Концепция разработки трудноизвлекаемых запасов конформнозалегающих нефтяных оторочек. Понятие о трудноизвлекаемых запасах и их классификация

16.11.2023

Геологические и извлекаемые запасы

Для начала немного терминологии. Вся нефть, которая физически присутствует в пласте-коллекторе, составляет геологические запасы. По ряду причин, о которых чуть далее мы расскажем поподробнее, из пласта может быть извлечена только часть геологических запасов. Эта часть вполне ожидаемо называетсяизвлекаемыми запасами. Отношение извлекаемых запасов к геологическим или, что то же самое, доля нефти, которая может быть из пласта извлечена, называется проектным коэффициентом извлечения нефти (КИН) или нефтеотдачей. Кроме проектного, бывает ещё и текущий КИН - это доля геологических запасов, которая на текущий момент уже добыта. Понятно, что текущий КИН всегда меньше, чем проектный. Когда говорят о просто запасах без уточнения, геологические они или извлекаемые, речь идёт, как правило, об извлекаемых запасах. Когда говорят о просто КИН, имеется в виду проектный КИН.

Величина КИН зависит от многих факторов и на разных месторождениях может быть очень разной. Средним считается КИН около 30-40%; таким образом, на среднем месторождении проектом предполагается навсегда оставить в пласте 60-70% нефти. КИН в районе 10-20% считается очень низким, хотя для так называемой нетрадиционной нефти это довольно типичные значения; то есть, здесь в пласте остаётся 80-90% нефти. КИН выше 50% - очень высокий и встречается достаточно редко.

В большой степени величина КИН зависит от методов разработки, которые применяются на конкретном месторождении. Методы разработки бывают первичные, вторичные и третичные. Под первичными методами подразумевается разработка месторождения, при которой нефть из пласта выходит под естественным давлением. Начальное пластовое давление существует почти всегда и обусловлено, в основном, тем, что залежи находятся глубоко под землёй. После вскрытия залежи скважинами, по мере снижения пластового давления, происходит простое расширение нефти, а также содержащихся вместе с ней в залежи воды и газа. Объём нефти, который не помещается в пласте-коллекторе после расширения - это и есть добытый объем. Таким путем можно добыть в среднем всего порядка 10% геологических запасов. Собственно говоря, у нетрадиционной нефти бывает такой низкий КИН именно потому, что её часто добывают только первичными методами.

Вторичными методами называют закачку в пласт воды или газа через специальные нагнетательные скважины. Этими методами решают две взаимосвязанные задачи: поддержать пластовое давление, чтобы не падали дебиты добывающих скважин; а также обеспечить вытеснение нефти из пласта к добывающим скважинам, чтобы повысить КИН. Типичная нефтеотдача, достигаемая при применении вторичных методов - те самые средние 30-40%.

Закачка воды применяется чаще, чем закачка газа, так как она, как правило, более эффективна. Можно сказать, что сегодня разработка месторождений нефти с заводнением - это стандартная технология. Она применяется повсеместно уже несколько десятилетий и отработана до мелочей. Воду в пласт закачивают обычно солёную; берут её в основном из довольно глубоких водонасыщенных пластов, откуда её добывают специальными водозаборными скважинами.

Закачка же газа с целью поддержания пластового давления очень часто имеет и ещё одну цель - утилизацию лишнего, ненужного попутного нефтяного газа, который нельзя сжигать, некому продать и некуда пристроить. Иногда бывает даже трудно сказать, какую из этих задач (вторичная нефтеотдача или утилизация) при организации закачки газа решали в первую очередь.

Заводнение

О третичных методах чуть позже, а пока посмотрим, что происходит в пласте при закачке воды, и почему при этом не вытесняется 100% геологических запасов нефти.

В пласте-коллекторе, помимо нефти, изначально содержится также и значительное количество так называемой связанной воды. Обычное соотношение этих жидкостей по объёму - 70% нефти и 30% воды. Нефть и вода в пласте не смешиваются, в каждой отдельно взятой поре между ними есть чёткая граница. При этом вода обычно как бы обволакивает зерна горной породы, а нефть находится в центральных частях пор и непосредственно с горной породой нигде не соприкасается.

В процессе добычи нефти связанная вода поначалу никуда не течёт, она неподвижна, в силу химической и физической связи с частицами горной породы. Но, поскольку в пласт закачивают воду, в порах её постепенно становится все больше, а нефти - всё меньше. Вода уже не вся удерживается горной породой и может теперь перемещаться по пласту вместе с нефтью. В результате в добывающих скважинах появляется попутная вода.

Поровое пространство очень неоднородно. Его можно представить себе как множество относительно широких пор, соединённых относительно узкими поровыми каналами. Диаметр этих поровых каналов очень мал - порядка одной сотой миллиметра, - поэтому в них очень большое значение приобретает капиллярное давление. Как мы помним, с горной породой соприкасается вода, а не нефть. Поэтому, по мере того как воды становится все больше, рано или поздно наступает момент, когда в узких поровых каналах остаётся только одна вода, а капельки нефти оказываются запертыми в широких частях пор (см. рисунок).

До заводнения.После заводнения.

Капиллярное защемление капли нефти перед поровым каналом. Чем меньше радиус кривизны поверхности раздела фаз (нефти и воды), тем выше капиллярное давление. В поровом канале радиус кривизны меньше вследствие малого диаметра самого порового канала. Разность капиллярного давления в начале и в конце капли превышает приходящийся на её длину перепад давления, создаваемый эксплуатацией пласта. В результате капиллярные силы не позволяют капле пройти через поровый канал.

Теперь, для того чтобы пройти в поровый канал, капельке нефти нужно преодолеть его капиллярное давление, которое может составлять порядка одной атмосферы. То есть, чтобы вытеснить эту капельку нефти, нужно на расстоянии в несколько сотых долей миллиметра развить именно такой перепад давления. И так на всем протяжении пласта, то есть на расстоянии в несколько миллиметров перепад должен быть уже около ста атмосфер, и так далее. При желании, в лабораторных условиях, на небольших образцах горной породы, можно создать такой перепад давления и осуществить полное, стопроцентное вытеснение. На реальном же месторождении расстояние от нагнетательной до добывающей скважины составляет обычно сотни метров; нужный в таких условиях для полного вытеснения перепад давления превышает практически возможный в тысячи раз.

Запертые в порах капельки нефти представляют собой, так называемую остаточную нефть, которую физически невозможно вытеснить из пласта методом заводнения. Доля нефти, которую заводнением вытеснить можно, называется коэффициентом вытеснения. Он меняется в широких пределах, но в среднем равен примерно 60-70%.

Справедливости ради надо отметить, что все вышеописанное верно для гидрофильных пластов, то есть таких, в которых горная порода смачивается водой. В гидрофобных же пластах все наоборот - нефть обволакивает зерна горной породы, а вода находится в центральных частях широких пор. В смысле нефтеотдачи это ничего принципиально не меняет: часть нефти все равно физически невозможно извлечь заводнением, только удерживается она на этот раз не капиллярным давлением, а химическими и физическими связями с частицами горной породы, в контакте с которыми находится.

Часть пласта, в которой вытеснение нефти водой завершено, называется «промытой». Ещё одна важная причина, по которой КИН не достигает 100%, состоит в том, что при заводнении не все части залежи промываются одинаково хорошо. Во-первых, закачиваемая вода идёт большей частью по прямой линии от нагнетательной скважины к добывающей. Чем дальше в сторону от этой линии, тем медленнее и хуже промывается пласт. Во-вторых, пласт неоднороден, он может быть разбит на проницаемые пропластки, разделённые непроницаемыми породами. При этом отдельные проницаемые пропластки часто невелики по площади, и из-за этого не все нужные скважины в него попадают. Если пропласток вскрыт нагнетательной скважиной, а добывающей - нет (или наоборот), то промываться он не будет. В-третьих, вода тяжелее нефти, и поэтому имеет склонность «сползать» в нижнюю часть пласта. Верхняя часть пласта в результате остаётся непромытой.

Доля пластового объёма, которая промывается при заводнении, называется коэффициентом охвата. Типичное его значение - около 50-60%.

Проектный коэффициент извлечения нефти при заводнении рассчитывается как произведение коэффициента вытеснения и коэффициента охвата. Взяв приведённые выше типичные значения этих коэффициентов, нетрудно посчитать типичное значение нефтеотдачи - от 30 до 42%, что совпадает с ранее упомянутым средним КИН.

Цифровая модель процесса заводнения. Красные точки - добывающие скважины, синие - нагнетательные. Красный цвет поля означает высокую нефтенасыщенность, синий - высокую водонасыщенность, жёлтый и зелёный - промежуточные значения. Пучки кривых - линии тока. Иллюстрация взята с сайта группы, занимающейся разработкой новых технологий цифрового моделирования залежей нефти и газа.

ВВЕДЕНИЕ............................................................................................................................................. 3

ТРУДНОИЗВЛЕКАЕМЫЕ ЗАПАСЫ И ПРИНЦИПИАЛЬНЫЕ РЕШЕНИЯ ПО

ИХ ВОВЛЕЧЕНИЮ................................................................................................................................ 4

1.1. Тенденции в недропользовании ХМАО-Югры.................................................................. 4

1.2. Понятие о трудноизвлекаемых запасах и их классификация..................................... 5

1.3. Принципиальные решения по длительно разрабатываемым месторождениям ХМАО-Югры 10

1.4. Современные технологии интенсификации добычи и повышения нефтеотдачи на месторождениях ХМАО-Югры........................................................................................................... 12

1.4.1. Основные подходы к применению гидроразрыва пласта............................................... 13

1.4.2. Бурение горизонтальных скважин..................................................................................... 15

1.4.3. Зарезка боковых стволов................................................................................................... 20

1.4.4. Основные решения по обработке призабойной зоны пласта........................................ 22

1.4.5. Нестационарное заводнение.............................................................................................. 23

1.5. Принципиальные решения по вовлечению в разработку низкопроницаемых коллекторов........................................................................................................ 25

1.6. Основные технологические решения по вовлечению в разработку мелких залежей нефти 28

1.7. Перспективные технологии вовлечения в разработку баженовско-абалакского комплекса 30

1.8. Принципиальные решения по разработке залежей высоковязкой нефти 33

2. ИННОВАЦИОННЫЕ технологии ДЛЯ вовлечения в разработку
трудноизвлекаемых запасов.......................................................................................................... 35

2.1. Общие сведения об инновационных технологиях........................................................ 35

2.2. Газовые и водогазовые методы воздействия на продуктивный пласт 38

2.3. Тепловые методы воздействия на продуктивный пласт.......................................... 41

2.4. Электромагнитное воздействие на продуктивный пласт........................................ 45

2.5. Термогазовое воздействие на продуктивный пласт.................................................. 48

2.6. Дилатансионное воздействие на продуктивный пласт............................................. 50

2.7. Комплексные физико-химические методы увеличения нефтеотдачи..................... 53

2.8. Технология резонансно-волнового воздействия.......................................................... 57

2.9. «Интеллектуальные» скважины.................................................................................... 59

Список используемой литературы.............................................................................................. 63

ВВЕДЕНИЕ

В учебном пособии к теоретическим и практическим занятиям по дисциплине «Разработка месторождений с трудноизвлекаемыми запасами» представлены актуальные вопросы, касающиеся проблем вовлечения в разработку трудноизвлекаемых запасов нефти и основных решений, направленных на преодоление факторов, затрудняющих их выработку. Представлен теоретический материал по наиболее известным инновационным технологиям разработки месторождений нефти и возможностях их применения в различных геолого-физических условиях.

При изучении дисциплины необходимы знания по следующим дисциплинам: математика, геология нефти и газа, физика нефтяного и газового пласта, подземная гидромеханика, а также основам проектирования, разработки и обустройства нефтяных месторождений.

Методические указания предназначены для студентов, обучающихся по

специальностям: 130503 – «Разработка и эксплуатации нефтяных и газовых

месторождений» и по направлению 131000 – «Нефтегазовое дело» для всех профилей, всех форм обучения.

Курс «Разработка месторождений с трудноизвлекаемыми запасами» предназначен для ознакомления магистров с современным состоянием и тенденциями в нефтедобыче, обуславливающими их причинами, а также возможностями улучшения выработки запасов посредством внедрения технологий воздействия на нефтесодержащие пласты.

ТРУДНОИЗВЛЕКАЕМЫЕ ЗАПАСЫ И ПРИНЦИПИАЛЬНЫЕ РЕШЕНИЯ ПО ИХ ВОВЛЕЧЕНИЮ

Тенденции в недропользовании ХМАО-Югры

Ханты-Мансийский автономный округ – Югра является основной базой нефтедобычи Российской Федерации. Максимальные объемы добычи нефти были достигнуты в 1985 году, когда было добыто 361 млн. т, после чего начался период неуклонного снижения. К 1996 году объемы годовой добычи упали до 165 млн. т., обводненность продукции скважин составила 84% при отборе менее 40% извлекаемых запасов. С 1998 года с учетом растущих цен на углеводородные продукты нефтяные компании стали наращивать добычу нефти. В 2007 г. был достигнут максимальный постперестроечный уровень добычи нефти для ХМАО-Югры - 278,4 млн. т. Однако с 2008 года уровни добычи снова начали снижаться. В 2013 году было добыто 255 млн. т нефти, что составило 49% российской и 7% мировой добычи.

Основным фактором снижения добычи нефти послужило ухудшение структуры запасов: в то время как разбуренные НИЗ выработаны более чем на 70%, запасы неразбуренные, содержащиеся в новых месторождениях, характеризуются менее благоприятными геолого-физическими условиями – нашедшими выражение в значительно более низких коэффициентах нефтеотдачи.

Согласно структуре запасов нефти ХМАО-Югры накопленная добыча нефти 10,2 млрд т, что составляет немногим более половины запасов. Текущие запасы промышленных категорий распределенного фонда недр составляют 8 млрд т, в составе которых 2,5 млрд т нефти в пластах с проницаемостью более 50 мД с обводненностью более 90%. Наибольшие запасы 2,6 млрд т содержат продуктивные пласты с проницаемостью от 10 до 50 мД и обводненностью 64%. Выработанность начальных извлекаемых запасов нефти этих пластов составляет 37% и делает их первоочередным объектом. В пластах с проницаемостью от 2 до 10 мД содержится 1,6 млрд т нефти с обводненностью продукции 44% и выработанностью начальных извлекаемых запасов 23%. В низкопроницаемых пластах с проницаемостью менее 2 мД содержится 1,3 млрд т нефти, что при применении современных технологий также являются объектами разработки.

На территории ХМАО-Югры в качестве традиционного применяется способ разработки, основанный на вытеснении нефти нагнетаемой в пласт водой. На длительно разрабатываемых месторождениях применение заводнения послужило причиной высокой доли воды в добываемой продукции. Тенденции к снижению добычи нефти, выбытию эксплуатационного фонда, а также текущие отборы воды, кратно превышающие текущие отборы нефти, свидетельствуют о том, что возможности заводнения по обеспечению роста нефтеотдачи на этих месторождениях в основном исчерпаны. Дальнейшая их разработка при нагнетании воды будет сопровождаться ростом доли воды в добываемой продукции и, как следствие, увеличением эксплуатационных затрат.

Для поддержания уровней добычи нефти и повышения нефтеотдачи на большинстве
нефтяных месторождениях проводятся геолого-технические мероприятия. В 2014 г. в ХМАО-Югре выполнено 26462 ГТМ, за счет которых добыто дополнительно 26 млн. т нефти (10,4 % общей добычи). По сравнению с 2013 г. число мероприятий увеличилось на 21,9 %, дополнительная добыча за счет ГТМ – на 8,6 %. Наиболее часто реализуемыми технологиями являются бурение горизонтальных скважин (ГС) и боковых стволов, различные модификации гидроразрыва пласта (ГРП), гидродинамические и физико-химические методы увеличения нефтеотдачи (МУН). Однако несмотря на рост объемов применения и дополнительной добычи нефти от ГТМ, их удельная эффективность снижается.

Перспективы нефтяной отрасли ХМАО-Югры связаны с доразработкой

месторождений, находящихся на завершающих стадиях эксплуатации, но обладающтх
значительными добычными возможностями, а также с реализацией потенциала новых
месторождений, характеризующихся более сложным строением и ухудшенными

фильтрационно-емкостными свойствами, эффективную выработку которых не обеспечивают традиционные технологические решения.

Для реализации добычного потенциала нефтяных месторождений ХМАО-Югры необходимо применение принципиально новых технологических решений, комплексное внедрение инновационных технологий повышения нефтеотдачи.

Табл.1. Модификации технологии ГРП на месторождениях Западной Сибири

Модификация технологии ГРП	Краткая характеристика	Назначение
Системный	Обработка нагнетательной и добывающих скважин участка	Поддержание потенциала пластов с низкой проницаемостью
Селективный	Установка пакера между интервала перфорации	Разделение разрывов продуктивных пачек
Большеобъемный	Масса проппанта значительно выше средней по совокупности обработок	Увеличение охвата пласта воздействием
Безпакерный	Без установки пакера	Щадящий ГРП при дефектах эксплуатационной колонны
Многозонный (на горизонтальной скважине)	Множественный ГРП на горизонтальном участке ствола	Интенсификация притока и увеличение охвата пласта воздействием
Комбинация проппанта различного фракционного состава	Последовательная подача пачек проппанта, различающихся размером зерен	Оптимизация упаковки трещины в сложнопостроенном разрезе
Использование проппантов с полимерным покрытием	Подача на последней стадии зерен, покрытых смоло-полимерной оболочкой	Снижение выноса проппанта из трещины
Принудительное закрытие трещины	Отбор жидкости из трещины сразу после прекращения закачки	Принудительное удаление нераспавшегося геля из трещины, фиксация более равномерной упаковки трещины
Концевое экранирование трещины (TSO)	Пониженный объем подушки, увеличенный темп роста концентрации проппанта	Создание широкой трещины. Ограничение длины трещины.
Создание экранируемой оторочки на кромке трещины гидроразрыва	Буферная жидкость с цементным раствором	Закупорка системы микротрещин на кромке магистральной трещины

Теоретически на дебиты горизонтальных скважин наряду с такими параметрами как депрессия, вскрытая нефтенасыщенная толщина, оказывает влияние длина горизонтального участка ствола. С увеличением длины горизонтального ствола до определенного предела дебит увеличивается. Однако в низкопродуктивных коллекторах проницаемостью порядка 10 мД, как показали теоретические исследования, увеличение длины горизонтального участка ствола более 200-300 м не приводит к существенному увеличению среднего дебита скважины.

Современные технологии позволяют успешно осуществлять проводку горизонтальных скважин с большим или инвертированным углом отклонения от вертикали. В случае пластов с малыми эффективными мощностями не редко применяется синусоидальная траектория проводки ствола скважины, что повышает вероятность вскрытия пропластков коллекторов. Направление горизонтального ствола уточняется после бурения пилотного ствола скважины и обработки данных, полученных в результате геофизических исследований.

Технология бурения ГС может вполне эффективно применяться в случае наличия:

Продуктивных пластов с малой эффективной нефтенасыщенной толщиной;

Низкопроницаемых и неоднородных пластов;

Залежей с обширными водонефтяными зонами;

Пластов с развитой системой вертикальных трещин.

Применение горизонтальных скважин может оказаться низкоэффективным в случае значительной расчлененности пластов либо заглинизированности пластов. Для повышения эффективности бурения ГС применяется многостадийный (многозонный) гидроразрыв пласта (МГРП). В результате МГРП не только повышается производительность скважины (как при обычном гидроразрыве), но и увеличивается область дренирования и обеспечивается гидродинамическая связь горизонтального ствола с невскрытыми пропластками. Данное обстоятельство позволяет рассматривать технологию многозонного гидроразрыва как метод увеличения нефтеотдачи - по крайней мере, на пластах с неоднородным геологическим строением. В качестве метода интенсификации многозонный гидроразрыв может применяться также на низкопроницаемых пластах.

На территории ХМАО многозонный гидроразрыв на горизонтальных скважинах применяется с 2009 года двумя крупнейшими недропользователями - ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» и НК «Роснефть». Опыт применения данной технологии отмечен на 15 месторождениях, включая Урьевское, Северо-Покачевское, Повховское, Ватьеганское, Тевлинско-Русскинское, Приобское и Самотлорское. Дебиты нефти по горизонтальным скважинам с многозонным гидроразрывом в 2-4 раза превышает аналогичный показатель по скважинам обычного профиля.

Кроме того, высокая расчлененность и геологическая неоднородность в отдельных случаях обуславливают необходимость специфического дизайна горизонтального бурения,

при котором горизонтальным участком вскрывается наиболее мощный из пропластков, тогда как на вышележащих пропластках профиль скважины близок к наклонно-направленному. Тем самым достигается максимизация дренируемой поверхности, за счет чего обеспечивается не только увеличение охвата по разрезу и площади, но и более высокая продуктивность.

Имеются и другие особенности бурения и размещения горизонтальных скважин для эффективной разработки неоднородных пластов. Во-первых, горизонтальные участки ориентированы в направлении застойных зон. Во-вторых, горизонтальные участки размещаются перпендикулярно фильтрационным потокам со стороны нагнетательных скважин. При этом площадная и очагово-избирательная системы превращаются в аналог рядных, где в качестве стягивающих рядов используются горизонтальные скважины. При корректно обоснованной ориентации такой системы с учетом особенностей строения пласта, напряженно-деформационного состояния существенно повышается эффективность вытеснения нефти. В-третьих, длина горизонтального участка принимается предельно возможной - т.е. сопоставимой с размерностью сетки скважин. Помимо стремления к максимальному охвату застойных зон такой подход продиктован высокой неоднородностью строения среднеюрских пластов, снижающей эффективность горизонтального бурения. Увеличение длины участка в таких условиях служит основным способом повышения производительности горизонтальной скважины.

Зарезка боковых стволов

Бурение боковых стволов применяется как метод повышения нефтеотдачи пластов и интенсификации добычи нефти, в основном, за счет улучшения гидродинамической связи скважины с пластом, а также с целью реанимации аварийных, не эксплуатируемых по геологическим причинам скважин с критическими значениями обводнённости и дебита нефти. Бурение боковых стволов может эффективно применяться на различных стадиях разработки залежей.

Бурение боковых стволов позволяет решить ряд важных задач:

Увеличить охват воздействием за счет вовлечения в разработку ранее неохваченных дренированием запасов - преимущественно в прикровельной части пласта, а также в низкопроницаемых пропластках;

Вовлечь в разработку зоны залежей, недоступные для других видов воздействия на пласт;

Существенно увеличить дебит нефти, особенно в низкопроницаемыхколлекторах, за счет увеличения поверхности взаимодействия скважины с пластом;

Высокообводненным, низкодебитным, аварийным и не эксплуатируемым по геологическим причинам скважинам. Благоприятными условиями для успешности зарезки бокового ствола является достаточно высокая нефтенасыщенная толщина, низкая расчлененность пласта и удалённость от воды (как пластовой, так и нагнетаемой).

К объектам, где данная технология может оказаться экономически не достаточно эффективной, относятся:

Высокопроницаемые пласты с большой эффективной толщиной;

Тонкие пласты с прослоями практически непроницаемых или малопроницаемых пород;

Трещиноватые нефтяные пласты, подстилаемые подошвенной водой, быстропрорывающейся по крупным вертикальным трещинам в скважины;

Продуктивные пласты с низкой величиной отношения вертикальной и горизонтальной проницаемостей породы;

Слабоизученные объекты разработки.

Массовое бурение боковых стволов на месторождениях Западной Сибири началась с 1998г. Успешность эксплуатации боковых стволов по оценкам ОАО «Сургутнефтегаз» в целом за весь период от бурения до окончания разработки залежи в среднем составляет 80%, по наклонно-направленным и пологим - 73%, по горизонтальным - 84% и по многоствольным горизонтальным - 100%.

Теоретически влияние боковых стволов на нефтеотдачу аналогично влиянию уплотняющего бурения, но с большей эффективностью. Бурение наклонно-направленного бокового ствола из уже пробуренной скважины равносильно одной дополнительной скважине. Скважину с пробуренным горизонтальным боковым стволом при проектировании разработки рассматривают как эквивалент трех скважин. Многоствольные скважины эквивалентны локальному уплотнению сетки скважин обычного профиля, кратному числу стволов.

Значительная часть объема бурения боковых стволов приходится на Самотлорское, Лянторское, Приобское и Ватинское месторождения (всего около трети всех проведенных операций). В масштабе округа областью применения боковых стволов служат длительно разрабатываемые объекты, отнесенные, главным образом, к неокомским отложениям.

За счет бурения боковых стволов с начала 2000-х гг в целом по округу обеспечено 55 млн. т нефти. Годовые объемы бурения имеют тенденцию к росту - за последние 10 лет они выросли почти в 2.5 раза. Между тем, удельная эффективность новых операций в указанный период снизилась вдвое - с 5.1 до 2.61 тыс. т. В среднем накопленная добыча нефти на 1 боковой ствол оценивается в 16 тыс. т, длительность эксплуатации - 3.5 года.

Нестационарное заводнение

Технология предусматривает увеличение упругого запаса пластовой системы путем периодического повышения и снижения давления нагнетания воды. Это является предпосылкой для возникновения внутри пласта нестационарных перепадов давления и соответствующих нестационарных перетоков жидкости между слоями (участками) разной проницаемости. При этом в полуцикл повышения давления нагнетания вода из слоев с большей проницаемостью внедряется в малопроницаемые слои, а в полуцикл снижения давления нефть из малопроницаемых прослоев перемещается в высокопроницаемую часть коллектора.

Продолжительности циклов должны быть неодинаковы, возрастая с некоторого минимального значения до максимальной экономически допустимой величины. Для полного капиллярного удержания воды в пористой среде при максимально возможной скорости извлечения нефти продолжительности циклов должны возрастать по квадратичной параболе.

Технология проходила испытания на месторождениях различных нефтедобывающих районов - Урало-Поволжья, Западной Сибири, Украины, Белоруссии и т.д. Первый этап промышленного внедрения метода охватывает период с 1965 г. по 1978 г. Особенностью этого этапа является перевод на циклическое заводнение отдельных участков и блоков месторождений, циклическое заводнение осуществлялось на базе существующей системы ППД при линейном заводнении.

Процесс нестационарного нагнетания воды с целью обеспечения колебаний в пласте в основном осуществлялся делением рядов нагнетательных скважин на примерно равные группы и созданием по ним разнофазных условий нагнетания. Колебания расхода по группам скважин создавались двумя способами:

1) при безостановочной работе всех нагнетательных скважин по смежным группам попеременно создавались разные фазы расхода воды изменением давления на устье скважин; такой способ применялся на Абдрахмановской, Азнакаевской и Южно-Ромашкинской площадях Ромашкинского месторождения; на Самотлорском, Вагинском и Меги-онском месторождениях Западной Сибири;

2) при попеременном отключении смежных групп скважин - при полной остановке одних групп по другим группам обеспечивалось увеличение приемистости; такой способ был рекомендован на Восточно-Сулеевской и Алькеевской площадях Ромашкинского месторождения, на участках месторождений Шаимского и Сургутского районов Западной Сибири, Украины, Самарской области. Длительность фаз противоположного знака несколько отличалась от расчетной и была равна в среднем 15 сут (полуциклы по 15 сут). Такие симметричные циклы применялись на месторождениях Урало-Поволжья, Украины, на месторождениях Правдинском и Усть-Балыкском (Солкинская площадь) Западной Сибири. На большинстве месторождений Западной Сибири длительность фазы уменьшения нагнетания была обычно меньше противоположной фазы.

Такая организация процесса удобна для рядных систем разработки; кроме того, при этом создаются условия для частичной смены направлений фильтрационных потоков.

Вместе с тем практически полностью отсутствовал резерв увеличения мощности системы ППД, в результате чего средние уровни нагнетания при циклике составляли 60...80 % доциклического уровня, что явилось отклонением от программы ОПР.

Был получен прирост добычи нефти, снижена обводненность продукции, в промысловых условиях подтвердились теоретические предпосылки применения циклического заводнения, были уточнены критерии применимости этого метода. Были выделены области параметров пластов и режимов работы скважин, при которых с высокой степенью надежности можно рассчитывать на максимальную эффективность циклического заводнения:

Для соотношения средних уровней компенсации: от 60 до 100%;

Для времени начала нестационарного воздействия: до 10 лет;

Для послойной неоднородности: более 0,5;

Для начальной нефтенасыщенности: от 55 до 75;

для средней проницаемости пласта: от 50 до 600 мД.

Применение нестационарного заводнения целесообразно на невыдержанных по площади, зонально неоднородных пластах большой площади, при сформированной системе заводнения на стадии снижающейся добычи. Данному критерию на территории ХМАО удовлетворяют пласты горизонтов АС-АВ и в меньшей степени - БС-БВ (последние выработаны в большей степени). Массовое применение гидродинамических методов отмечено в т.ч. на Федоровском, Приобском и Северо-Лабатъюганском месторождениях (25-30% мероприятий).

Всего с начала 2000-х гг вклад нестационарного заводнения в добычу нефти по округу составил 48 млн. т. При этом удельная эффективность мероприятий низкая: в последние 7 лет она составляла 300-500 т на скважинно-операцию. Падение эффективности нестационарного заводнения связано с выходом объектов, на которых оно применяется, на завершающую стадию разработки, сопровождающуюся расформированием системы заводнения.

Высоковязкой нефти

При разработке залежей высоковязких нефтей первой проблемой является быстрое, часто «прорывное» обводнение скважин на фоне низких темпов отбора и низкой выработки запасов объекта. В отсутствие интенсификации, по причине высокой вязкости нефти, а также низким величинам пластового давления (ограничивающим депрессию), входные дебиты скважин оцениваются в 0.5-1 т/сут на каждые 10 мД проницаемости. Т.е. при относительно высокой проницаемости в 100 мД дебит не превысит 10 т/сут. Наличие контактных зон ограничивает область применения гидроразрыва на пластах высоковязкой нефти, на территории ХМАО отнесенных к сеноманскому НГК. В этих условиях перспективно применение таких технологий, как нагнетание горячей воды, нагнетание водяного пара, нагнетание загущенной полимером воды, сочетание нагнетания загущенной воды и бурения скважин с пологим или горизонтальным положением ствола в пласте, а также термогазохимическое воздействие (нагнетание О 2)

При нагнетании горячей воды или пара за счет повышения температуры пластовой системы снижается вязкость нефти, уменьшается обводненность, продуктивность скважин по нефти растет. Однако данная технология имеет свои недостатки – тепловые методы воздействия эффективны только при достаточно плотной сетке скважин (до 4 га/скв. – расстояние между скважинами 200 м), кроме того, они характеризуются высокой стоимостью вследствие необходимости подогрева воды.

Другой эффективный метод воздействия – нагнетание растворов полимера. Эффект заключается в снижении темпов обводнения добывающих скважин, что достигается за счет увеличения вязкости вытесняющего агента (снижении его подвижности относительно нефти) и выравнивания фронта вытеснения – частичной изоляции высокопроницаемых промытых каналов. Обязательное условие для применения данной технологии – хорошие фильтрационно-емкостные свойства пласта для обеспечения достаточной продуктивности добывающих и приемистости нагнетательных скважин. Ограничением для данной технологии является температура пласта – полимеры сохраняют свои свойства при температуре не выше 90°С.

Поскольку высоковязкая нефть является тяжелой, можно выделить еще один вопрос – низкие товарные качества нефти. Следствием являются меньшая цена, большие затраты на переработку и, в итоге, низкая экономическая привлекательность разработки таких запасов. В качестве современных технологий можно предложить газовые и термогазовые методы воздействия, эффект от применения которых заключается в окислении нефти, снижении ее плотности и уменьшении доли тяжелых фракций. Кроме того, данный вид воздействия увеличивает продуктивность скважин за счет снижения вязкости нефти. Применение данной технологии требует специфического оборудования – насосно-компрессорные станции различной мощности, построение сети газопроводов, оборудование по подготовке агента воздействия.

Нефтеотдачи

Технологии физико-химического воздействия основаны на нагнетании

высокомолекулярных составов и направлены на повышение коэффициента нефтеотдачи за счет обеспечения равномерного вытеснения нефти из неоднородного продуктивного пласта. Эффект достигается за счет перераспределения потоков в пластах вследствие проникновения композиции вглубь пласта на значительные расстояния.

При нагнетании химических реагентов потокоотклоняющего свойства, в соответствии с законами подземной гидродинамики, происходит их продвижение в наиболее проницаемые прослои перфорированного интервала. В условиях разработки пласта за счет искусственного заводнения (нагнетания воды) эти прослои одновременно являются и в наибольшей степени промытыми водой. Взаимодействие нагнетаемого реагента с водой приводит к изменению гидродинамических характеристик последней и приводит к снижению ее подвижности. Соответственно, суммарный приток воды в скважину (обеспечиваемый главным образом за счет промытых прослоев) снижается без ущерба для притока нефти.

В числе технологий, основанных на физико-химическом воздействии, можно выделить нагнетание полимеров, биополимеров (БП), сшитых полимерных систем (СПС), полимердисперсных суспензий (ПДС), а также комплексное применение щелочей, поверхностно-активных веществ (ПАВ) и полимеров.

Наиболее широкое применение получил полимер ПАА (полиакриламид).

Полиакриламиды, используемые в полимерном заводнении, подвергаются частичному гидролизу, в результате чего анионные (отрицательно заряженные) карбоксильные группы (-COO-) оказываются разбросанными вдоль основной цепи макромолекулы. По этой причине полимеры называются частично гидролизованными полиакриламидами. Обычно степень гидролиза составляет 30-35% акриламидных мономеров; поэтому молекула частично гидролизованного полиакриламида отрицательно заряжена, что объясняет многие ее физические свойства.

Эта степень гидролиза была выбрана с таким расчетом, чтобы оптимизировать определенные свойства, как например, растворимость в воде, вязкость и удерживающую способность. Если степень гидролиза слишком мала, полимер не будет растворяться в воде. Если велика, его свойства будут слишком чувствительны к действию минерализации и жесткости.

В России потокоотклоняющие технологии применяются достаточно широко. В 2000-е годы среднегодовой охват действующего фонда ГТМ с их использованием составил 5.5%, что при численности действующих скважин порядка 90 тыс. ед. равносильно нескольким тысячам скважинно-операций в год. В то же время существует ряд проблем, препятствующих более масштабному использованию данной технологии.

Одним из факторов, ограничивающих применение полимерных технологий на месторождениях России, является высокая стоимость рабочего агента - ПАА. В настоящее время в стране используется импортный ПАА, стоимость которого составляет около 3 тыс. долл./т. Масштабы применения полимерных технологий в будущем будут определяться как возможностью снижения стоимости рабочего агента (в результате использования отечественного ПАА или альтернативного агента), так и динамикой мировых цен на нефть и налоговой политикой государства.

Кроме того, на некоторых месторождениях Западной Сибири применение полимерного заводнения имело низкую эффективность в связи с разбалансированностью системы разработки участка и низкой текущей компенсации отборов (менее 30 %). Во многих случаях было проведено недостаточное количество лабораторных испытаний, что сказалось на большом отклонении фактических данных от проектных. Кроме того, существует проблема некачественного контроля над продвижением химических реагентов в пласте.

Наконец, реагенты, используемые для физико-химического воздействия подвержены механической (под действием высоких скоростей потока) и термической деструкции. В последнем случае разрушение «гелевого» экрана происходит по мере роста температуры или в силу ее высокого начального значения. Следствием является подключение пропластка снова в разработку и отключение низкопроницаемых пропластков. Кроме того, процесс разрушения геля ускоряется за счет окислительных процессов под действием растворенного кислорода воздуха, привнесенного в систему через эжектор при дозировании ПАА в поток нагнетаемой в пласт воды.

Кроме пластовой температуры, на деструкцию полимеров также рН или жесткость воды. При нейтральном рН деструкция очень часто бывает незначительной, тогда как при очень низком или высоком рН, и особенно при высоких температурах, она бывает значительной. В случае частично гидролизованных полиакриламидов гидролиз разрушит тщательно подобранную степень гидролиза, присутствующую в исходном продукте.

Перечисленные проблемы могут быть решены использованием зарубежного опыта применения физико-химических МУН: таких его положений, как системность воздействия (вместо одиночных операций) и использование комплексных технологий – дающих эффект по нескольким направлениям и оттого менее чувствительным к неблагоприятным условиям.

Примером комплексной технологии служит одновременное нагнетание с полимерами поверхностно-активных веществ и щелочей. При этом щелочь взаимодействует с кислой нефтью, в результате чего выделяется поверхностно-активное вещество. В свою очередь, ПАВ снижает поверхностное натяжение на границе «нефть-вода», способствуя увеличению коэффициента вытеснения. Действие полимера аналогично эффекту традиционных физико-химических методов и выражается в уменьшении подвижности воды.

Системный характер эффекта от физико-химического воздействия достигается в тех случаях, когда оно осуществляется как модификация традиционного заводнения - с максимальным охватом нагнетательного фонда, а не отдельными краткосрочными операциями.

Специалисты концерна Shell используют технологии комплексного физико-химического воздействия на месторождениях США с 80-х годов. Первые испытания, проведенные на месторождении Уайт Касл, штат Луизиана, США, продемонстрировали эффективность технологии. Кроме того, положительный эффект в 1989 году получен на нескольких скважинах Лос-Анджелеса, где 38% нефти, оставшейся после других методов заводнения, было добыто в результате комплексного физико-химического заводнения.

На месторождениях Китая, таких как Дацин, Шенгли и Карамай, комплексное физико-химическое воздействие применяется примерно с середины 90-х годов. Воздействие осуществляется чередованием нагнетания полимерных растворов и ASP-систем в суммарных накопленных объемах, сопоставимых с поровым объемом пласта. Прирост коэффициента извлечения нефти за счет воздействия составляет 15-25%.

Получено значительное увеличение нефтедобычи с помощью комплексного физико-химического воздействия в Омане, на месторождении Мармул. Добыча на нем велась в течение 25 лет, однако извлечено было лишь 15% от запасов по причине высокой плотности и вязкости нефти. Данное обстоятельство обусловило низкую эффективность заводнения. С начала 2010 года недропользователь месторождения Мармул – компания PDO - ведет нагнетание полимерного раствора в объеме 100 тыс. баррелей (15 тыс. м3) в сутки. В планах недропользователя достичь прироста добычи на 8 тыс. баррелей (более 1 тыс. т) в сутки и повышении КИН с 15 до 25%

По другим примерам, таким как индийское месторождение Вирадж и месторождения канадской провинции Саскачеван, внедрение технологий комплексного физико-химического воздействия только начато, однако и там, несмотря на экстремальные геолого-физические условия, прогнозируется существенный прирост нефтеотдачи.

Предпочтительными для комплексного физико-химического воздействия являются пласты с высокими коллекторскими свойствами, длительно разрабатываемые с применением заводнения и содержащие нефть умеренной вязкости. При высокой вязкости нефти) необходимо сочетание физико-химического воздействия с тепловым.

Интеллектуальные» скважины

Под этим понятием в практике разработки нефтяных месторождений понимают технологии одновременно-раздельной эксплуатации многопластовых объектов и бурения многоствольных горизонтально-разветвленных скважин. В обоих случаях цель заключается в распределении нагнетаемой воды в интервалы с низким охватом дренированием и ограничении бесполезной циркуляции воды в промытых прослоях и застойных зонах.

Известно, что одновременное нагнетание воды в несколько пластов, неоднородных по проницаемости, приводит к быстрому обводнению залежей, низкому охвату их воздействием и образованию водяных блокад отдельных невыработанных зон. При этом ускоренное продвижение фронта вытеснения нефти водой по высокопроницаемым пластам приводит к прорывам воды к забоям добывающих скважин и как следствие возрастают объем попутно добываемой воды и затраты на ее нагнетание. Это в лучшем случае приводит к повышению себестоимости добычи нефти, а в худшем случае - выводу обводненной скважины из эксплуатации вместе с потерей неосвоенных запасов нефти, оставшихся в низкопроницаемых пластах. Практика одновременного нагнетания воды в несколько пластов приводит также к потере информации о фактических объемах нагнетаемой воды в каждый из пластов.

18.10.2017

Источник: Журнал «PROнефть»

В данной статье концепция разработки трудноизвлекаемых запасов конформнозалегающих нефтяных оторочек рассматривается на примере Восточно-Мессояхского месторождения, которое на сегодня является самым северным материковым месторождением нефти в России . Помимо основного объекта разработки пласта ПК1-3, вмещающим значительные запасы нефти и газа, на месторождении установлена нефтегазоносность еще в 30 пластах. Сложное структурно-тектоническое строение региона обусловило образование перспективных ловушек как тектонически, так и литологически экранированных. Проблемы, связанные с особенностью залегания пластов и реализацией концепции разработки, требуют различных технологических решений.

Проблематика

Примером перспективных ловушек на месторождении являются объекты Блока 4 (рис. 1 ), приуроченные к зоне локального понижения структуры, вызванного серией крупных тектонических нарушений, сформировавших грабен. Именно в районе грабена (см. рис. 1 ) сосредоточены 25 пластов с мелкими газонефтяными залежами и небольшой по толщине нефтяной оторочкой, в основном приуроченных к отдельным блокам (всего 40 залежей, из которых 22 – нефтяных, 12 – газонефтяных и 6 – газовых).

Рис. 1. Структурная модель Восточно-Мессояхского месторождения (а ), Блок 4 с обособленными блоками (б ) и продуктивные пласты Блока 4 (в )

К задачам разработки нижезалегающих объектов многопластовых залежей относятся как обеспечение экономической эффективности извлечения запасов, так и апробирование технологий их извлечения. Для введения объектов Блока 4 в полномасштабную разработку составлена блок-схема этапности их концептуального проектирования (рис. 2 ).

Рис. 2. Порядок проектирования объектов разработки Блока 4:
ГДМ – гидродинамичсекая модель; ППД – поддержание пластового давления; ГС – горизонтальные скважины; МЗГС – многозабойные горизонтальные скважины; ОРЭ – одновременно-раздельная эксплуатация; ОПР – опытно-промышленные работы

При создании концепции разработки нефтяного месторождения после определения размеров и основных геолого-физических параметров пластов необходимо решить задачу ранжирования выделенных объектов разработки и предварительной оценки ожидаемой продуктивности скважин и рентабельности разработки данных объектов. В ходе оценки приоритетности объектов разработки рассматривались пласты с запасами нефти категории С1, при этом объектами расчета являлись залежи каждого пласта.

Приоритетность объектов разработки определялась по методу суперпозиции на основе трех методов (аналитический коэффициентный, аналитическийтехнико-экономический, численный расчет по линиям тока).

Приоритизация объектов

Аналитический коэффициентный метод

1. Вычисление коэффициента скорости отбора по формуле

где k – проницаемость, определенная по данным геофизических исследований скважин; ∆р – перепад давлений между добывающей и нагнетательной скважинами; μ – вязкость нефти в пластовых условиях.

2. Расчет коэффициента относительного дисконтирования по формуле

где K с.о.max – максимальный коэффициент скорости отбора.

3. Выделение объектов по величине дисконтированных подвижных запасов нефти, определенной из выражения

где Q п – подвижные запасы нефти

Технико-экономический метод

1. Нахождение начальных дебитов нефти при прямолинейном заводнении по формуле Маскета

где L – длина элемента системы разработки; W – межрядное расстояние; h н – нефтенасыщенная толщина пласта; r w – радиус скважины.

2. Определение коэффициентов падения добычи нефти

Падение дебита q во времени t задается по экспоненциальному закону: q (t )=q 0 e – D t (D = q 0 /N pw – коэффициент падения добычи; N pw – накопленная добыча по скважине). Таким образом N pw равна приходящимся на нее подвижным запасам

3. Расчет чистого дисконтированного дохода, приходящегося на одну скважину, для каждого объекта разработки по формуле

где FCF w (t ) – чистый денежный поток, в наиболее простой форме FCF w (t )= q 0 e –Dt p nb ;

p nb – net-back цена нефти за вычетом НДПИ; r – нормальный (непрерывный) коэффициент дисконтирования; c w – удельные капитальные вложения в бурение и строительство локальных объектов; θ – ставка налога на прибыль.

4. Выделение объектов по величине ЧДД (7)

где N p – подвижные запасы объекта разработки.

Расчет линий тока

1. Задание параметров пласта и системы разработки. Для проведения расчетов использовалась программа GP, реализующая метод линий тока для определения динамики добычи.

2. Расчет динамики добычи нефти, жидкости, закачки воды

3. Вычисление ЧДД.

4. Выделение объектов по величине ЧДД.

После расчетов тремя методами была получена гистограмма с учетом приоритетности объектов (рис. 3 ). На данном этапе уже можно выделить перспективные объекты, которые будут являться первостепенными при разработке всего блока.

Рис. 3. Гистограмма приоритетности объектов разработки, постороенная на основе расчетов по трем различным методам

При низких значениях индекса доходности PI по объектам дополнительно рассчитана возможность приобщения пластов путем изменения капитальных вложений в бурение всей скважины (вовлечение запасов нефти за счет бурения ГС и МЗГС). Выделение объектов по суперпозиции результатов методик с учетом возможности приобщения пластов приведено на рис. 4 .

Рис. 4. Итоговая приоритизация объектов

С учетом возможности использования МЗГС и применения ОРЭ рентабельны все рассматриваемые объекты, кроме БУ6 3. Определена итоговая приоритетность пластов: основными объектами являются БУ13 1, МХ4, МХ8-9, БУ6 1+2, БУ8, БУ10 1, БУ10 2, объектами приобщения – ПК20, ПК21, МХ4, БУ7, БУ9, БУ10 1, БУ12 2.

Для оптимизации затрат на разработку объектов была рассмотрена возможность объединения пластов в один эксплуатационный объект. Критериям такого объединения соответствуют пласты ПК20 и ПК21. Рекомендуется следующее: формирование избирательной системы разработки наклонно направленными скважинами или МЗГС; разработка пластов ПК20-21 как единого объекта; пласта ПК22 – возвратным или самостоятельным фондом скважин. Исходя из того, что фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) рассматриваемых пластов имеют довольно большой разброс, а также довольно высокую степень неопределенности, перед построением полномасштабных гидродинамических моделей были получены матрицы секторных моделей с учетом диапазонов изменения геолого-физических характеристик пластов. Созданы четыре матрицы секторных моделей. Такие параметры, как глубина залегания, пористость, нефтенасыщенность, песчанистость, начальное пластовое давление, вязкость нефти, были приняты средневзвешенными по группе рассматриваемых пластов. Секторные модели отличались нефтенасыщенной толщиной hн, отношением нефтенасыщенной толщины к газонасыщенной hг или к водонасыщенной hв, параметром k∆p/µ, а также расстоянием между скважинами при принятой однорядной системе разработки. Перед расчетом всех вариаций моделей были определены оптимальные режимы работы скважин и их расположение в разрезе в зависимости от нефтенасыщенной толщины.

Таким образом, после проведенных расчетов секторных моделей были построены матрицы устойчивости технико-экономического решения при различных геолого-физических характеристиках объектов (рис. 5 ).

Рис. 5. Матрица устойчивости технико-экономического решения при различных геолого-физических характеристиках объектов

В дальнейшем, оценивая диапазон неопределенности геологических параметров по каждой залежи, принималось решение о построении полномасштабной гидродинамической модели исходя из устойчивости рентабельности разработки объекта. Результаты оценки рентабельности при аналитических расчетах и секторном моделировании приведены в табл. 1 , где выделены основные объекты разработки, по которым в дальнейшем предполагалось построение полномасштабных ГДМ.

Объект	Блок скважин	Категория запасов нефти	Рентабельность по результатам		Необходимость построения 3D ГДМ	Примечание
Объект	Блок скважин	Категория запасов нефти	аналитич‑х расчетов	секторного моделир‑я	Необходимость построения 3D ГДМ	Примечание
ПК 20	50, 132	С 1 +С 2	✔	=	✔	Рассмотрение совместной эксплуатации объектов
ПК 21	50, 132	С 1 +С 2	✔	✔	✔	Малая h эф.н
МХ 1	50, 132	С 1	=	✘	✘	Малая h эф.н
МХ 4	50, 132	С 1 +С 2	=	✘	✘
МХ 4	33	С 1 +С 2	✔	✔	✔
МХ 8-9	50, 132	С 1	✔	✔	✔
МХ 8-9	33	С 1	✔	✔	✔
БУ 6 (1+2)	50, 132	С 1 +С 2	✔	✔	✔
БУ 6 (1+2)	33	С 1	✔	✔	✔
БУ 6 3	50, 132	С 1 +С 2	✘	✘	✘
БУ 7	33	С 1 +С 2	=	✔	✔
БУ 8	33	С 1 +С 2	✔	✔	✔
БУ 9	41	С 1	=	✘	✘	Малая h эф.н
БУ 10 1	33	С 1 +С 2	✔	✔	✔
БУ 10 2	33	С 1	✔	✔	✔
БУ 10 2	41	С 1	✔	✔	✘	Избирательная система разработки
БУ 12 2	50, 132	С 1 +С 2	=	✔	✘	Малая h эф.н
БУ 13 1	38	С 1	✔	✔	✔

Примечания. 1. h эф.н – эффективная нефтенасыщенная толщина.
2. = – высокие риски при разработке объекта.

Наличие карт нефтенасыщенных толщин, проницаемости и карты отношения толщин (газонасыщенные/нефтенасыщенные) позволяет получить карту рентабельных зон всех рассматриваемых пластов и применять ее без расчетов на полномасштабных моделях. Дополнительным преимуществом использования матрицы секторных моделей по сравнению с полномасштабными расчетами является скорость принятия решений о целесообразности бурения скважин после изменения геологического строения залежей.

Для детальной оценки профиля добычи и рентабельности объектов построены 3D ГДМ по 10 пластам. На основе выполненных расчетов на полномасштабных ГДМ и технико- экономических показателей разработки сформированы базовые варианты разработки объектов с возможностью применения МЗГС и технологии ОРЭ. Затем проведена оптимизация систем разработки объектов с учетом рентабельных зон, которые были опеределены на основе следующих данных:

Экономические показатели разработки по результатам секторного моделирования (зависимость NPV от ФЕС);

Результаты анализа профиля притоков нефти/газа/воды к скважине, полученные на полномасштабных ГДМ;

Наличие глинистой перемычки между газом и нефтью (контактность).

Пример оптимизации системы разработки по вариантам для объекта БУ6 1+2 в районе разведочной скв. 33 представлен на рис. 6 .

Рис. 6. Расположение скважин по вариантам разработки:
а – освоение объектов регулярной системой разработки;
б – адаптивная система разработки с учетом размещения скважин в рентабельных зонах;
в – избирательная система разработки с учетом размещения скважин в рентабельных зонах без ППД

После оконтуривания рентабельных зон базовый вариант разработки корректировался таким образом, чтобы скважины не располагались в нерентабельных участках залежи.

Экономические показатели рассчитывались через удельные исходные данные (дисконт 15 %) и представлены как положительный или отрицательный NPV.

С учетом определения технико-экономических показателей разработки по данному объекту рекомендуется избирательное размещение скважин без ППД, так как при таком сценарии выполняется условие максимального значения NPV.

Подобным образом по всем объектам рассматривалась оптимизация систем разработки с учетом наличия рентабельных зон. При проектировании разработки многопластовых месторождений системами многозабойных скважин важно оценить возможность технической реализации данной технологии. При этом необходимо решить следующие вопросы:

Возможность объединения проектных целей разных объектов в одну многозабойную скважину;

Возможность сдвига проектных целей, что связано с проблемами технической реализации;

Проектирование многозабойных скважин с кустовых площадок Фазы 1 (объект ПК1-3);

Моделирование профилей стволов скважин и расчет технической реализации;

Выбор и учет уровня заканчивания многозабойной скважины на ее профиль;

Выбор первоочередных кустов скважин для проведения ОПР;

Оценка стоимости скважин при различных вариантах разработки и схем кустования.

Подготовительной работой перед моделированием являлось определение максимально возможной длины горизонтального участка для каждого объекта с точки зрения бурения. За основу расчетов были взяты данные предварительного кустования Блока 4 объектов МХ и БУ.

Затем для определения возможности бурения горизонтальных стволов различной длины приняты усредненные параметры по профилю скважин, полученные при кустовании. Путем моделирования бурения скважин с различной длиной горизонтального участка были выявлены ограничения по технической реализации бурения, возможности передачи нагрузки на долото. Классификатор технологий бурения скважин в зависимости от длины горизонтального участка ствола приведен в табл. 2 . Он включает марку стали бурильной трубы, класс труб, КНБК, тип раствора.

Пласт	Усредненная длина по стволу, м	Усредненная глубина по вертикали, м	Номер скважины для расчетов	Классификатор технологий бурения в зависимости от длины ГС, м
Пласт	Усредненная длина по стволу, м	Усредненная глубина по вертикали, м	Номер скважины для расчетов	1200	1500	2000
БУ 6 1+2	4053	2114	106	G; P; ВЗД / РУС; РУО	G; P; ВЗД / РУС; РУО	S; P; РУС; РУО
БУ 7	4251	2171	26	G; P; ВЗД / РУС; РУО	S; P; РУС; РУО	Складывание 89 инструмента
БУ 8	3859	2220	7	G; P; ВЗД / РУС; РУО	G; P; ВЗД / РУС; РУО	S; P; РУС; РУО
БУ 10 1	4051	2269	1	G; P; ВЗД / РУС; РУО	S; P; РУС; РУО	Складывание 89 инструмента

Примечание. G/S – марка стали бурильной трубы; Р – класс труб; ВЗД/РУС – винтовой забойный двигатель/роторная управляющая система; РУО – буровой раствор на углеводородной основе.

Первый этап работы – создание модели для кустования и получение исходных координат целей скважин. Модель для кустования была проработана при проектировании разработки Фазы 1 объекта ПК1-3 – вышележащего пласта на малой глубине, особенностью которого является плотное размещение целей.

По результатам изысканий и топографических и инфраструктурных ограничений итоговым результатом стало скорректированное проектное положение кустовых площадок Фазы 1 . Дальнейшие работы проводились с учетом привязки новых проектных скважин к кустовым площадкам Фазы 1.

Были определены цели проектных скважин Блока 4 для каждой скважины по каждому объекту совместно с предложениями по объединению целей на разные объекты в одну скважину. Моделирование схемы кустования осуществлялось в специализированном ПК DSD WellPlanning.

В связи с необходимостью привязки проектных скважин к кустовым площадкам объекта ПК1-3 проводились работы по профилированию скважин. Сначала моделировался основной ствол, затем осуществлялась привязка вторых стволов к основным, т.е. объединение целей в одну скважину.

Поскольку существует вариативность привязки основного ствола к кустовым площадкам Фазы 1, работа выполнялась итерационным способом для обеспечения возможности технической реализации и минимизации проходки по скважине.

Далее на основе геологических предпосылок были определены первоочередные кустовые площадки стадии ОПР, включающие проектные скважины с максимальными извлекаемыми запасами и простыми траекториями стволов скважин.

Благодаря описанному в статье подходу к выбору интегрально-структурированных групп систем разработки удалось вовлечь в рентабельную разработку около 80 % запасов по нижезалегающим пластам, которые ранее оценивались как самостоятельные нерентабельные объекты

В итоге данный комплекс работ был проведен по трем вариантам разработки (реалистичный, оптимистичный и пессимистичный), каждый из которых подразделялся еще на два подварианта с построением многоствольных скважин и одиночным разбуриванием целей скважин.

По результатам моделирования кустования получены следующие данные:

Координаты точек забоя и входа в пласт для каждой цели, исключающие их пересечения в процессе бурения;

Параметры профиля по каждой скважине с описанием основных характеристик для оценки конструкции и стоимости каждой скважины;

Результаты инклинометрии по каждому участку скважины;

Порядок ввода скважин на кустовой площадке для расчета графика ввода и профиля добычи.

Эти данные были использованы для расчета графиков ввода скважин, профилей добычи, обоснования первоочередных кустов ОПР, экономической оценки вариантов разработки.

Технико-экономические показатели по рассмотренным вариантам разработки объектов Блока 4 приведены в табл. 3 .

Параметры	ГС	МЗГС (2 лифта)	МЗГС (1 лифт)
Число скважин для бурения, в том числе:	61	50	50
добывающих	42	34	34
нагнетательных	19	16	16
Капитальные вложения, усл. уд.	2055	1733	1715
NPV (дисконт 10 %), усл. ед.	1724	2082	2053
PI	9	2,3	2,3
NPV (дисконт 10 %), усл. ед.	1185	1524	1507
PI	1,6	2,0	2,0

Примечание. Проектный период разработки – 2017–2053 гг.

Результатами проведенной работы с учетом рисков по бурению скважин являются определение участков ОПР в рентабельных зонах при разработке как ГС, так и МЗГС с применением технологии ОРЭ и реализация программы исследовательских работ. В концепте также предусмотрена оптимизация проводки скважин с запроектированных кустовых площадок основного вышезалегающего объекта ПК1-3. В начале полномасштабной разработки или ОПР в случае изменения геологического строения залежи предложенный подход определения рентабельных зон дает возможность скорректировать стратегию разбуривания многопластовых залежей без перестроения полномасштабных геологических и гидродинамических моделей. Кроме того, результаты аналитических методик и секторного моделирования позволяют находить оптимальные решения при изменении исходных экономических показателей, в том числе стоимости капитальных вложений в бурение скважин.

Выводы

1. Благодаря описанному в статье подходу к выбору интегрально-структурированных групп систем разработки удалось вовлечь в рентабельную разработку около 80 % запасов по нижезалегающим пластам, которые ранее оценивались как самостоятельные нерентабельные объекты.

2. В рамках концепции разработки пластов Блока 4 проведено ранжирование пластов, определены первоочередные объекты разработки, а также объекты приобщения.

3. Для зон чисто нефтяной залежи по пластам Блока 4 предлагается на стадии ОПР опробование технологий с применением ГС, МЗГС, ОРЭ и многостадийного гидроразрыва пласта, для зон водогазонефтяной залежи – технологии с применением ГС, МЗГС и ОРЭ.

Список литературы

1. Технологическая схема разработки Восточно-Мессояхского нефтегазоконденсатного месторождения: отчет о НИР в 3 т. / ЗАО «Мессояханефтегаз», ООО «Газпромнефть-Развитие», ООО «Газпромнефть Научно-Технический Центр». – Тюмень: 2014.

2. Карсаков В.А. Определение оптимального количества кустовых площадок при проектировании разработки месторождений//SPE 171299-RU. – 2014.

Авторы статьи: А.С. Осипенко, И.В. Коваленко, к.т.н., О.И. Елизаров, С.В. Третьяков, А.А. Карачев, И.М. Ниткалиев Научно-Технический Центр «Газпром нефти» (ООО «Газпромнефть НТЦ»)

Сотрудники Научно-технического центра «Газпром нефти» совместно со специалистами компании «Газпромнефть-Восток» на Арчинском месторождении в Парабельском районе провели первый повторный гидроразрыв пласта с использованием специальных химических веществ и полимеров нового поколения. Дальнейшее тиражирование технологии может увеличить до 50 % объем добычи нефти на месторождениях с карбонатными залежами, которые составляют более 40 % извлекаемых запасов компании.

Во время проведения гидроразрыва на месторождениях с карбонатными породами используются химические вещества, которые создают в пласте трещины: по ним нефть поступает в скважину. Чем больше протяженность трещин, тем больший объем залежи она может охватить.

НТЦ «Газпром нефти» и «Газпромнефть-Восток» провели повторный гидроразрыв пласта с использованием загущенной кислоты и передовых полимеров. С помощью специальных рецептур замедляется скорость реакции состава с породой, что позволяет реагенту охватывать дополнительные зоны нефтеносного пласта, создавая более протяженные трещины.

Специалисты «Газпром нефти» проработали варианты технологических решений, подходящих для условий Арчинского месторождения. После проведения экспериментальной обработки скважины первый месяц эксплуатации показал двукратное увеличение объема добычи нефти.

«Газпромнефть-Восток» сделал очередной важный шаг на пути к эффективной разработке трудноизвлекаемых запасов, стабилизации добычи нефти в Томской области, развитию отрасли», - прокомментировал результаты применения новой технологии заместитель губернатора Томской области по промышленной политике Игорь Шатурный.

«Новые вызовы, которые перед нами ставит нефтяная отрасль, требуют использования инновационных подходов. Ежегодно растет фонд скважин, пробуренных в карбонатных коллекторах, и мы первые в Томской области применили такое технологическое решение, как использование специального полимера при повторном проведении КГРП. Это позволяет вовлечь в работу неохваченные зоны пласта и тем самым более эффективно вырабатывать запасы на наших активах. Для нас это очередной и важный шаг в работе с трудноизвлекаемыми запасами», - отметил главный геолог «Газпромнефть-Востока» Анатолий Верин.

Гидравлический разрыв пласта (ГРП) - способ интенсификации добычи нефти. Заключается в том, что под высоким давлением в пласт закачивается смесь жидкости и специального расклинивающего агента (проппанта). В процессе подачи смеси формируются высокопроводящие каналы (трещины ГРП), соединяющие ствол скважины и пласт и обеспечивающие приток нефти. При многостадийном ГРП (МГРП) в одном стволе горизонтальной скважины проводится несколько операций гидроразрыва. Таким образом обеспечивается многократное увеличение зоны охвата пласта одной скважиной.

Карбонатные породы - это пласты, сложенные преимущественно известняками и доломитами. Отличительной особенностью карбонатных коллекторов является сложная структура пустотного пространства, в котором заключены углеводороды. В настоящее время 60 % запасов нефти в мире сосредоточено в карбонатных залежах.

Загущенная кислота - химическое вещество вязкого, тягучего типа.

(АУ «Научно-аналитический центр рационального недропользования им. В.И. Шпильмана)

Впервые термин «трудноизвлекаемые запасы» (ТрИЗ) появился в конце 70-х годов, за прошедший период накоплен достаточно большой опыт в изучении проблемы. Сложились представления о ТрИЗ, которые содержатся в залежах или частях залежей, характеризующихся неблагоприятными для извлечения углеводородов геологическими условиями залегания нефти, аномальными физическими её свойствами, сформулированы количественные критерии отнесения запасов к этой категории.

Безусловно одним из наиболее эффективных показателей «трудноизвлекаемости» запасов является проницаемость коллекторов. В целях стимулирования освоения залежей с ТрИЗ в 2012 году Распоряжением Правительства РФ №700-р от 03.05.2012 г. было принято предложение Минэнерго по классификации проектов разработки участков недр, содержащих трудноизвлекаемые запасы нефти, по критериям проницаемости коллекторов или вязкости нефти в следующие четыре категории:

В целях стимулирования освоения залежей ТрИЗ Распоряжением Правительства предусматривается введение дифференцированной шкалы налога на добычу полезных ископаемых (НДПИ). Льгота для самых сложных проектов планируется в течение 10 лет, она подразумевает НДПИ в размере от 0 до 10% от стандартной ставки. Для средней категории сложности льгота составит 10-30% на 7 лет, для более лёгких – от 30-50% на 5 лет.

Для оценки возможных последствий классифицирования проектов по указанным критериям автономным учреждением «НАЦ РН им. В.И. Шпильмана» был выполнен анализ соответствия вышеприведённых критериев параметрам залежей углеводородов, содержащихся в Государственном балансе по нефти месторождений Ханты-Мансийского автономного округа-Югры. Выявленные в балансе залежи ТрИЗ были дифференцированы по признакам лицензирования – распределённый/нераспределённый (РФН/НФН) фонд недр ХМАО, а также по литолого-фациальному и стратиграфическому признаку (группы пластов). После идентификации залежей ТрИЗ по ним была выполнена экономическая оценка последствий введения дифференцированной шкалы НДПИ.

Залежи сверхвязкой нефти на территории ХМАО-Югры поисково-разведочными работами не обнаружены, под утверждённые критерии проницаемости коллекторов в балансе запасов подпадает 386 залежей 96 месторождений с суммарными начальными геологическими (НГЗ)/извлекаемыми (НИЗ) запасами 6517/1771 млн т, 78% которых находится в РФН округа. Качество запасов достаточно высокое – доля промышленных категорий составляет 44/51%.

Наибольшая часть трудноизвлекаемых запасов нефти (74%) оказалась сосредоточенной в первой и третьей категориях ТрИЗ РФН ХМАО (рис.1), на долю которых приходится 97% накопленной добычи нефти по всем залежам ТрИЗ, степень выработки извлекаемых запасов нефти промышленных категорий составляет 15%.

Доля запасов промышленных категорий (АВС1) в первой и третьей категориях ТрИЗ достаточно высока – 67%, во второй категории составляет 30%.

Коэффициент извлечения нефти (КИН) по залежам ТрИЗ, вне зависимости от их расположения на участках недр (РНФ, НФН), составляет от 0.050 до 0.490 при среднем значении 0.272, разница в КИН запасов промышленных/непромышленных категорий незначительна – 0.293/0.237.

На долю залежей с трудноизвлекаемыми запасами приходится 1.4% накопленной с начала разработки добычи нефти по ХМАО-Югре. Степень выработки запасов по залежам РФН в категориях ТрИЗ примерно одинакова, варьирует в диапазоне 11-20% и составляет, в среднем, 12%, добыча нефти из залежей НФН практически не велась.

По литолого-фациальному и стратиграфическому признаку залежи ТрИЗ дифференцированы по девяти группам пластов, около половины суммарных трудноизвлекаемых запасов категорий АВС 1 +С 2 сосредоточено в группе пластов АС 4-12 , БС 7-11 , БВ 5-11 (48.5%), 22.6% и 15% – в отложениях баженовской и тюменской свит (рис.2).

Залежи характеризуются достаточно высокой долей запасов промышленных категорий — 59-84% (кроме пластов АВ 1 , АК 1 , Ю 1 и Ю 2-9) и значениями КИН – 0.210-0.350 (кроме пласта АК 1 фроловской свиты).

Рис.2. Дифференциация трудноизвлекаемых запасов нефти АВС 1 +С 2 по группам пластов залежей ТрИЗ месторождений ХМАО-Югры

Результат дифференциации залежей ТрИЗ по пластам не совсем привычен с позиции традиционного распределения объектов ХМАО по их сложности – АС 4-12 , БС 7-11 , БВ 5-11 никогда не входили в число «трудных», что подтверж дается достаточно высокими значениями КИН залежей (0.327), утверждённых ГКЗ Роснедра при Госэкспертизе запасов.

Рис.3. Распределение степени выработки извлекаемых запасов нефти АВС 1 залежей ТрИЗ по пластам

Результаты оценки по доюрскому комплексу (Красноленинское месторождение, Шаимский НГР) неожиданные, поскольку эти залежи являются для Западной Сибири сложным по строению объектом с коллекторами порово-трещинно-кавернозного типа. В этой оценке, скорее всего, проблема с достоверностью подсчёта запасов углеводородов объекта и определения подсчётных параметров коллекторов, включая проницаемость, а также в корректности распределения добываемой нефти единого по гидродинамике резервуара залежи между его терригенной частью и доюрскими отложениями.

Экономическая оценка последствий введения дифференцированной шкалы НДПИ в зависимости от категории проектов была выполнена в соответствии с прогнозом добычи по вовлечённым и невовлечённым запасам РФН ХМАО-Югры. В расчётах были заложены текущие экономические условия по мировой и внутренней цене нефти, курсе доллара и доле экспорта. Исключение составили текущие затраты на добычу, принятые по осреднённым данным компаний, равными 5.3 тыс. руб./т, как средние фактические затраты на добычу нефти из пласта Ю0 баженовской свиты (объект с трудноизвлекаемыми запасами). Этот показатель более чем в два раза превышает среднюю величину затрат на добычу нефти по автономному округу.

Разработка трудноизвлекаемых запасов нефти в рамках действующей налоговой системы, в первую очередь, при существующем порядке расчёта ставки НДПИ, по всем категориям оказалась неэффективной.

В результате принятия льгот по проектам всех категорий чистая прибыль недропользователей становится положительной на период введения льготы, суммарная величина может изменяться от 1.30 млрд руб. до 220.14 млрд руб., значение которой остаётся отрицательным для первой категории и положительной для второй и третьей.

Сопоставление выпадающих доходов бюджета и дополнительных налоговых поступлений свидетельствует о том, что окупаемость расходов государства, выраженных льготой по НДПИ, колеблется от 12 до 19 лет для первой и второй категорий проектов, для третьей – расходы государства не окупаются.

Накопленная дисконтированная величина итогового изменения доходов консолидированного бюджета принимает положительное значение только для первой категории проектов в 2029 году при установлении минимального размера льготы и к 2030 году может составить 4.94 млрд руб. (рис.4). Для второй и третьей категорий проектов в течение всего срока прогнозирования накопленная дисконтированная величина итогового изменения доходов консолидированного бюджета не принимает положительного значения.

В целом вносимые изменения приведут к выпадению доходов федерального бюджета в части НДПИ от 479.08 млрд руб. до 562.55 млрд руб. Бюджет автономного округа при этом дополнительно получит от 33.78 млрд руб. до 41.71 млрд руб. в части налога на прибыль. Итоговое изменение доходов государства в результате применения льготы в целом по категориям может составить от -186.78 млрд руб. до -115.07 млрд руб. (рис.5).

При изменении макроэкономических условий, в частности, при увеличении мировой цены на нефть, условные затраты государства (льготы) увеличиваются (рис.6). В случае установления минимального размера льготы дополнительные поступления налогов и платежей в консолидированный бюджет покрывают величину льготы при снижении цены на 30%, а при максимальном размере льготы – при 40%.

Экономические расчёты показали следующее:

Разработка залежей ТрИЗ при введении дифференцированной шкалы экономически эффективна лишь на период действия льготы. Таким образом, целесообразно рассмотрение вариантов увеличения льготного периода или установление нулевой ставки НДПИ на этот же период, что, однако, может оказать негативное воздействие на федеральный бюджет, поскольку доходов от дополнительной добычи может оказаться недостаточно для покрытия убытков государства.

Проведённая оценка экономических результатов на основе прогноза добычи нефти по вовлечённым и невовлечённым запасам ХМАО-Югры показала, что их разработка становится эффективной для недропользователей по проектам второй и третьей категории, по проектам первой категории суммарная чистая прибыль сохраняет отрицательное значение.

Вносимые изменения приведут к выпадению доходов федерального бюджета в части НДПИ, однако при обеспечении стимулирующей функции нововведений, которая может проявиться в увеличении добычи трудноизвлекаемой нефти (вовлечении новых залежей), доходы от дополнительной добычи углеводородов покроют величину выпадающего налога по проектам первой и второй категорий.

С увеличением налогооблагаемой прибыли недропользователей при льготировании НДПИ будет происходить пополнение доходной части бюджета Ханты-Мансийского автономного округа-Югры региона за счёт роста налога на прибыль организаций.

Сроки окупаемости условных затрат государства (льгот) будут напрямую зависеть от масштабности вовлечения новых участков и получения дополнительной добычи.

Что касается утверждённых Распоряжением Правительства РФ критериев дифференциации месторождений по «трудноизвлекаемости», необходимо отметить сомнения в части их эффективности, которые возникли в результате вышеприведённого анализа материалов залежей ТрИЗ.

Первое. Выделение залежей ТрИЗ только по значению проницаемости является необходимым, но недостаточным. Судя по опыту предыдущих исследований этой проблемы, характеристика сложности залежей углеводородов должна быть более всесторонней.

Определённые Распоряжением Правительства РФ диапазоны проницаемости в категориях ТрИЗ слишком незначительны и сопоставимы с погрешностью оценки этого параметра по керну (рис.7), которая значительно зависит от методики и технологии измерений, применяемых установок, наличия сертификации, поверок оборудования и прочих условий.

В силу значительной погрешности определения проницаемости дифференциация залежей ТрИЗ на категории в значительной степени условна, что подтверждается нелогичными результатами их идентификации по пластам и оценки экономической эффективности для недропользователей.

Следствием применения критериев Минэнерго являются неоднозначные результаты выделения залежей ТрИЗ в данных Госбаланса по месторождениям ХМАО-Югры:

Выделенные по критериям залежи ТрИЗ характеризуются значительной долей запасов промышленных категорий и достаточно высокими значениями коэффициентов извлечения нефти, достигающими по некоторым из них величин 0.300-0.488;

В группе пластов с высокими КИН, в которую входят почти все объекты, за исключением АВ 1 , АК 1 и ДЮК, содержится 46% суммарных начальных извлекаемых запасов промышленных категорий АВС 1 .

Разработка залежей с такими значениями КИН не должна быть проблемной и сопровождаться дополнительными экономическими стимулами.

Одной из причин неоднозначных результатов, полученных при выделении залежей ТрИЗ, является невысокая достоверность содержащихся в Госбалансе данных по проницаемости коллекторов. Значения проницаемости коллекторов заносятся в Госбаланс (форма 6-гр) компаниями по итогам Госэкспертизы в ГКЗ Роснедра результатов подсчётов и пересчётов запасов нефти месторождений. Поскольку значения проницаемости коллекторов подсчётным параметром не являются, уровень его геологической экспертной оценки невысок, не уделяется должного внимания и при занесении этого параметра в данные Госбаланса.

В результате сложившейся процедуры экспертной оценки параметров и запасов в данных Госбаланса по ХМАО-Югре оказались 1274 залежи, по которым характеристика коллекторов по проницаемости отсутствует, 90% этих залежей находится в распределённом фонде недр округа. Суммарные начальные геологические/извлекаемые запасы нефти этих залежей сопоставимы со всеми категориями ТрИЗ, в которых значения проницаемости определены, и составляют 6283/1766 млн т. На эту группу приходится 3.2% добытой по округу с начала разработки нефти, степень выработки запасов составляет в среднем по всем залежам 35%.

До введения налоговых льгот необходимо как минимум выполнить проверку и корректировку в данных Госбаланса тех параметров (в данном случае проницаемости), на которых основывается экономическое стимулирование освоения залежей с трудноизвлекаемыми запасами нефти в ХМАО-Югре.

Второе. Очевидна недостаточность одного параметра, с помощью которого предлагается выделять залежи ТрИЗ, в связи с чем необходимо вспомнить, что наиболее всеобъемлющая характеристика трудноизвлекаемых запасов нефти была дана в разработанной Халимовым Э. М. и Лисовским Н. Н. «Классификации …», утверждённой ЦКР в 2005 году.

Все геологические и технологические критерии отнесения запасов к трудноизвлекаемым в этой «Классификации …» объединены в пять групп по геологическим (аномальные свойства нефтей и газов, низкие значения коэффициентов пористости, нефтенасыщенности и проницаемости коллекторов, латеральная и вертикальная неоднородность пластов, свойства различных типов контактных зон), технологическим (выработанность) и горногеологическим факторам, осложняющим (удорожающим) бурение скважин и добычу нефти.

Для повышения достоверности идентификации залежей ТрИЗ необходима постановка на федеральном уровне научноисследовательских работ с выработкой методики комплексного учёта всех факторов, осложняющих промышленную разработку этих залежей, а также обоснование необходимых изменений в нормативно-правовые акты недропользования с целью стимулирования освоения трудноизвлекаемых запасов нефти.