В Энергетической стратегии Российской Федерации до 2035 г. (утверждена 09.07.2020 г.) выделены актуальные проблемы развития нефтяной отрасли — это рост себестоимости добычи, вызванный преобладанием трудноизвлекаемых запасов в составе разрабатываемых ресурсов, и высокая выработанность «зрелых» месторождений. Эти обстоятельства усложняют поддержание достигнутых ранее уровней добычи нефти и требуют внедрения дорогостоящих технологий. Одной из ключевых задач является стабилизация объема добычи нефти в Западной Сибири. Учитывая современные вызовы в нефтегазовой отрасли и текущие тенденции, характеризующиеся падением добычи и возрастанием обводненности на крупных высокопродуктивных месторождениях, стабилизация возможна за счет разработки низкопроницаемых объектов как на обустроенных, так и на новых месторождениях [1–6]. Ранее освоение таких объектов было нецелесообразно ввиду наличия подготовленных запасов высокопродуктивных залежей и отсутствия технических решений и необходимых знаний, а также низкой инвестиционной привлекательности. Сегодня интерес к изучению нетрадиционных коллекторов обусловлен необходимостью поиска новых источников и повышения эффективности добычи углеводородного сырья, что стало возможным благодаря развитию технологий строительства горизонтальных скважин и применению технологии гидравлического разрыва пласта.

Как отмечено в литературе [7, 8], основную часть вводимых в разработку трудноизвлекаемых запасов нефти Западной Сибири составляют запасы в низкопроницаемых коллекторах (НПК). На их долю приходится около 80 % таких запасов, тогда как современный уровень их выработки составляет приблизительно 15–17 %. Это указывает на значительный потенциал для дальнейшей разработки и увеличения извлечения нефти из НПК. В связи с этим в настоящее время особое внимание уделяется исследованию трудноизвлекаемых запасов углеводородов в низкопроницаемых коллекторах для оценки перспектив их включения в разработку, что определяет актуальность и цель данной статьи.

Методологической основой исследования являются пространственный анализ и статистические методы анализа данных, такие как сравнительный и корреляционно-регрессионный анализ. Для изучения пространственного распределения трудноизвлекаемой нефти применяется геоинформационная система (ГИС), разработанная в Институте химии нефти СО РАН — «Трудноизвлекаемые нефти мира». ГИС эффективна для анализа свойств нефти, пространственных, временных, геологических, термобарических, литологических и других особенностей залегания нефти на территориях различного масштаба.

С помощью указанной ГИС выявлены и визуализированы районы локализации трудноизвлекаемых нефтей из низкопроницаемых залежей на территории Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна (НГБ). В ходе работы осуществлен сбор обширного фактического материала из литературы по физическим свойствам и химическому составу нефтей, пластовым характеристикам залегания. Эта информация легла в основу создания базы данных по физико-химическим свойствам нефти (БД), реализованной в Институте химии нефти СО РАН. В формировании БД использованы более 1 250 источников.

На основе информации из БД разработана классификация трудноизвлекаемой нефти, включая сланцевую нефть. В настоящее время БД содержит информацию о более чем 45 800 образцах
нефти из 7 475 месторождений 195 нефтегазоносных бассейнов мира [9–11]. Объектом
текущего исследования являются месторождения с низкопроницаемыми отложениями
Западно-Сибирского НГБ.
Такой подход обеспечивает комплексный анализ и перспективное изучение трудноизвлекаемых запасов нефти с применением современных геоинформационных и статистических методов.

По классификации [8], основанной на характеристике проницаемости, коллекторы делятся на низкопроницаемые (проницаемость пород менее 0,05 мкм²), среднепроницаемые (проницаемость от 0,05 до 0,5 мкм²) и высокопроницаемые (проницаемость пород выше 0,5 мкм²). Для статистического анализа на основе информации из БД сформированы выборки с различными значениями проницаемости пород месторождений Западно-Сибирского бассейна: проницаемость больше 0,5 мкм² — массив данных содержит 233 образца из 96 месторождений, проницаемость от 0,05 до 0,5 мкм² — 1 445 образцов из 308 месторождений, проницаемость до 0,05 мкм² — массив данных содержит 1 970 образцов из 488 месторождений. Выборка для низкопроницаемых коллекторов является самой многочисленной, что подчеркивает актуальность изучения свойств трудноизвлекаемых нефтей, залегающих в породах с низкой проницаемостью. В таблице 1 показано распределение образцов по классификации проницаемости продуктивных отложений.

Месторождения с низкопроницаемыми коллекторами распространены практически по всей территории Западно-Сибирского НГБ (рис. 1).

Как видно из таблицы 2, в в Ханты-Мансийском автономном округе (ХМАО) самая многочисленная группа месторождений с НПК: здесь сосредоточено 285 месторождений, что составляет более 58 % от общего количества месторождений.
Выявлено 11 уникальных по своим запасам месторождений: Ван-Еганское, Ватьеганское, Красноленинское, Лянторское, Мамонтовское, Повховское, Приобское, Приразломное, Салымское, Самотлорское и Федоровское. На территории Ямало-Ненецкого автономном округе (ЯНАО) установлено 120 месторождений с НПК (1/4 всех месторождений), из них 6 месторождений являются уникальными: Восточно-Мессояхское, Русское, Самбургское, Северо-Комсомольское, Суторминское и Уренгойское. В Томской области сосредоточено почти 14 % месторождений, и одно месторождение — Советское —относится к категории уникальных. В Новосибирской, Тюменской, Омской областях количество месторождений меньше 10, а в Красноярском крае месторождение Лодочное относится к категории крупных.

Как видно на рисунке 2, количество уникальных месторождений по запасам составило менее 10 %, но доля запасов этой группы месторождений равна 78,8 %. Количество крупных месторождений в 3 раза превышает количество уникальных, однако доля их запасов гораздо меньше и равна 18,3 %. Запасы средних и мелких месторождений составили менее 3 %.

Проведен анализ условий залегания и физико-химических свойств нефтей из низкопроницаемых отложений на территории Западно-Сибирского НГБ. Как упоминалось выше (табл. 1), для проведения анализа физико-химических свойств нефтей НПК и особенностей низкопроницаемых залежей (глубина залегания, пластовые температура, пористость и проницаемость пород) на основе информации из БД сформирована выборка в количестве 1 970 образцов нефти НПК из 488 месторождений.

Установлено, что большинство нефтей из НПК залегает на глубине от 2 000 до 3 000 м (табл. 3). Пластовые температура и давление изменяются в широких границах. При температуре пласта ниже 20 °С [9, 10] нефти относятся к трудноизвлекаемым, такой является нефть из месторождения Русское (ЯНАО). «Горячие» нефти (температура пласта более 100 °С, что также усугубляет трудноизвлекаемость) характерны для 60 месторождений из Томской области, ХМАО и ЯНАО. Пористость пласта ниже 5 % установлена для залежей следующих месторождений: Правдинское, Салымское из ХМАО; Нижне-Табаганское, Северо-Ледовое и Чкаловское из Томской области; Восточно-Ярайнерское и Южно-Пямалияхское из ЯНАО. Нефти из перечисленных месторождений относятся к трудноизвлекаемым с низкой пористостью коллекторов.

Как известно, трудноизвлекаемость нефтей определяется не только условиями залегания,
но и аномальностью их физико-химических свойств. На основе информации из БД физико-химические свойства нефтей НПК имеют большой диапазон значений, что указывает на их особенности (табл. 4).

Так, плотность меняется от 0,71 (газоконденсат) из Мыльджинского месторождения Томской области до 0,968 (сверхтяжелая нефть по классификации [9]) Самотлорского (ЯНАО) и Северного (Томская область) месторождений. Изменчивость плотности от легкой до сверхтяжелой влияет на изменчивость химических показателей. Так, содержание парафинов меняется от 0,08 % для арктических месторождений (нефть малопарафинистая [9]) до 25 % (нефть сверхвысокопарафинистая [9]) в месторождениях Майское и Верхнесалатское Томской области. Содержание смол — от 0,25 % (Верхнесалатское и Тазовское) до 20 % (Первомайское в Томской области и Тайлаковское в ХМАО), асфальтенов — от 0,1 % (Тевлинско-Русскинское, ХМАО) до 8 % в Ласъеганском (ХМАО) и Западно-Останинском (Томская область) месторождениях. Концентрация серы в нефти имеет очень широкие границы изменений — от 0,01 % (Мыльджинское в Томской области и Ямбургское в ЯНАО) до сверхвысокосернистой нефти в Мурьяунском месторождении (ХМАО). Попутный газ практически отсутствует в нефтях Емъяговского и Восточно-Придорожного месторождений из ХМАО, но аномально высокое его содержание характерно для арктических месторождений. По классификации [9, 10] нефти по вязкости меняются от маловязких до вязких в месторождениях ХМАО (Равенское, Петелинское, Федоровское). Положительная температура застывания характерна для нефтей Майского (Томская область), Мамонтовского и Усть-Балыкского (ХМАО) месторождений, большинство нефтей НПК имеют отрицательную температуру застывания, самая низкая температура застывания характерна для томских месторождений — Болтное и Мыльджинское.

По своим физическим показателям нефти НПК являются в среднем средневязкими, со средней плотностью, с отрицательной температурой замерзания. По химическим характеристикам — среднесернистая, среднепарафинистая, среднесмолистая и малоасфальтеновая. Газосодержание
в нефти в среднем низкое (менее 200 м³/т), но для некоторых арктических месторождений (Вынгапуровское, Еты-Пуровское, Западно-Харампуровское, Усть-Часельское, Юбилейное и Ярайнерское) газосодержание выше 500 м³/т, что повышает степень трудноизвлекаемости
данных нефтей [12].

В Западной Сибири НПК достаточно широко распространены по глубине залегания (табл. 5) — от малых глубин до 4 000 м. Самая большая выборка месторождений с НПК приходится на средние глубины залегания 2 000–3 000 м, такие месторождения распределены по всем регионам Западной Сибири, но основная доля месторождений (более 59 %) приходится на ХМАО. Глубокозалегающими залежами отличаются месторождения Томской области, ХМАО И ЯНАО, больше половины месторождений являются арктическими, самые глубокозалегающие НПК (3 500–4 000 м) находятся в месторождениях Есетинское, Мангазейское, Непонятное, Самбургское, Тазовское, Тундринское, Уренгойское, Южно-Песцовое и Ярайнерское. Группа месторождений с малыми глубинами залегания НПК является самой малочисленной — 5 месторождений — из Томской области (Северное), ХМАО (Ван-Еганское и Самотлорское) и ЯНАО (Новопортовское и Русское).

По данным таблицы 5 можно установить тенденцию увеличения количества НПК с возрастанием глубин. Показано, что доля низкопроницаемых коллекторов увеличивается от 0,3 % на интервале до 1 000 м до 80 % на глубине 3 000 м. Однозначно можно заключить, что на больших глубинах будут иметь место в основном НПК, что еще раз подчеркивает важность их изучения для эффективной разработки подобных залежей.

Рассчитаны значения пластовых показателей коллекторов с ростом глубины залегания (табл. 6). Показано, что с увеличением глубины уменьшение значений проницаемости пород происходит почти в 3 раза, пористости — почти в 2 раза, отклонения от среднего значения (табл. 3)
составили 15–30 %. Пластовые температура и давление наоборот увеличиваются почти в 3 раза, что еще больше усугубляет трудноизвлекаемость нефтей из данных залежей. Самыми горячими нефтями (более 100 °С) обладают северные месторождения ХМАО и ЯНАО, например Чистинное, Тундринское, Эргинское, Имилорское и др. из ХМАО, Пальниковское, Самбургское, Есетинское, Уренгойское и др. из ЯНАО. Аномально высоким пластовым давление (более 40 МПа) характеризуются залежи арктических месторождений — Есетинского, Западно-Таркосалинского, Самбургского, Тазовского, Уренгойского. Данные тенденции важно учитывать при разработке НПК и прогнозировании добычи нефти из низкопроницаемых коллекторов [12].

В таблице 7 представлена информация о физико-химических свойствах нефтей из НПК различной глубины залегания. Анализ показал, что нефти в коллекторах с малой глубины самые тяжелые, относятся к типу «сверхтяжелая» нефть, с высоким содержанием серы, наименьшим содержанием парафинов, смол, асфальтенов и нефтяного газа.

Глубокозалегающие нефти характеризуются низкой плотностью и вязкостью, относятся к типу «легкая и маловязкая» нефть, с низкой температурой застывания, самым низким содержанием серы (тип «среднесернистая» нефть), являются среднепарафинистыми, малосмолистыми и малоасфальтеновыми.