Вынгапуровский полигон

Вынгапуровский полигон

Апробация инновационных методов при работе с трудноизвлекаемыми запасами на крупнейшем промысле «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаза».



ВЫНГАПУРОВСКОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ

Нефтегазоконденсатное месторождение находится в разработке более 30 лет. По данным на конец 2012 года, геологические запасы составляют 483,3 млн тонн нефти (по категориям А, В, С1) и 133,5 млн тонн (по категории С2).
На сегодняшний день эксплуатационный фонд составляет более 2 тыс. скважин.

При роторном бурении зачастую достаточно одного спуска и подъема оборудования, что дает значительную экономию времени при строительстве скважины

Фото: Роман Хасаев, Евгений Уваров

Внедрение новых технологий сегодня одно из основных направлений восполнения сырьевой базы нефтяных компаний. Площадкой для апробации инновационных методов при работе с трудноизвлекаемыми запасами (ТРИЗ) нефти стала Вынгапуровская группа месторождений, которую разрабатывает «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз»

Текст: Ефим Дубинкин

ПО ДАННЫМ РАЗВЕДКИ

Вынгапур для «Газпром нефти» — это не только «донор», на которого приходится более половины всей добычи компании, но и главный технологический полигон: около 90% всех геологотехнических мероприятий (ГТМ) проводятся именно здесь. «Опробовав ту или иную технологию на Вынгапуре, мы внедряем ее на другом месторождении, — рассказал заместитель главного геолога „Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаза“ Ленар Шакирзянов. — Это связано с тем, что, несмотря на тридцатилетнюю историю разработки, Вынгапуровская площадка не изучена до конца и не перестает преподносить нам приятные сюрпризы. Для скважин месторождения на поздней стадии разработки такие показатели как, к примеру, 200 и 150 тонн нефти в сутки, — очень хороший результат».

Очевидно, что для строительства новых, высокодебитных скважин необходима надежная геологическая основа — геологическая модель, которая дает возможность с наибольшей долей вероятности представить, где находятся запасы нефти, оценить их объем и характеристики притока. В свою очередь создание таких моделей требует проведения испытаний поисково-оценочных скважин, сейсмических исследований, изучения керна и пластовых флюидов. Программа геологоразведочных работ в ближайшие четыре года предполагает бурение около 30 разведочных и поисково-оценочных скважин, покрытие более 2,5 тыс. кв. км 3D-сейсмикой. При этом исследования приносят 100%-ный результат: все пробуренные в 2012 году скважины подтвердили нефтеносность, сейчас на их основе закладываются кусты.

110 геолого-технических мероприятий (почти 10% от общего объема ГТМ), проведенных в прошлом году, были направлены на вовлечение в разработку трудноизвлекаемых запасов.

ПРОРЫВ К ГОРИЗОНТУ

Основной технологией вовлечения в разработку трудноизвлекаемых запасов в 2013 году стало бурение горизонтальных скважин с проведением многостадийных гидроразрывов пластов. Технология позволяет поэтапно выполнять несколько ГРП на стволе одной скважины для увеличения добычи нефти и повышения коэффициента ее извлечения, последовательно воздействуя на отдельные пласты, имеющие, к примеру, низкую продуктивность. «До применения этого ГТМ даже горизонтальные зарезки не позволяли получить желаемого дебита, — рассказывает Ленар Шакирзянов. — Раньше мы вообще не трогали скважины в зонах с низкими ФЕС, так как понимали, что это не рентабельно, а теперь можем в корне пересмотреть отношение к старым месторождениям».

Более того, принципиальные изменения претерпели и сами технологии ГРП. Если, например, применение в прошлом году для разделения зон горизонтального участка скважины набухающих пакеров требовало десятидневной паузы перед проведением гидроразрыва, то сейчас, с переходом на компоновку с гидравлическими пакерами, скважина к проведению ГРП готовится практически моментально.

Успешный опыт Вынгапура в бурении горизонтальных скважин позволил серьезно повысить геолого-техническую активность. В 2013 году планируется пробурить более 70 горизонтальных скважин, что в три раза превышает прошлогодние показатели и в четыре раза — результаты 2011 года. Операций многостадийного гидроразрыва пласта на 2013 год запланировано втрое больше, чем в 2012-м, — 65.

До 2015 года за счет реализации программы работы с ТРИЗами предполагается вовлечь в разработку 60 млн тонн дополнительных запасов. К 2020-му этот показатель должен увеличиться до 300 млн тонн. А по итогам 2012 года в разработку было вовлечено более 8 млн тонн трудноизвлекаемых запасов.

РОТОРНАЯ ЭКОНОМИЯ

Самой затратной статьей при освоении нефтегазовых месторождений по-прежнему остается строительство скважин. Это стимулирует нефтяников к активному поиску инновационных методов бурения, позволяющих выйти на новый уровень эффективности. Одна из таких технологий — бурение с использованием роторных управляемых систем (РУС), позволяющая разбуривать пласт, изменяя угол искривления скважины до 0,2 градуса, что приводит к более точному попаданию в пласт.

Кроме того, если традиционный турбинный способ бурения связан с большим количеством технологических операций по спуску и подъему забойного оборудования и требует значительных затрат электроэнергии на постоянную промывку скважины, то при роторном бурении зачастую достаточно одного спуска и подъема оборудования, что дает значительную экономию времени при строительстве скважины. Строительство скважин по новой технологии сократило цикл бурения в среднем на 2–3 суток, и это в свою очередь существенно снизило общие затраты на бурение.

Первые в компании опытно-промышленные работы по применению этой технологии прошли в 2012 году на месторождениях «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаза» и «Газпромнефть-Муравленко». Бурение 11 скважин по роторной технологии принесло впечатляющие результаты: на Вынгапуровском месторождении одна из скважин при запланированном дебите 125 тонн в сутки дала 140 тонн, дебит другой составил 151 тонну при прогнозе в 80 тонн. Специалисты прогнозируют, что скважины, пробуренные с использованием роторных систем, в 2012–2015 годах позволят дополнительно получить 5,6 млн тонн нефти. В дальнейшем только на старых месторождениях «Газпром нефти» с помощью РУС можно бурить сотни скважин в год. А с учетом активов, которые предстоит осваивать в ближайшем будущем на севере Ямала и в Восточной Сибири, роторным бурением можно будет охватить еще тысячи скважин с горизонтальным окончанием.

БОРЬБА ЗА КИН

Общемировая практика добычи показывает, что в среднем 50% запасов нефти остаются в недрах. В Советском Союзе коэффициент извлечения нефти (КИН) равнялся 45–48%. Сегодня, по данным Министерства природных ресурсов, он упал в целом по отрасли до 22%. Проектный КИН Вынгапуровской группы месторождений варьируется от 0,24 до 0,39 в зависимости от пласта, а средний КИН балансовых запасов равен 0,358. По оценке специалистов, для актива с наличием большого количества юрских и ачимовских пластов (а на Вынгапуровской группе месторождений их осталось много) КИН 0,3 — хороший показатель.

Более того, несмотря на солидный возраст актива, существует потенциал роста коэффициента извлечения нефти как исходя из геологических особенностей пласта, так и за счет внедрения инновационных технологий. «Проанализировав историю месторождения, мы пришли к выводу, что текущий уровень извлечения запасов при сопоставлении с текущей обводненностью и другими параметрами дает основания для более высокого КИНа, — сообщил Ленар Шакирзянов. — Кроме того, КИН будет повышаться и за счет трудноизвлекаемых запасов. До 50% мы вряд ли дойдем: геологические условия месторождения просто не позволяют это сделать, но 35–40% извлеченной нефти — это реальный уровень, к которому нужно стремиться, и все предпосылки для его достижения есть».

Правда, эфективность работы с запасами зависит не только от усилий самих нефтяников, и лишь увеличением объемов бурения задачу не решить. Чтобы разработка трудноизвлекаемых запасов стала рентабельной, необходима поддержка со стороны государства, введение специального налогового режима для таких активов. Только совмещение механизмов внедрения новых технологий в добыче и механизмов налогового стимулирования даст возможность вовлекать в разработку новые участки, обеспечивая рост объемов добычи.

ЧИТАЙТЕ ТАКЖЕ