«Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса»

Разработка залежей нефти плотных коллекторов: современное состояние вопроса

УДК: 622.276
DOI: 10.33285/1999-6934-2023-5(137)-38-41

Авторы:

¹ РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина, Москва, Россия

Ключевые слова: нетрадиционные залежи углеводородов, нефти плотных коллекторов, сланцевая нефть, геологические ресурсы, извлекаемые запасы

Аннотация:

Геологические ресурсы нефти плотных коллекторов более чем в 2 раза превышают геологические ресурсы традиционной нефти. Огромные ресурсы этого вида нетрадиционных углеводородов найдены в США, России, Китае, Ливии, ОАЭ, Пакистане, Нигерии. Существующие технологии позволяют достаточно эффективно проводить разработку залежей нефти плотных коллекторов. Одним из главных отличий добычи нефти плотных коллекторов от добычи традиционной нефти является очень высокий темп падения дебита, составляющий несколько процентов в месяц. Для поддержания уровня добычи нефти необходимо бурение новых скважин, что ведет к существенному увеличению стоимости ее добычи. Жизненный цикл такого рода проектов длится примерно 5…7 лет. Основная добыча нефти из плотных коллекторов ведется в США. За последние годы ряд проектов был реализован в Аргентине и Канаде. В других странах разработка этих ресурсов находится в зачаточном состоянии. В краткосрочной перспективе трудно ожидать "сланцевого бума" в этих странах.

Список литературы:

1. Кучеров В.Г., Бессель В.В. Оценка глобальных геологических ресурсов и запасов нефти: миф и реальность // Нефт. хоз-во. – 2021. – № 10. – С. 14–18. – DOI: 10.24887/0028-2448-2021-10-14-18
2. EIA/ARI World Shale Gas and Shale Oil Resource Assessment. Technically Recoverable Shale Gas and Shale Oil Resources: An Assessment of 137 Shale Formations in 41 Countries outside the United States. – URL: https://www.adv-res.com/pdf/A_EIA_ARI_2013%20World%20Shale%20Gas%20and%20Shale%20Oil%20Resource%20Assessment.pdf (дата обращения 02.06.2023).
3. BP Statistical Review of World Energy: 71st edition. – 2022. – URL: https://www.bp.com/content/dam/bp/business-sites/en/global/corporate/pdfs/energy-economics/statistical-review/bp-stats-review-2022-full-report.pdf (дата обращения 02.06.2023).
4. Неорганическое происхождение нефти: от геологической к физической теории / В.А. Краюшкин, В.Г. Кучеров, В.П. Клочко, П.Ф. Гожик // Геологич. журн. – 2005. – № 2. – С. 35–43.
5. Kutcherov V.G., Krayushkin V.A. The deep-seated abiogenic origin of petroleum: from geological assessment to physical theory // Review of Geophysics. – 2010. – Vol. 48, No. 1. – P. RG1001. – DOI: 10.1029/2008RG000270
6. World Shale Resource Assessments / U.S. Energy Information Administration. – URL: https://www.eia.gov/analysis/studies/worldshalegas/ (дата обращения 02.06.2023).
7. Анализ работы горизонтальных скважин с многостадийным гидроразрывом пласта / И.В. Афанаскин, С.Г. Вольпин, А.А. Колеватов, Ю.Б. Ченленсон // Нефтепромысловое дело. – 2019. – № 1. – С. 44–51. – DOI: 10.30713/0207-2351-2019-1-44-51
8. Соколов И.С., Павлов М.С., Босых О.Н. Опыт разработки низкопроницаемого пласта горизонтальными скважинами с многостадийным гидроразрывом // Нефтепромысловое дело. – 2020. – № 8(620). – С. 10–16. – DOI: 10.30713/0207-2351-2020-8(620)-10-16
9. Drilling Productivity Report / U.S. Energy Information Administration. – URL: https://www.eia.gov/petroleum/drilling/ (дата обращения 02.06.2023).
10. Tight oil production estimates by play / U.S. Energy Information Administration. – URL: https://www.eia.gov/petroleum/data.php#crude (дата обращения 02.06.2023).
11. Нетрадиционная нефть: технологии, экономика, перспективы / Ю.В. Галкин, Д.А. Грушевенко, Н.О. Капустин [и др.]. – М.: ИНЭИ РАН, 2019. – 62 с.
12. Canada’s Energy Futures 2021 Fact Sheet: Conventional, Tight, and Shale Oil Production. – URL: https://www.cer-rec.gc.ca/en/data-analysis/canada-energy-future/2021conventional/ (дата обращения 02.06.2023).
13. Characteristics and distribution of continental tight oil in China / Rukai Zhu, Caineng Zou, Zhiguo Mao [et al.] // J. of Asian Earth Sciences. – 2019. – Vol. 178. – P. 37–51. – DOI: 10.1016/j.jseaes.2018.07.020