строения пласта;
• литологических особенностей, петрофизических и деформационно-прочностных свойств пород;
• степени и направленности преобразований пород и насыщающих их флюидов в различных термобарических условиях, для чего нефтяным компаниям необходимо запланировать работы и изыскать средства на создание нормативно-технической документации, регламентирующей проведение работ по повышению нефтеотдачи пластов.