Нефть - маслянистая жидкость, обычно черного или красно-коричневого цвета со специфическим запахом и горючими свойствами. Сегодня из данного вещества получают топливо, поэтому можно смело говорить о том, что это наиболее ценное полезное ископаемое на планете Земля (наряду с природным газом). Месторождения нефти есть во многих частях планеты. Большая часть информации в данной статье будет посвящена как раз местам залежей «черного золота».
Нефть и природный газ обычно залегают в одном и том же месте, поэтому нередко эти ископаемые добывают из одной скважины. «Черное золото» обычно добывают на глубине в 1-3 километра, однако нередко его находят как почти на поверхности, так и на глубине более 6 км.
Природный газ представляет собой газовую смесь, которая образуется в результате длительного разложения органических веществ. Как было отмечено выше, крупнейшие месторождения нефти могут располагаться по всему Земному шару. Самые большие находятся в Саудовской Аравии, Иране, России, США. Другое дело, что далеко не все страны могут позволить себе самостоятельную добычу ввиду высоких цен на разработку скважин, покупку оборудования и т. п. По этой простой причине многие месторождения продаются за сущие копейки.
Давайте поговорим о том, где находятся самые значимые залежи «черного золота».
Отметим, что далеко не все ископаемые, находящиеся под землей, можно считать месторождениями. К примеру, если залежей слишком мало, то с экономической точки зрения не имеет смысла привозить оборудование и бурить скважину. Нефтяное месторождение - это совокупность нефтяных залежей, располагающихся на определенной территории. Занимаемая площадь колеблется от десятков до сотен километров. По количеству залегаемой нефти месторождения можно разделить на пять групп:
Как вы видите, далеко не все залежи полезных ископаемых можно отнести к той или иной группе. К примеру, некоторые месторождения располагают не более чем ста тоннами «черного золота». Их не имеет смысла открывать, так как это весьма убыточно.
В настоящее время на территории Российской Федерации открыто более двадцати точек, где активно добывается «черное золото». С каждым годом количество месторождений увеличивается, но ввиду сегодняшних низких цен на нефть открытие новых точек является крайне невыгодным. Это касается лишь малых и средних месторождений.
Основная часть скважин располагается в арктических морях, а если говорить точнее, то непосредственно в их недрах. Естественно, что разработка из-за сложных климатических условий несколько затруднена. Еще одна проблема - доставка нефти и газа на перерабатывающий завод. По этой простой причине на территории РФ есть всего несколько таких пунктов, которые осуществляют первичную и вторичную обработку. Один из них - это шлейф Сахалина. Еще один завод находится на материковой части. Обусловлено это тем, что данная территория имеет не одно крупное месторождение нефти в России. В частности, можно говорить о Сибири и о Дальнем Востоке.
В первую очередь опишем Уренгойское месторождение. Оно является одним из самых больших и занимает второе место в мировом рейтинге. Количество природного газа здесь составляет примерно 10 триллионов кубических метров, а нефти меньше примерно на 15%. Находится это месторождение в Тюменской области, в Ямало-Немецком автономном округе. Название было дано в честь небольшого поселения Уренгой, которое располагается неподалеку. После открытия месторождения в 1966 г. тут вырос небольшой городок. Первые скважины начали свою работу в 1978 г. Они функционируют по сегодняшний день.
Находкинское газовое месторождение тоже достойно упоминания. Несмотря на то что количество природного газа здесь оценивается в 275 миллиардов кубических метров, в нем находится большое количество «черного золота». Первые добычи начались только через 28 лет после открытия, в 2004 году.
У города Туймазы, что в республике Башкирия, находится данное месторождение. Оно было открыто очень давно, еще в 1937 году. Нефтесодержащие пласты залегают относительно неглубоко, примерно на 1-2 км под землей. На сегодняшний день Туймазинское месторождение входит в ТОП-5 крупнейших мест по залежам нефти. Разработка началась еще в 1944 году, и успешно ведется до сих пор. Залежи нефти располагаются на большой площади примерно 40 х 20 километров. Использование передовых методов добычи ценного продукта позволило извлечь основные залежи полезных ископаемых примерно за 20 лет. Кроме того, из девонских пластов было добыто примерно на 45-50% нефти больше, чем при использовании классических способов. В дальнейшем оказалось, что количество «черного золота» в этом месте больше, нежели ожидалось, поэтому оно добывается и по сегодняшний день.
Ковыктинское месторождение располагается в Иркутской области. Так как скважины в основном находятся на высокогорном плато, это место окружает только лишь тайга. Несмотря на то что изначально тут была открыта добыча природного газа и жидкого газового конденсата, немного позже появились нефтяные скважины, которые оказались довольно богатыми. Безусловно, основные месторождения нефти в РФ - это целая система скважин, которые в совокупности делают государство лидером по добыче «черного золота» во всем мире.
На севере Красноярского края находится Ванкорское месторождение. Его нельзя назвать только лишь нефтяным, ведь тут ежегодно добывается большое количество природного газа. По предварительным оценкам, количество нефти в этом месторождении составляет порядка 260 миллионов тонн, а оьъем природного газа - порядка 90 миллиардов кубических метров. На этом месте находится 250 скважин, а поставка продукта осуществляется Восточным нефтепроводом.
Стоит обратить ваше внимание на то, что не только в России находятся крупнейшие месторождения нефти. Этого ценного продукта достаточно и во многих других странах. К примеру, на западе Канады, в провинции Альберта, находятся крупнейшие залежи. Там добывается примерно 95% «черного золота» всей страны, кроме того, имеются большие объемы природного газа.
Австрия тоже известна своими богатыми месторождениями. Большая их часть располагается в Венском бассейне. Карта месторождений нефти говорит о том, что добыча производится и в Вендорфе, который располагается на границе с Чехословакией. Также известно месторождение Адерклаа.
Не было сказано о крупнейшем мировом поставщике «черного золота» - Саудовской Аравии. Достаточно того, что тут располагаются залежи на 75-85 миллиардов баррелей (месторождение Гавар). В Кувейте суммарные залежи составляют 66-73 миллиарда баррелей. В Иране постоянно ведется разработка месторождения нефти. На сегодняшний день установлено, что там просто огромные запасы «черного золота». К примеру, пять месторождений оцениваются в сто миллиардов баррелей, а это уже говорит о многом. Однако стоит отметить, что большая часть скважин принадлежит США.
Ежемесячно в мире появляется как минимум одно новое месторождение нефти. Безусловно, это полезное ископаемое имеет огромное значение для человека. Из него делают топливо, используют в качестве горючего для транспортных средств и так далее. Нельзя не заметить, что сегодня в мире идет ожесточенная борьба между Соединенными Штатами и Россией за каждую новую нефтяную скважину. Конечно, многие государства пытаются найти альтернативу нефти. Если раньше широко использовался каменный уголь, то сегодня «черное золото» его постепенно вытесняет. Но мировые запасы нефти рано или поздно закончатся, вот тогда придется придумывать что-то новое. Вот почему уже сегодня множество известных ученых пытаются решить проблему альтернативы «черного золота».
Нефтью называют горючую маслянистую жидкость красно-коричневого или чёрного цвета со специфическим запахом. Нефть является одним из важнейших полезных ископаемых на Земле, так как из неё получают наиболее используемые в настоящее время виды топлива. Обычно нефть образуется вместе с другим, не менее важным — природным газом . Поэтому очень часто эти два вида полезных ископаемых добываются в одном и том же месте. Нефть может залегать на глубине от нескольких десятков метров до 6 километров, но чаще всего она располагается на глубине 1-3 км. Природным газом называют газовую смесь, образующуюся при разложении органических веществ. Он залегает в земных недрах в газовом состоянии в виде отдельных скоплений, в виде нефтяной шапки нефтегазовых месторождений, а также в растворённом состоянии (в нефти и в воде).
Наиболее известные месторождения нефти и газа на территории России:
Уренгойское месторождениеприродного газа . Это второе в мире по величине пластовых запасов газовое месторождение. Объёмы газа здесь превышают 10 триллионов кубических метров. Данное месторождение расположено в Ямало-Ненецком автономном округе Тюменской области России, чуть южнее северного полярного круга. Имя месторождению дало название расположенного неподалёку посёлка Уренгой. После начала разработки месторождения здесь вырос целый рабочий город Новый Уренгой. Месторождение было открыто в 1966 году, а добыча газа началась в 1978.
Как добывают нефть (фото Максима Юрьевича Калинкина)
Туймазинское нефтяное месторождение . Это месторождение расположено в Республике Башкирия, у города Туймазы. Месторождение было открыто ещё в 1937 году. Нефтесодержащие слои расположены на глубине 1-1,7 км. Разработка месторождения началась в 1944. Туймазинское месторождение является одни из пяти крупнейших месторождений в мире по количеству нефти. Размеры месторождения составляют 40 на 20 километров. Благодаря новейшему методу основная масса извлекаемых запасов была добыта за 20 лет. Из девонских пластов отобрано нефти в два раза больше, чем удалось бы извлечь обычными способами. Однако запасы так велики, что добыча продолжается до сих пор.
Находкинское газовое месторождение. Это месторождение природного газа расположено в Большехетской впадине в Ямало-Ненецком автономном округе. Запасы месторождения оцениваются в 275,3 миллиарда м 3 газа. Хотя месторождение было открыто довольно давно (в 1974 году), разработка его началась лишь в 2004 году.
Штокмановское газоконденсатное месторождение. Одно из крупнейших месторождений в мире, открытое в 1988 году. Располагается в центральной части шельфа примерно в 600 км к северо-востоку от Мурманска. Запасы газа, по оценкам на настоящее время, составляют 3,7 триллиона м2 газа. Добыча газа здесь пока ещё не началась, так как значительная глубина залегания полезного ископаемого и трудные условия разработки требуют значительных затрат и высокотехнологичного оборудования.
Ковыктинское месторождение (Ковыкта). Месторождение природного газа, расположенное на севере Иркутской области, в 450 км к северо-востоку от Иркутска. Месторождение находится на высокогорном плато, покрытом темнохвойной . На некоторой части территории господствует . Кроме того, этой местности осложняется многочисленными каньонами. Климатические условия в районе месторождения также достаточно суровые. Запасы природного газа оцениваются в 1,9 триллионов кубометров газа и 115 миллионов тонн жидкого газового конденсата.
Ванкорское месторождениенефтегазовое месторождение. Месторождение, расположенное на севере Красноярского края. Включает в себя Ванкорский и Северо-Ванкорский участки. Месторождение открыто в 1991 году. Запасы нефти превышают 260 миллионов тонн, а газа - около 90 миллиардов м2. Разработка месторождения должна начаться в 2008 году. Здесь планируется пробурить 266 скважин, а поставку осуществлять через Восточный нефтепровод.
Штокмановское месторождение
Ангаро-Ленское газовое месторождение . Крупное месторождение природного газа расположенное в Иркутской области. Названо по названиям крупных – и Ангары, расположенных поблизости. Месторождение открыто в начале XXI века. Запасы природного газа по предварительным оценкам составляют более 1,2 триллиона м2.
Самотлорское нефтяное месторождение (Самотлор ). Это крупнейшее в России и одно из крупнейших в мире нефтяных месторождений располагается в Ханты-Мансийском автономном округе, в районе Нижневартовска у Самотлор. По оценкам специалистов запасы нефти здесь составляют 2,7 миллиарда тонн. Они залегают на глубине 1,6-2,4 км. Месторождение было открыто в 1965 году. В основном месторождение разрабатывалось в 80-е годы прошлого века. К настоящему времени около 2,3 миллиарда тонн уже добыто.
Еты-Пуровское нефтяное месторождение . Это нефтяное месторождение, расположенное в Ямало-Ненецком автономном округе, в районе города Ноябрьска. Открыто в 1982, разработка начались лишь в 2003. Запасы нефти составляют около 40 миллионов тонн.
Верх-Тарское нефтяное месторождение . Располагается на севере Новосибирской области. Запасы нефти составляют около 68 миллионов тонн. Одним из недостатков месторождения является отсутствие необходимых коммуникаций. Нефть добываемая на этом месторождении отличается небольшим количеством примесей. Месторождение открыто в 1970 году, разработка началась в 2000 году.
Количество месторождений нефти и газа в России значительно больше. Некоторые из них, открытые ещё в прошлом веке уже выработаны, а разработка других, сравнительно недавно обнаруженных, ещё даже не начиналась (например, Ванкорское месторождение). Кроме того, есть основания полагать, что далеко не все месторождения на территории страны открыты.
Месторождение нефти имеет довольно длительный жизненный цикл. От открытия нефтяной залежи до получения первой нефти может пройти несколько десятков лет. Весь процесс освоения нефтяного месторождения можно разбить на пять основных этапов.
Когда открытие месторождения подтверждено, строят его геологическую модель, которая представляет собой набор всех имеющихся данных. Специальное программное обеспечение позволяет визуализировать эти данные в 3D изображении. Цифровая геологическая модель месторождения нужна чтобы:
Для более качественной оценки запасов бурят оценочные скважины. А бурение разведочных скважин помогает уточнить размер и структуру месторождения.
На этом этапе производится экономическая оценка целесообразности разработки месторождения исходя из прогнозных уровней добычи нефти и ожидаемых затрат на его обустройство. Если ожидаемые экономические показатели соответствуют критериям нефтяной компании, тогда она приступает к его разработке.
С целью оптимального освоения нефтяного месторождения разрабатывается Проект разработки (Технологическая схема разработки) и Проект обустройства месторождения. В проектах предусматривают:
Развитие технологий бурения и внедрение в практику наклонно-направленных скважин позволяет располагать устья скважин так называемыми «кустами». На одном кусту могут располагаться от двух до двух десятков скважин. Кустовое расположение скважин позволяет снизить воздействие на окружающую среду и оптимизировать затраты на обустройство месторождения.
Период, за который могут быть извлечены запасы нефти, составляет 15 - 30 лет, а в некоторых случаях может достигать 50 лет и больше (для гигантских месторождений).
Период разработки месторождения состоит из нескольких стадий:
Развитие технологий добычи нефти, проведение геолого-технических мероприятий (ГТМ), применение методов увеличения нефтеотдачи (МУН) может существенно продлить рентабельный срок разработки месторождения.
После того как уровень добычи нефти становится ниже рентабельного, разработку месторождения прекращают, а лицензию возвращают в гос.органы.
«Газпром нефть» и ее дочерние предприятия владеют правами на пользование недрами на 70 лицензионных участках в восьми нефтедобывающих регионах России. Помимо этого, компания реализует проекты добычи и геологоразведки еще в нескольких странах, в том числе в Сербии и Ираке. В этом материале - об основных и самых интересных месторождениях «Газпром нефти»
«ГПН Шельф», Архангельская обл., шельф Печорского моря
Начальные извлекаемые запасы нефти - 81,5 млн тонн
Месторождение относят к Тимано-Печорской нефтегазовой провинции, открыто в 1989 году, сегодня оно - первое и пока единственное нефтяное месторождение, осваиваемое на арктическом шельфе России, где добыча уже начата. К тому же Приразломное - единственное месторождение в Арктике, разрабатываемое в условиях замерзающего моря. Так, норвежские проекты в Баренцевом море находятся в части, свободной ото льда. Помимо тяжелого климата нефтяники имеют дело с непростой геологией: продуктивные пласты Приразломного относятся к карбонатным коллекторам, осложненным гидрофобным фактором. Это означает, что порода коллектора не смачивается водой и нефть может к ней «прилипать». В такой ситуации требуется применение дополнительных поверхностно-активных веществ, способных «выгнать» нефть из коллектора. Также пласт характеризуется сильной фациальной изменчивостью и неоднородностью состава - залежи отделены друг от друга непроницаемыми породами. Все это приводит к нестабильности добычи в пределах отдельных участков продуктивного пласта.
Добыча на Приразломном месторождении началась в 2013 году. Первая нефть была отгружена на Большую землю в апреле 2014-го, а уже в сентябре того же года на шельфе был добыт миллионный баррель нефти.
«ГПН Новый Порт», ЯНАО, Ямальский район
Начальные извлекаемые запасы нефти - 233,9 млн тонн
Месторождение расположено на севере полуострова Ямал и относится к Западно-Сибирской НГП. Новопортовское открыто еще в 1964 году, но его промышленная разработка началась только через 50 лет. Столь долгий срок обусловлен логистической недоступностью месторождения. Несмотря на большие запасы нефти, причем нефти легкой, малосернистой и малосмолистой, по своим качествам превосходящей известные российские бренды, освоение запасов оказывалось нерентабельным из-за отсутствия адекватного способа транспортировки продукции. «Газпром нефть», получив лицензию на разработку Новопортовского, решила построить небольшой участок трубопровода до Обской губы, а оттуда переправлять нефть на Большую землю танкерами при поддержке ледокольного флота. Нефтеналивной терминал на побережье Обской губы должен быть построен к концу 2015 года, полномасштабная промышленная разработка месторождения начнется в 2016 году.
С геологической точки зрения Новопортовское считается очень сложным - из-за многочисленных тектонических нарушений, приводящих к высокой расчлененности залежей. Это значит, что геологи имеют дело с пластами, в которых сложно определить местонахождение коллекторов из-за разломов, неоднородности пласта. Помимо «удобных» терригенных коллекторов в мезозойских отложениях часть нефти содержится в породах, относящихся к палеозою. Их разработка потребует поиска и привлечения дополнительных технологий.
«ГПН-Развитие», «Мессояханефтегаз», ЯНАО, Тазовский район
Начальные извлекаемые запасы нефти - 337,7 млн тонн
Месторождение входит в группу Мессояхских месторождений, расположенных на Гыданском полуострове (арктической части Западно-Сибирской НГП) и считающихся самыми северными материковыми месторождениями нефти в России. По объемам запасов относится к уникальным. Основные продуктивные пласты приходятся на терригенные коллекторы, но разработка отягощена несколькими негативными факторами. Нефть на Мессояхе - высоковязкая, битуминозная, смолистая, и ее извлечение - процесс энергозатратный. При этом для Гыдана, как и для всего Крайнего Севера, характерно отсутствие необходимой инфраструктуры - электростанций и дорог. Сейчас для полноценной разработки месторождения ведется строительство газотурбинной электростанции и нефтепровода, который соединит месторождение с магистральной трубопроводной системой Заполярье - Пурпе.
Есть и геологические сложности - большинство ловушек на Мессояхе тектонически и литологически экранированы (см. схему). Это означает, что продуктивный пласт испещрен разломами, а толщина коллекторов неоднородна и построение геологической модели требует дополнительных исследований. В тех случаях, когда ловушки относятся к пластовому сводовому или массивному типу и удобны для добычи, сложностью становится наличие обширной переходной зоны - участка на границе водонефтяного раздела, где нефть перемешана с водой. Список проблем дополняют климатические условия - работать приходится с многолетнемерзлыми породами. Их особенность - постоянные микроподвижки, которые могут привести к сминанию скважин. Для борьбы с этим явлением требуется применение особых арктических цементов при строительстве скважин.
«ГПН-Хантос», ХМАО, Ханты-Мансийский район
Начальные извлекаемые запасы нефти - 447,6 млн тонн
Приобское месторождение уникально по запасам нефти. «Газпром нефть» разрабатывает Южную лицензионную территорию, а геологические запасы всего месторождения оцениваются в 5 млрд тонн. Нефть добывается из характерных для Западно-Сибирской НГП терригенных коллекторов мезозойских отложений. Однако нефть Приобки относится к трудноизвлекаемым запасам из-за крайне низкой проницаемости продуктивных пластов, большого количества недонасыщенных коллекторов и пластов с малыми нефтенасыщенными толщинами. Разработка таких залежей требует применения дополнительных методов интенсификации притока: многостадийного гидроразрыва пласта, бурения многоствольных и горизонтальных скважин, подбора оптимальных режимов эксплуатации скважин. В целях максимального повышения эффективности геологоразведки на Приобском месторождении применяется сейсмосъемка 3D. Она позволяет значительно увеличить количество получаемой информации и детализировать представление о строении залежей. Хотя месторождение открыто еще в 1982 году, его рентабельное освоение стало возможным только после внедрения современных технологических решений.
«ГПН Оренбург», Оренбургская область
Начальные извлекаемые запасы нефти - 101 млн тонн
Месторождение относится к Волго-Уральской нефтегазоносной провинции или так называемому второму Баку - по аналогии с первым Баку - первоисточником нефтедобычи в Российской империи. Это обширная территория между Волгой и Уралом, тянущаяся от Сыктывкара до Оренбурга. Нефтегазовый потенциал провинции был предсказан Иваном Губкиным: разработка месторождений в Урало-Поволжье началась еще в 30-е годы прошлого века и успешно продолжается до сих пор.
Основные сложности геологического строения связаны с неоднородностью карбонатных коллекторов, высокой степенью их расчлененности, прерывистостью продуктивных пластов. В силу крайней изменчивости внутреннего строения залежей, большого количества трещин и каверн самых разных размеров и протяженности нефтяники сталкиваются с невозможностью остановиться на какой-то одной оптимальной технологии разработки. В то же время трещиноватость, свойственная карбонатным коллекторам, способствует более быстрому обводнению продукции добывающих скважин по сравнению с терригенными коллекторами. Наличие газовой шапки существенно усложняет подбор оптимальных режимов работы скважин, сейчас в зависимости от расположения скважин применяются различные методы эксплуатации - фонтанные, газлифтные, с использованием электрических центробежных насосов.
Нефть, добываемая на Оренбургском месторождении, типична для Волго-Уральской НГП и относится к «тяжелой» российской нефти - смолистая, парафинистая, со значительным количеством сернистых примесей. Газ газовой шапки - жирный углеводородный, с высоким содержанием агрессивного сероводорода, что требует соблюдения повышенных мер промышленной безопасности при разработке скважин и использования устойчивого к коррозии оборудования.
«ГПН-Ноябрьскнефтегаз» и его филиал «ГПН-Муравленко», ЯНАО, Пуровский район
Начальные извлекаемые запасы нефти - 221,9 млн тонн и 252,5 млн тонн соответственно
Крупнейшие месторождения нефти на Ямале относятся к Западно-Сибирской НГП. Коллекторы терригенные, поровые. Промышленная разработка обоих месторождений ведется с начала 80-х годов ХХ века. Поздняя стадия разработки сопровождается характерными сложностями - высоким обводнением, небольшими дебитами скважин, заколонным перетоком жидкости, связанным с плохим цементированием скважин при их строительстве в советское время. К плюсам можно отнести наличие всей необходимой инфраструктуры и логистических возможностей для транспортировки нефти.
Несмотря на многолетнюю разработку, по-прежнему ведется геологическое изучение как Вынгапура, так и Суторминского месторождения. На Вынгапуровском месторождении проводится доразведка неисследованных территорий. Месторождение включает в себя больше 60 пластов, содержащих нефть, разную по качеству, химическим и физическим свойствам. На Вынгапуре отрабатываются новые методы как геологоразведки, например методика прогноза коллекторов, так и разработки: бурятся горизонтальные, многоствольные скважины, проводятся многостадийные гидроразрывы пласта. Для Суторминского месторождения характерно сложное фациальное строение: в одном пласте может содержаться до 6 залежей нефти, не связанных между собой. При таком строении сложно точно определить местоположение каждой отдельной залежи, требуется бурение большого количества разведочных и эксплуатационных скважин, чтобы охватить весь пласт. В то же время на обоих месторождениях добываются качественные легкие нефти, не требующие в дальнейшем сложной подготовки и очистки от примесей.
GAZPROM NEFT BADRA B. V., Восточный Ирак
Начальные извлекаемые запасы нефти - 99,4 млн тонн
Месторождение относится к нетфегазоносному бассейну Персидского залива. Иракскими проектами «Газпром нефть» заинтересовалась в 2009 году. В 2010-м уже началась разведка на Бадре, а в 2014-м - промышленная эксплуатация месторождения. Как оператор разработки «Газпром нефть» получает от иракского правительства вознаграждение - первая партия нефти сорта Kirkuk отгружена компании 7 апреля 2015 года. В плане геологии Бадра - одно из сложнейших в регионе. Несмотря на крайне удобный тип ловушек - пластовый сводовый, коллекторы здесь карбонатные - доломитизированный трещиноватый известняк со сложным фациальным строением. Нефтяники называют их «пирогом» - за большое количество перемычек внутри пласта.
GAZPROM NEFT MIDDLE EAST B. V., Курдский автономный регион, Ирак
Начальные извлекаемые запасы нефти - 8,7 млн тонн
В 2012 году проектный портфель «Газпром нефти» пополнился контрактами на разведку и добычу на трех блоках в Курдском автономном районе Ирака: Гармиан (в пределах которого впоследствии было открыто месторождение Саркала), Шакал и Халабджа. Месторождения относятся к нетфегазоносному бассейну Загрос.
Курдистан остается одним из немногих регионов в мире, где все еще возможны крупные открытия месторождений УВ. С точки зрения геологии территория Курдистана относится к нефтегазоносному бассейну Загрос, одному из крупнейших в мире. Для этой территории характерны все наиболее актуальные вызовы современной нефтегазовой отрасли - карбонатные трещиноватые коллекторы, интенсивная тектоника, месторождения с нефтяными оторочками.
Дополнительной сложностью для геологов стал гористый ландшафт, осложняющий проведение сейсморазведки, а для инвесторов - риски, связанные с непростой геополитической ситуацией в регионе.
«ГПН-Восток», Томская область, Парабельский район
Начальные извлекаемые запасы нефти - 15,5 млн тонн
Месторождение относится к Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции, растянувшейся от Томска до Карского моря. На сегодня Западно-Сибирская НГП - наиболее изученная и богатая запасами, здесь добывается больше половины всей российской нефти. Как правило, добыча в Западной Сибири ведется из терригенных коллекторов юрских отложений. Однако на Урманском месторождении помимо юры разрабатывается также палеозой. Отложения палеозоя более древние и глубокие, чем юрские. По оценкам геологов, нефтяные залежи в палеозое составляют порядка 5–10% всех запасов нефти Западно-Сибирской НГП. Только в Томской области извлекаемые запасы палеозоя могут достигать 1 млрд т.н.э.
Особенность палеозойских залежей в том, что они заключены в трещиноватых карбонатных коллекторах и из-за сложности строения и разработки обычно относятся к нетрадиционным запасам. Обширная газовая шапка и подстилающая вода также осложняют разработку залежи. Наличие большого количества трещин, с одной стороны, обеспечивает коллектору хорошую проницаемость, а с другой - грозит быстрым обводнением, прорывами газа из газовой шапки при разработке месторождения, поглощением бурового раствора и заклиниванием оборудования при бурении. Геологи сталкиваются с необходимостью применения новых технологий при интерпретации сейсмических данных для определения внутреннего строения залежи, направления трещин.
Добыча на месторождении осложняется свойствами самой нефти - по большей части она тяжелая, парафинистая, а холодная сибирская зима располагает к осаждению парафинов на стенках скважин и насосном оборудовании.
Инфографика: Рамблер Инфографика / Алексей Столяров
Инфографика: Рамблер Инфографика / Алексей Столяров, картограф Алексей Высокосов
Территории, представленные на карте нефтегазоносных провинций России, отранжированы по количеству запасов нефти и газа. Также на карте обозначено распределение нефтяных и газовых месторождений. Помимо этого, содержится информация о регионах активности «Газпром нефти» и большинстве месторождений, разрабатываемых компанией.
Основные понятия и характеристики систем разработки
Под системой разработки месторождения понимается комплекс мероприятий по извлечению углеводородов из недр и управлению этим процессом. Система разработки определяет количество эксплуатационных объектов, способы воздействия на пласты и темпы отбора углеводородов из них, размещение и плотность сетки добывающих и нагнетательных скважин, очередность ввода в разработку блоков и участков залежи, способы и режимы эксплуатации скважин, мероприятия по контролю и регулированию процесса разработки, охране недр и окружающей среды.
Системы разработки обосновываются в технологических проектных документах.
Под эксплуатационным объектом понимается продуктивный пласт, часть пласта или группа пластов, выделенных для разработки самостоятельной сеткой скважин. Пласты, объединяемые в один объект разработки, должны иметь близкие литологические характеристики и коллекторские свойства пород продуктивных пластов, физико-химические свойства и состав насыщающих их флюидов, величины начальных приведенных пластовых давлений.
По признаку последовательности ввода отдельных объектов в эксплуатационное разбуривание могут быть выделены следующие системы разработки месторождений.
Система разработки «сверху вниз». Эта система заключается в том, что каждый пласт данного месторождения сначала вводится в разведку, а потом в эксплуатационное массовое разбуривание, но после того, как будет в основном разбурен вышележащий пласт (рис. 10).
Система разработки «сверху вниз» была органически связана с ударным бурением, при котором изоляция одного пласта от другого в процессе бурения достигается не циркуляцией глинистого раствора, как при вращательном бурении, а путем спуска специальной колонны обсадных труб для изоляции каждого пласта. При технике ударного бурения эта система разработки была наиболее экономической и соответственно наиболее распространенной. При современном состоянии науки и техники она не позволяет эффективно использовать имеющуюся технику бурения и данные электрометрических исследований скважин. Кроме того, она сильно задерживает темпы разработки и разведки месторождений и в настоящее время не применяется.
Рис. 10. Схема разработки нефтяных месторождений.
а – по системе «сверху вниз», б – по системе «снизу вверх»
Система разработки «снизу вверх». Данная система заключается в том, что в первую очередь разбуривается самый нижний из высокодебитных горизонтов (пластов). Горизонт, с которого начинается разработка, называется опорным (рис. 10).
Основные преимущества этой системы заключаются в следующем:
1) одновременно с разведкой и разбуриванием опорного горизонта каротажем и отбором керна изучаются все вышележащие пласты, что намного сокращает число разведочных скважин, при этом освещается сразу строение всего месторождения;
2) уменьшается процент неудачных скважин, поскольку скважины, попавшие за контур залежи в опорном горизонте, могут быть возвращены эксплуатацией на вышележащие горизонты;
3) значительно возрастают темпы освоения нефтяных месторождений;
4) сокращается число аварий при бурении, связанных с уходом циркуляционного раствора в пласты - коллектора, а также значительно уменьшается глинизация пластов.
Система разработки этажами. Поэтажная система обычно применяется при разработке многопластовых месторождений, в разрезе которых имеются два-три и более выдержанных по простиранию и удаленных по разрезу продуктивных пласта.
По признаку последовательности разработки залежи рядами и ввода скважин в эксплуатацию системы разработки подразделяются на поэтапную и одновременную (сплошную).
При поэтапной системе разработки пласта сначала бурят два-три ряда скважин, ближайших к ряду нагнетательных скважин, оставляя при этом значительную часть пласта не разбуренной. Расчеты и опыт разработки месторождений подобным образом показывают, что бурение четвертого ряда скважин не повышает суммарного отбора нефти в силу интерференции скважин. Поэтому к бурению четвертого ряда приступают тогда, когда первый ряд скважин обводнится и выйдет из эксплуатации. Пятый ряд бурят одновременно с выходом из эксплуатации второго ряда скважин и т. д.
Каждая замена внешнего ряда скважин внутренним называется этапом разработки. Такая система разбуривания рядами в случае разработки от контура к своду напоминает ползущую систему сплошного разбуривания по восстанию и отличается от нее тем, что в эксплуатации одновременно находятся не все скважины, а не более трех рядов.
При одновременной системе разработки залежь охватывается заводнением одновременно по всей площади.
Классификация разработки пластовых залежей по признаку воздействия, на пласт
Современному состоянию техники соответствует следующее деление методов разработки нефтяных залежей по признаку воздействия на пласт:
1) метод разработки без поддержания пластового давления;
2) метод поддержания давления путем закачки воды;
3) метод поддержания давления путем закачки газа или воздуха;
4) вакуум-процесс;
5) компрессорно-циркуляционный метод разработки конденсатных месторождений;
6) метод внутрипластового горения;
7) метод циклической закачки пара.
Разработка без поддержания пластового давления применяется в тех случаях, когда давление краевых вод обеспечивает упруго-водонапорный режим в залежи в течение всего времени эксплуатации или когда по тем или иным причинам экономически невыгодно организовывать закачку газа или воды в пласт.
В тех случаях, когда давление пластовых вод не может обеспечить упруго-водонапорного режима, разработка залежи без поддержания пластового давления обязательно приведет к проявлению режима растворенного газа, а стало быть к низкому коэффициенту использования запасов. В этих случаях необходимо искусственное поддержание пластового давления.
Если предполагается, что нефтяное месторождение будет разрабатываться в основной период при режиме растворенного газа, для которого характерно незначительное перемещение водонефтяного раздела, т. е. при слабой активности законтурных вод, то применяют равномерное, геометрически правильное расположение скважин по квадратной или треугольной сетке. В тех же случаях, когда предполагается определенное перемещение водонефтяного и газонефтяного разделов, скважины располагают с учетом положения этих разделов.
Метод поддержания давления путем закачки воды преследует цель поддерживать пластовое давление выше давления насыщения. Этим будет обеспечена разработка залежи при жестком водонапорном режиме. Последнее дает возможность разрабатывать залежь до извлечения 40 - 50% запасов преимущественно фонтанным способом с высокими темпами отбора жидкости и в конечном счете получать высокий коэффициент использования запасов – 60 - 70%.
Системы разработки с поддержанием пластового давления в свою очередь подразделяются на системы с законтурным, приконтурным и внутриконтурным воздействием.
Метод поддержания давления, при котором вода закачивается в законтурную область пласта, называется законтурным заводнением. Законтурное заводнение рационально применять при разработке относительно узких залежей (шириной не более 3-4 км), на которых размещается от трех до пяти рядов эксплуатационных скважин.
При разработке крупных залежей, когда закачка воды в законтурную область не сможет обеспечить заданных темпов добычи и охватить влиянием скважины, расположенные внутри залежи, целесообразно применять внутриконтурное заводнение. Раньше на заре развития методов поддержания давления путем закачки воды применяли поэтапную систему разработки, которая представляла собою ползущую систему разработки по восстанию или по падению. В том и другом случае образовывалась законсервированная часть залежи, что крайне нежелательно. Поэтому при разработке крупных залежей в настоящее время применяют внутриконтурное заводнение .
Системы с внутриконтурным воздействием делятся на рядные, площадные, очаговые, избирательные, цетральные.
Внутриконтурное заводнение применяется такжепри разработке литологических залежей , границы которых определяются замещением песчаников глинами. В этих случаях воду закачивают по оси залежи. Такое заводнение называется внутриконтурным по оси. Если же закачка производится в центре литологически ограниченной залежи через одну скважину, заводнение называется очаговым. Практика показала эффективность такого заводнения литологических объектов, состоящих из большого числа линзообразных залежей.
С течением времени при очаговом заводнении соседние эксплуатационные скважины начинают обводняться, и после полного обводнения их переводят под нагнетание воды. Постепенно очаговое заводнение превращается в центральное.
Центральным называется заводнение, которое производится через три-четыре скважины, расположенные в центре залежи.
Как правило, центральное заводнение через несколько скважин сразу в начале разработки на практике никогда не осуществляется.
В практике разработки крупных залежей применяются одновременно законтурное, внутриконтурное по блокам и очаговое заводнения.
При разработке крупных залежей нефти платформенного типа в Западной Сибири применяют рядные системы разработки. Разновидность их - блоковые системы. При этих системах на месторождениях, обычно в направлении, поперечном их простиранию, располагают ряды добывающих и нагнетательных скважин. Практически применяют трехрядную и пятирядную схемы расположения скважин, представляющие собой соответственно чередование трех рядов добывающих и одного ряда нагнетательных скважин, пяти рядов добывающих и одного ряда нагнетательных скважин. При большем числе рядов (семь-девять) центральные ряды скважин не будут обеспечиваться воздействием от нагнетания вследствие их интерференции со скважинами крайних рядов.
Число рядов в рядных системах нечетное вследствие необходимости проводки центрального ряда скважин, к которому предполагается стягивать водонефтяной раздел при его перемещении в процессе разработки пласта. Поэтому центральный ряд скважин в этих системах часто называют стягивающим рядом.
Расстояние между рядами скважин обычно изменяется в пределах 400 - 600 м (реже до 800 м), между скважинами в рядах - в пределах 300 - 600 м.
При трехрядной системе залежь разрезается рядами нагнетательных скважин на ряд поперечных полос шириною, равной четырехкратному расстоянию между рядами скважин. При пятирядной системе ширина полос равна шестикратному расстоянию между рядами. Эти системы разработки обеспечивают очень быстрое разбуривание залежей. При этих системах в начале разработки залежи не учитываются литологические особенности пласта.
Системы с площадным расположением скважин. Рассмотрим наиболее часто используемые на практике системы разработки нефтяных месторождений с площадным расположением скважин: пятиточечную, семиточечную и девятиточечную.
Пятиточечная обращенная система (рис. 11). Элемент системы представляет собой квадрат, в углах которого находятся добывающие, а в центре - нагнетательная скважина. Для этой системы отношение нагнетательных и добывающих скважин составляет 1/1.
Рис. 11. Расположение скважин при пятиточечной обращенной системе разработки
Семиточечная обращенная система (рис. 12). Элемент системы представляет собой шестиугольник с добывающими скважинами в углах и нагнетательной в центре. Добывающие скважины расположены в углах шестиугольника, а нагнетательная- в центре. Соотношение 1/2, т. е. на одну нагнетательную скважину приходятся две добывающие.
Рис. 12. Расположение скважин при семиточечной обращенной системе разработки
1 – условный контур нефтеносности, 2 и 3 – скважины соответственно нагентательные и добывающие
Девятиточечная обращенная система (рис. 13). Соотношение нагнетательных и добывающих скважин составляет 1/3.
Рис. 13. Расположение скважин при девятиточечной обращенной системе разработки
1 – условный контур нефтеносности, 2 и 3 – скважины соответственно нагентательные и добывающие
Самая интенсивная из рассмотренных систем с площадным расположением скважин пятиточечная, наименее интенсивная девятиточечная. Считается, что все площадные системы «жесткие», поскольку при этом не допускается без нарушения геометрической упорядоченности расположения скважин и потоков движущихся в пласте веществ использование других нагнетательных скважин для вытеснения нефти из данного элемента, если нагнетательную скважину, принадлежащую данному элементу, нельзя эксплуатировать по тем или иным причинам.
В самом деле, если, например, в блочных системах разработки (особенно в трехрядной и пятирядной) не может эксплуатироваться какая-либо нагнетательная скважина, то ее может заменить соседняя в ряду. Если же вышла из строя или не принимает закачиваемый в пласт агент нагнетательная скважина одного из элементов системы с площадным расположением скважин, то необходимо либо бурить в некоторой точке элемента другую такую скважину (очаг), либо осуществлять процесс вытеснения нефти из пласта за счет более интенсивной закачки рабочего агента в нагнетательные скважины соседних элементов. В этом случае упорядоченность потоков в элементах сильно нарушается.
В то же время при использовании системы с площадным расположением скважин по сравнению с рядной получают важное преимущество, состоящее в возможности более рассредоточенного воздействия на пласт. Это особенно существенно в процессе разработки сильно неоднородных по площади пластов. При использовании рядных систем для разработки сильно неоднородных пластов нагнетание воды или других агентов в пласт сосредоточено в отдельных рядах. В случае же систем с площадным расположением скважин нагнетательные скважины более рассредоточены по площади, что дает возможность подвергнуть отдельные участки пласта большему воздействию. В то же время, как уже отмечалось, рядные системы вследствие их большой гибкости по сравнению с системами с площадным расположением скважин имеют преимущество в повышении охвата пласта воздействием по вертикали. Таким образом, рядные системы предпочтительны при разработке сильно неоднородных по вертикальному разрезу пластов.
В поздней стадии разработки пласт оказывается в значительной своей части занятым вытесняющим нефть веществом (например, водой). Однако вода, продвигаясь от нагнетательных скважин к добывающим, оставляет в пласте некоторые зоны с высокой нефтенасыщенностью, близкой к первоначальной нефтенасыщенности пласта, т. е. так называемые целики нефти. На рис. 14 показаны целики нефти в элементе пятиточечной системы разработки. Для извлечения из них нефти в принципе можно пробурить скважины из числа резервных, в результате чего получают девятиточечную систему.
Помимо упомянутых известны следующие системы разработки: система с батарейным (кольцевым) расположением скважин (рис. 15), которую можно использовать в редких случаях в залежах круговой формы в плане; система при барьерном заводнении, применяемом при разработке нефтегазовых залежей; смешанные системы-комбинация описанных систем разработки, иногда со специальным расположением скважин, используют их при разработке крупных нефтяных месторождений и месторождений со сложными геолого-физическими свойствами.
Рис. 14. Элемент пятиточечной системы, трансформируемый в элемент девятиточечной системы расположения скважин
1 – «четверть» основных добывающих скважин пятиточечного элемента (угловые скважины), 2 – целики нефти (застойные зоны), 3 – дополнительно пробуренные добывающие скважины (боковые скважины), 4 - заводненная область элемента, 5 - нагнетательная скважина
Рис. 15. Схема батарейного расположения скважин
1 – нагнетательные скважины, 2 – условный контур нефтеносности, 3 и 4 – добывающие скважины соответственно первой батареи радиусом R 1 и второй батареи радиусом R 2
Кроме того, используют избирательное системы воздействия, применяемые для регулирования разработки нефтяных месторождений с частичным изменением ранее существовавшей системы.
В случае применения методов воздействия при разработке истощенных залежей их называют вторичными. Если они применяются с самого начала разработки залежи, их называют первичными. Вакуум-процесс является типичным вторичным способом и никогда не применяется с самого начала эксплуатации.
Метод поддержания давления путем закачки газа обычно применяется в залежах, которые имеют газовую шапку. Поддержание давления путем закачки газа преследует цель поддерживать энергетические ресурсы пласта в процессе эксплуатации. Для этого с самого начала эксплуатации в сводовую часть структуры закачивают газ через нагнетательные скважины, расположенные вдоль длинной оси структуры. Кроме того, закачка газа иногда применяется при площадном вытеснении нефти газом (метод Мариэтта).
Термическое воздействие на пласт осуществляется путем закачки горячей воды в пласт через нагнетательные скважины. Закачка горячей воды применяется при заводнении пластов, содержащих сильно парафинистую нефть и имеющих температуру около 100° С. Закачка холодной, воды в такой пласт приводит к охлаждению пласта, к выпадению парафина, который закупоривает поры пласта.
В том случае, когда воздействие на пласт по средствам закачки воды осуществляется после разработки залежи при режиме растворенного газа, можно выделить два основных этапа: а) период безводной добычи, когда нагнетаемая вода идет на заполнение дренированных пустот, занятых газом низкого давления, и на замещение вытесняемой остаточной нефти; б) период прогрессирующего обводнения эксплуатационных скважин.
К моменту прорыва воды в эксплуатационные скважины все поровое пространство в пласте будет занято жидкой фазой, поэтому дальнейший процесс заводнения будет установившимся: количество добываемой в сутки жидкости будет равно суточному объему закачиваемой воды.
Обобщение материалов, проведенное американскими исследователями , показало, что коэффициент извлечения нефти при режиме растворенного газа в среднем составляет 20% от геологических запасов. Применение площадного заводнения на последней стадии разработки увеличивает его до 40%. В то же время применение заводнения в самом начале разработки увеличивает коэффициент извлечения от 60 до 85%. Согласно расчетам американских специалистов, на месторождении Ист-Тексас ожидается конечная нефтеотдача порядка 80% от геологических запасов.
Можно указать еще четыре параметра, которыми характеризуют ту или иную систему разработки.
1. Параметр плотности сетки скважин S c , равный площади нефтеносности, приходящейся на одну скважину, независимо от того, является скважина добывающей или нагнетательной.
Если площадь нефтеносности месторождения равна S, а число скважин на месторождении n, то S c = S/n. Размерность - м 2 /скв. В ряде случаев используют параметр S сд, равный площади нефтеносности, приходящейся на одну добывающую скважину.
2. Параметр А.B. Крылова N кр, равный отношению извлекаемых запасов нефти N к общему числу скважин на месторождении N кр = N/n. Размерность параметра =т/скв.
3. Параметр , равный отношению числа нагнетательных скважин n н к числу добывающих скважин n д = n н /n д. Параметр - безразмерный. Параметр для трехрядной системы равен примерно 1/3, а для пятирядной ~1/5.
4. Параметр р, равный отношению числа резервных скважин, бурящихся дополнительно к основному фонду скважин на месторождении к общему числу скважин. Резервные скважины бурят с целью вовлечения в разработку частей пласта, не охваченных разработкой в результате выявившихся в процессе эксплуатационного его разбуривания не известных ранее особенностей геологического строения этого пласта, а также физических
свойств нефти и содержащих ее пород (литологической неоднородности, тектонических нарушений, неньютоновских свойств нефти и т. д.).
Если число скважин основного фонда на месторождении составляет n, а число резервных скважин n р, то р = n р /n. Параметр р - безразмерный.
Параметр плотности сетки скважин S с вообще говоря, может изменяться в очень широких пределах для систем разработки без воздействия на пласт. Так, при разработке месторождений сверхвязких нефтей (вязкостью в несколько тысяч 10 -3 Па*с) он может составлять 1 - 2*10 4 м 2 /скв. Нефтяные месторождения с низкопроницаемыми коллекторами (сотые доли мкм 2) разрабатывают при S c = 10 - 20*10 4 м 2 /скв. Конечно,
разработка как месторождений высоковязких нефтей, так и месторождений с низкопроницаемыми коллекторами при указанных значениях S c может быть экономически целесообразной при значительных толщинах пластов, т. е. при высоких значениях параметра А.И.Крылова или при небольших глубинах залегания разрабатываемых пластов, т.е. при небольшой стоимости скважин. Для разработки обычных коллекторов S c = 25 - 64*10 4 м 2 /скв.
При разработке месторождений с высокопродуктивными трещиноватыми коллекторами S c может быть равен 70 - 100*10 4 м 2 /скв и более. Параметр N кр также изменяется в довольно широких пределах. В некоторых случаях он может быть равен нескольким десяткам тысяч тонн нефти на скважину, в других - доходить до миллиона тонн нефти на скважину.
Для систем разработки нефтяных месторождений без воздействия на пласт параметр , естественно, равен нулю, а параметр р может составлять в принципе 0,1 - 0,2, хотя резервные скважины в основном предусматривают для системы с воздействием на нефтяные пласты.
