Технологии
Пересмотр рисков: почему повышение нефтеотдачи по-прежнему отстаёт и почему так быть не должно
Антуан Тома, независимый консультантОкончание. Начало в № 5 (ноябрь 2025 года)
Обоснование полимерного заводнения
Полимерное заводнение – технология с подтверждённой практикой применения, повышающая извлечение нефти за счёт улучшения эффективности охвата и соотношения подвижностей между закачиваемой водой и пластовой нефтью (см. Сирайт и Ван, 2021, обзор текущего состояния). Делая фронт вытеснения более однородным, полимерное заводнение также позволяет отсрочить и снизить добычу воды, что ведёт к уменьшению затрат на обращение и утилизацию, особенно на зрелых месторождениях с высокой обводнённостью. С экономической точки зрения полимерное заводнение является рентабельным решением с существенной дополнительной добычей нефти, часто в диапазоне от 10% до 20% начальных запасов нефти в пласте (Томас, 2019).
Хорошо демонстрируют преимущества технологии публикации о морском проекте полимерного заводнения на месторождении Капитан. Коллектор: песчаник южной верхней толщи Капитана (Southern Upper Captain Sandstone, SUCS) с исключительными параметрами: нетто/брутто 96%, пористость 31%, проницаемость 5 дарси, нефть с низким значением API и неблагоприятное предельное соотношение подвижностей 31. В 2018 году Поульсен и др. представили ключевые показатели проекта, сходные положительные результаты позднее привели Джонсон и др. (2023):
- Дополнительная добыча нефти: 1,4 млн баррелей, сверх конечной добычи при заводнении.
- Совокупная добыча за счёт полимерного заводнения: 2,5 млн баррелей.
- Сокращение объёмов воды на море: минус 25,2 млн баррелей по сравнению с заводнением.
- Химическая эффективность: 2,7 фунта на баррель дополнительной нефти.
- Ускорение достижения конечной извлекаемой добычи: на 6 лет раньше по сравнению с заводнением.
Скауге и др. (2024) опубликовали для этого месторождения обобщение преимуществ, включая снижение энергопотребления и выбросов CO₂:
- Дополнительная добыча и ускорение. Полимерное заводнение сократило продолжительность эксплуатации на 33 года для участка B и на 63 года для участка C по сравнению с заводнением при той же суммарной добыче нефти.
- Снижение обводнённости. На участке B обводнённость снизилась с исходных 94,1 % до 80 % в период полимерной закачки и не вернулась к исходному уровню в течение 7 лет после её завершения.
- Снижение выбросов CO₂. Полимерное заводнение привело к снижению выбросов CO₂ на 35% по сравнению с заводнением.
- Энергетическая эффективность. Отдача по эксергии на эксергетические затраты была в 2,4 раза выше при полимерном заводнении, чем при заводнении.
- Полимерная закачка несёт существенные эксергетические затраты из-за энергоёмкого производства полимера, которые в 2,5 раза выше суммарной эксергии, требуемой для заводнения. Однако высокая энергетическая эффективность полимерного заводнения делает его более предпочтительным вариантом. За шесть лет полимерной закачки с последующими пятью годами заводнения достигается та же добыча нефти, что и за 75 лет одного заводнения. Несмотря на более высокие начальные эксергетические затраты для полимерного заводнения, значительный прирост добычи, обусловленный улучшением эффективности охвата, более чем компенсирует дополнительные энергозатраты.
Публичные данные по другим проектам и странам показывают потенциал повышения извлечения нефти при полимерной закачке. Наиболее показательный пример – Аргентина с резким ростом добычи и последующим широким внедрением полимерного заводнения, включая Гримбек и Диадема (Рис. 11).
Ещё один успешный пример – проект полимерного заводнения на месторождении Мангала (Cairn India), где полномасштабное полимерное заводнение началось в 2015 году, а расход полимера составил 165 т/сут при закачке около 500 000 баррелей полимеризованной воды в сутки. Полимерное заводнение развернуло тенденцию снижения добычи и, как ожидается, обеспечит около 8 % дополнительной нефти от начальных запасов нефти в пересчете к поверхностным условиям, примерно 100 млн баррелей, к 2030 году (Прасад и др., 2022).
Эти результаты наглядно показывают преимущества полимерной закачки для повышения извлечения нефти при одновременном сокращении энергетических потерь и косвленных выбросов CO₂. Единственная остающаяся неопределённость касается выбора оптимального момента начала полимерной закачки, поскольку в данном примере описано третичное внедрение.
Пример из практики: сравнение вторичного и третичного полимерного заводнения
Исследование месторождения Милн-Пойнт (Hilcorp) предлагает наглядное сравнение стратегий вторичного и третичного полимерного заводнения с акцентом на ключевые показатели эффективности, такие как коэффициент извлечения, приёмистость, сроки прорыва воды и общая эффективность (Айткулов и др., 2024). Проект начался в 2018 году с уровня 6 000 баррелей воды в сутки и расширен до уровня свыше 57 000 баррелей воды в сутки, при более чем 50 нагнетательных скважинах и девяти полимерных модульных установках, действующих в 2024 году. Основные характеристики коллектора представлены в Таблице 1.
Таблица 1. Основные характеристики коллектора месторождения Милн-Пойнт (Айткулов и др., 2024).
а. Коэффициент извлечения
Вторичное полимерное заводнение, например по схеме L Pad Nb, обеспечило более высокий коэффициент извлечения по сравнению с третичным заводнением. На площадке L Pad извлечено 34% начальных запасов нефти в пласте после полимерной закачки, что вдвое превышает оценку по анализу теории долевого потока для заводнения, предсказывавшему 17% при закачке одного порового объёма. Для сравнения, при третичном заводнении по схеме J Pad Nb было извлечено 28% начальных запасов нефти в пласте после закачки 0,4 порового объёма. Хотя на площадке J Pad получен существенный дополнительный прирост по сравнению с заводнением, эффективность оказалась ниже, чем при вторичном заводнении. Это подтверждает, что запуск полимерного заводнения на ранней стадии, до существенного роста водонасыщенности, более эффективен для максимизации извлечения (Рис. 12).
Ниже приведена сводная таблица (Таблица 2):
Таблица 2. Характеристики заводнения для нескольких площадок месторождения Милн-Пойнт.
