Инновационное развитие нефтяной и газовой промышленности России

Инновационное развитие нефтяной и газовой промышленности России

INNOVATIVE DEVELOPMENT OF OIL AND GAS INDUSTRY IN RUSSIA

A. DMITRIEVSKY, Russian Academy of Sciences, 
Oil and Gas Research Institute, RAS

Нефтяная и газовая  промышленность России на рубеже двух веков оказалась перед невиданными  вызовами, которые создают необходимость  смены парадигмы технологического развития нефтегазового комплекса России.

On the need and trends in changing the technological development paradigm in the oil and gas industry of Russia.

В настоящее время нефтегазодобыча в традиционных регионах, поставляющих основные объемы нефти и газа, характеризуется:

• концентрацией нефтедобычи на месторождениях с высокопродуктивными запасами;
• резким уменьшением доли активных и увеличением доли трудноизвлекаемых запасов нефти;
• снижением среднего коэффициента нефтеотдачи как по отдельным регионам, так и по стране;
• завершением эпохи месторождений-гигантов с уникальными запасами нефти и газа, эксплуатация которых началась в 60-е и 70-е годы;
• стремительным истощением запасов дешевого сеноманского газа традиционных месторождений Западной Сибири;
• исчерпанием нефтегазовых запасов на глубинах до 3 км.

Особенно большие трудности  возникли в нефтяной промышленности. Ни одна нефтедобывающая страна не решала в относительно короткий отрезок  времени столь кардинальных и  масштабных проблем. Нас подвело, как  всегда, наше богатство: это огромное число крупных и гигантских месторождений  с легкой маловязкой нефтью, размещающейся  в природных резервуарах с  высокоемкими коллекторами. Для подобных месторождений была создана тщательно отработанная технология поддержания пластового давления, что давало возможность оставлять «до лучших времен» часто очень крупные месторождения, но с параметрами, не позволяющими использовать эту технологию. И вот такие времена наступили, но они оказались не лучшими, особенно для реализации дорогостоящих технологий в условиях мирового финансового кризиса.

Поиск и  разведка месторождений нефти и  газа

Естественное истощение традиционных месторождений, как правило, на глубинах, не превышающих 2000 – 3000 м, вызывает необходимость  масштабного промышленного освоения глубин 3 – 5 км, а в некоторых регионах 5 – 7 км. 
 
Большие глубины – это более сложные горно-геологические условия, иная флюидодинамика, развитие измененных катагенетическими преобразованиями коллекторов нефти и газа, это более высокие температуры и давления. Необходимы новые научно-технические и технологические решения как для обоснования нефтегазоносности глубин 7 – 10 км, так и для возможности реальной нефтегазодобычи с этих глубин.  
 
В последние годы накоплены убедительные доказательства достаточно широкого распространения флюидонасыщенных зон в литосфере. Геофизическими работами на глубинах 10 – 25 км установлены аномалии, характеризующиеся инверсиями сейсмических скоростей, изменениями электропроводности пород и другими эффектами. Эти аномальные зоны, представляющие собой трещиноватые породы, заполненные флюидами, предложено называть коровыми волноводами (КВ). Описаны механизмы дилатансии и компакции, которые реализуются в коровых волноводах. Дилатансионный эффект связан с раскрытием трещин и заполнением KB флюидами, в том числе глубинными углеводородами. В режиме компакции флюиды в большей или меньшей степени выжимаются из корового волновода и перемещаются в сторону меньших давлений в верхние горизонты земной коры, активно «промывая» осадочную толщу. Подобные процессы обеспечивают эффективный сбор микронефти в залежи. При этом в формирующемся месторождении могут аккумулироваться как нефть и газ органического происхождения, так и глубинные углеводороды (рис. 1).

Рис. 1. Процессы дилатансии и компакции в коровом волноводе

Образование и развитие гигантского  Астраханского месторождения связано  с движением флюидов по разломам, трассирующим надвиги кряжа Карпинского. Характер флюидных процессов в глубоких разломах зависит от последовательно  чередующихся процессов дилатансии и компакции в коровых волноводах. Расчеты показали, что при сдвиге в режиме дилатансии в разломе возникают такие отрицательные давления, которые создают мощный эффект нагнетания флюидов. В результате автоколебательных процессов в разломных зонах и коровых волноводах флюиды устремляются в окружающий массив пород (рис. 2).

Рис. 2. Движение флюидов по разломам

В 1997 г. в пределах Астраханского  карбонатного массива по предложению  ученых Института проблем нефти  и газа РАН и Геологического института  РАН было начато поисковое бурение  на глубокие горизонты. С этой целью  были введены в бурение пять глубоких скважин. Одна из этих скважин на правом берегу Волги явилась первооткрывательницей  газоконденсатного месторождения  в каменноугольных отложениях. В  скважине «Девонская-2» в карбонатно-терригенном  комплексе среднего девона на глубине 6850 м в 2001 г. были получены притоки  углеводородов. Это открытие позволяет  рассматривать Астраханский карбонатный  массив как единое гигантское месторождение  с уникальными запасами углеводородов. В связи с этим становится актуальной проблема формирования месторождений  со столь высокой плотностью запасов. 
 
Положительные результаты бурения на Астраханском массиве, с учетом уже имеющихся сведений, указывают на региональную нефтегазоносность девонского комплекса Прикаспийской впадины. Именно с этих позиций следует пересмотреть прогнозную оценку УВ-потенциала, направление поисковых работ, региональных и научных исследований. 
 
В конце 80-х годов при исследовании образцов керна Оренбургского газоконденсатного месторождения были выделены высокомолекулярные компоненты (ВМК), которые состоят из озокерито- и церезиноподобных компонентов, твердых парафинов и углеводородных компонентов нефтяного ряда. Детальное изучение ВМК привело к открытию нового вида углеводородного сырья, названного нами «матричной нефтью». Эта нефть связана с наиболее плотными разностями карбонатного природного резервуара. Эксплуатационные скважины, даже вскрывшие залежи этой нефти, не «замечали» ее. Дело в том, что матричная нефть как бы срослась с карбонатной породой, стала ее составной частью и может быть добыта с помощью специальных растворителей. Вот почему более 30 лет активной разработки Оренбургского газоконденсатного месторождения не выявили залежи матричной нефти. 
 
Матричная нефть является новой разновидностью углеводородного сырья, установленного в пределах карбонатных резервуаров газоконденсатных месторождений. Ресурсы матричной нефти выявлены впервые и поэтому не учитывались при традиционном подсчете запасов. По заключению экспертной комиссии ГКЗ Министерства природных ресурсов РФ от 3 июня 2005 г., ресурсы матричной нефти Оренбургского газоконденсатного месторождения составляют 2,56 млрд тонн нефтяного эквивалента. 
 
Как показали результаты фундаментальных исследований, Оренбургское газоконденсатное месторождение содержит не только запасы газа и конденсата, но и соизмеримые с ними по величине запасы матричной нефти – природного высокомолекулярного сырья неуглеводородного (смолы, асфальтены) и углеводородного (твердые парафины, масла и жидкие нефтяные углеводороды) составов.  
 
И если свободные газ и газоконденсат заполняют поровые объемы, то высокомолекулярные компоненты в продуктивных отложениях газоконденсатных месторождений связаны с карбонатной породообразующей матрицей – плотной субкапиллярно-поровой минерально-органической частью породы. Как показано исследованиями, карбонатное породообразующее вещество, слагающее матрицу продуктивных отложений отдельных газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений, является сложно-построенным природным полимерным карбонатно-органическим образованием. На определенных этапах химического «старения» органической полимерной составляющей карбонатной матрицы интенсивно сбрасываются низкомолекулярные газообразные производные этого процесса, что отвечает этапу интенсивной газогенерации. Параллельно с генерацией газообразных углеводородных и неуглеводородных компонентов органическая часть карбонатно-органического полимера преобразуется до первичных высокомолекулярных соединений, таких как литоасфальтены, тяжелые литосмолы, твердые литопарафины. Эти первичные высокомолекулярные компоненты концентрируют в себе нефтегенерационный потенциал, реализация которого до масел и жидких нефтяных углеводородов начинается в процессе рождения и продолжается далее в условиях уже сформировавшейся газовой залежи. 
 
Низкомолекулярные газообразные и жидкие углеводороды удерживаются высокомолекулярными компонентами до осмотически набухшего гелеобразного состояния. Как установлено, в продуктивных отложениях газоконденсатных, нефтегазоконденсатных и нефтяных месторождений (Оренбургское, Карачаганакское, Тенгизское) на определенных стадиях своего преобразования само породообразующее карбонатное вещество субкапиллярнопоровой матрицы находится в набухшем в углеводородах коллоидном состоянии. 
 
Высокомолекулярное сырье (ВМС) газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений, сложенных карбонатами, – это уникальное по своим свойствам природное образование, особый тип сингенетичных залежей различной степени зрелости нефтей (матричные нефти), содержащих в своем составе крайне сложные объемные высокомолекулярные соединения (С₆₀, С₈₀, С₁₀₀). Оно уникально с точки зрения аномально высоких сорбционных свойств по отношению к углеводородным газам повышенного содержания адамантановых, фуллереноподобных структур, поликонденсированных твердых углеводородов, представляющих интерес для их использования при развитии наукоемких технологий нового поколения (при создании композитов нового поколения, в качестве селективных сорбентов компонентов попутного нефтяного газа и т. д.). 
 
Исследованиями проб высокомолекулярных компонентов матричной нефти установлено высокое содержание в них цветных и благородных металлов, а также редких и редкоземельных металлов (рис. 3, 4). Концентрация некоторых металлов настолько велика, что сравнима с концентрацией этих элементов в месторождениях рудных полезных ископаемых.

Рис. 3. Концентрация цветных и благородных  металлов

Рис. 4. Концентрация редких и редкоземельных металлов

Для добычи матричной нефти, а в  ее составе наиболее высокомолекулярных компонентов, необходимо использовать активные реагенты, способствующие растворению  и извлечению из пласта всех высокомолекулярных компонентов. 
 
Как показали экспериментальные данные, такими растворителями могут быть жидкие ароматические углеводороды (толуол, смолы пиролиза и др.). Установлено, что циклическое воздействие на высокомолекулярные компоненты ароматическими углеводородами в несколько раз, и необратимо, снижают степень набухания их в нормальных углеводородах, что приводит к увеличению проницаемости субкапиллярнопоровой матрицы. 
 
Воздействие на карбонатную матрицу ароматическими рабочими агентами приводит к снижению степени гидрофильности матрицы и к снижению ее фильных свойств по отношению к нормальным углеводородам, то есть к связыванию ранее свободной воды, к освобождению ранее связанных нормальных углеводородов, к приведению в действие механизмов восстановления физико-химического равновесия и капиллярно-противоточной пропитки, обеспечивающих замещение на воду ранее связанных в матрице газа и жидких углеводородов с растворенными в них маслами. Эти процессы сопровождаются освобождением ранее сорбированных газа и конденсата, способствуют открытию каналов матрицы для их разгрузки в фильтрирующие поровые объемы и к увеличению добычи как газа и конденсата, так и матричной нефти. 
 
С целью направленной добычи высокомолекулярного сырья вместе с газом и конденсатом на основе проведения опытных работ в скважинах разрабатываются специальные технологии. Созданы новые технологии глубокой переработки высокомолекулярного сырья в моторные топлива, жидкую ароматику, этилен-пропилен содержащий газ с попутным извлечением высокоценных металлов и их товарных продуктов (рис. 5).

Рис. 5. Принципиальная схема процесса гидрогенизации высокомолекулярных компонентов  матричной нефти

Разработка  месторождений нефти и газа

На сегодняшний день из недр планеты  извлечено около 150 млрд тонн нефти. На долю России приходится почти 18 млрд тонн. Мировая практика показывает, что с помощью технологий поддержания пластового давления добывается около 30% нефти. В нашей стране на долю технологий заводнения приходилось более 99% добычи. Вывод: в отличие от мировой практики наши нефтяники отдавали предпочтение единственной, но чрезвычайно эффективной технологии поддержания пластового давления. Но эта технология демонстрирует свою максимальную эффективность при добыче высокопродуктивных запасов легкой маловязкой нефти, хорошо подходящей для хранения в резервуарах с прекрасными коллекторскими свойствами. Из 45 млрд тонн добытых мировых запасов этой нефти на долю России приходится почти 40%. Подобная практика обеспечила более высокие, чем среднемировые, темпы развития нефтедобычи в нашей стране. Однако результаты были достигнуты за счет эксплуатации самых ценных нефтяных запасов. К настоящему времени их доля снизилась до 30%. Это означает, что в стране заканчивается время дешевой нефти и наступает новый этап в развитии российской нефтедобычи, который характеризуется все более возрастающей долей трудноизвлекаемых запасов (рис. 6, 7).

Рис. 6. Структура запасов нефти

Рис. 7. Структура запасов нефти 1997, 2007 гг.

Для кардинального изменения ситуации в нефтяной промышленности необходимо пополнить запасы активной нефти  и создать эффективные технологии добычи трудноизвлекаемых нефтяных запасов. Первая задача может быть решена в результате активизации геологоразведочных работ в новых регионах (Восточная Сибирь, Арктический шельф) и интеллектуального, а затем и промышленного освоения больших глубин. Ухудшение структуры запасов можно компенсировать масштабным использованием современных инновационных методов увеличения нефтеотдачи – тепловых, газовых, химических, микробиологических и быстрого наращивания масштабов их применения.  
 
Негативные изменения структуры сырьевой базы, связанные прежде всего с увеличением доли трудноизвлекаемых запасов, могут резко снизить добычу нефти в ближайшей перспективе. В рамках программы «Фундаментальный базис новых технологий нефтяной и газовой промышленности» ученые нашего института совместно с учеными академических и отраслевых институтов работают над реализацией инновационной программы развития отрасли. 
 
Особое внимание при реализации этой программы уделено созданию научных основ новых инновационных технологий добычи тех категорий нефти, которые преобладают в структуре трудноизвлекаемых запасов. Прежде всего это месторождения с тяжелой высоковязкой нефтью и обводненные месторождения.  
 
Созданы научные основы новых эффективных технологий разработки месторождений с тяжелыми вязкими нефтями. Технология базируется на «фрактальной» модели, которая объясняет динамические свойства нефти, в том числе колебательный характер релаксации вязкости (рис. 8).

Рис. 8. Фрактальный агрегат частиц нефти ферромагнитных окислов железа

Полученные технологические решения  позволяют целенаправленно уменьшать  вязкость тяжелых нефтей, эффективно осуществлять сепарацию воды, нефти и газа, предотвращать рост асфальто-смоло-парафиновых отложений. 
 
Понимание механизмов снижения вязкости нефти дает возможность обосновать выбор эффективных интегрированных технологий извлечения высоковязких нефтей (парогазовое воздействие на залежь, высокочастотный электромагнитный разогрев околоскважинной зоны пласта с последующим применением растворителя и др.).

Технология  добычи нефти из обводненных месторождений

Как было показано выше, нефть на абсолютном большинстве наших месторождений  добывается с использованием технологии поддержания пластового давления. При  этом обводненность месторождений, т.е. количество воды в добываемой продукции, превышает 80%, а на некоторых месторождениях достигает 96 – 98%. При длительном использовании технологии поддержания пластового давления вода выбирает наиболее проницаемые пропластки, обходя участки, зоны и линзы с худшими коллекторскими свойствами, где находятся значительные запасы нефти. Для добычи этой нефти надо направить потоки воды в слабо проницаемые пропластки и зоны. 
 
Учеными Института проблем нефти и газа РАН разработана полимерно-гелевая система «Темпоскрин», которая опробована на 32 нефтяных месторождениях России, Казахстана и Азербайджана (А.Н. Дмитриевский, Д.А. Каушанский, 2005). Эта саморегулирующаяся так называемая интеллектуальная система избирательно воздействует на высокопроницаемые обводненные пласты, резко снижая их проницаемость, обеспечивает выравнивание профилей приемистости скважин и пласта, изменяет фильтрационные потоки, увеличивая oxват пласта заводнением, что приводит к увеличению добычи нефти и повышению нефтеотдачи. 
 
Гидрогели обладают высокими вязкоупругими и пластичными свойствами и практически не деструктируют в пластовых условиях. При этом, как показали исследования, величина вязкости и пластичности раствора практически сохраняется с одновременным увеличением упругих и эластичных свойств полимерно-гелевой системы. 
 
Сегодня, когда широкое применение получили полимерно-гелевые системы на основе полиакриламида и солей трехвалентного хрома, система «Темпоскрин» отличается не только однокомпонентностью, отсутствием солей тяжелых металлов, но и пространственной структурой гелей, которая обеспечивает высокие вязкоупругие и пластичные свойства и в конечном итоге приводит к лучшим технологическим и экономическим результатам (рис. 9).

Рис. 9. Технология «фрактальной» модели

Особенность ПГС «Темпоскрин» заключается в сочетании двух способов введения гелей: непосредственной закачки гелей в пласт и синтеза гелей в пласте. Благодаря дисперсной структуре геля «Темпоскрин», состоящего из множества частиц размером от 0,2 до 4,0 мм, он обладает высокой подвижностью и проникающей способностью по отношению к трещинам и крупным порам. Однако гель не проникает в тонкопористые и низкопроницаемые и гидрофобные участки пласта вследствие того, что размеры гелевых частиц больше, чем размеры пор таких пород. Этим объясняются селективные свойства геля «Темпоскрин». Кроме того, гелевые частицы обладают высокими вязкоупругими и флокулирующими свойствами. 
 
В целом технология «Темпоскрин» позволяет:

• подключить в разработку ранее не работавшие пласты и пропластки;
• увеличить коэффициент охвата пластов заводнением;
• изменить фильтрационные потоки жидкости;
• выровнять профиль приемистости нагнетательной скважины и пласта;
• повысить вытесняющую способность закачиваемой системы;
• за счет флокулирующих свойств создать условия для возникновения дополнительного остаточного сопротивления воде;
• уменьшить обводненность добываемой продукции;
• повысить нефтеотдачу высокообводненных пластов на поздней стадии их эксплуатации.

Новые представления  в 3D геологическом и гидродинамическом  моделировании

В мировой практике подсчет запасов  и проектирование разработки нефтяных и газовых месторождений выполняется  на основе концепции «абсолютного порового пространства». Под ним понимается пространство, которое характеризуется  коэффициентами открытой пористости m и абсолютной проницаемости k (по газу). В то же время реальные фильтрационные процессы в пласте протекают в эффективном поровом пространстве, то есть в присутствии остаточной водонасыщенности. Эффективное поровое пространство характеризуется коэффициентами эффективной пористости m_эф и эффективной проницаемости k_эф. Связь между m и mэф следующая: m_эф = (1-S_в.ост.)·m, где S_в.ост. – величина остаточной водонасыщенности. Под k_эф понимается фазовая проницаемость по нефти при водонасыщенности S_в.ост.. 
 
Несоответствие между концепцией абсолютного порового пространства и реальными условиями фильтрации флюидов в пласте сопровождается: