Баженовские вызовы

Баженовские вызовы

«Газпром нефть» реализует технологическую стратегию разработки нетрадиционных запасов

Текст: София Зорина
Фото: Евгений Уваров
Инфографика: Рамблер Инфографика/ Александр Волков

Разработка баженовской свиты — одна из основных стратегических задач «Газпром нефти» в среднесрочной перспективе. Ее успешное решение напрямую зависит от технологического развития компании

В 2014 году давно озвученные планы по освоению нетрадиционных запасов в «Газпром нефти» обрели цифровое выражение: к 2025 году компания намерена добывать из бажена порядка 2, 5 млн тонн углеводородов в год, а накопленная добыча к этому времени должна перешагнуть через отметку в 15 млн тонн. При этом предполагается, что ресурсная база подготовленных к разработке извлекаемых запасов нефти из баженовской свиты составит более 400 млн тонн. Однако расчеты показывают, что за высокие показатели придется как следует побороться: при существующем уровне технологического развития компании бажен больше 70 млн тонн не отдаст.

Что касается самих геологических запасов, то наращивать ресурсную базу можно как за счет органического роста — разработки баженовской свиты на имеющихся у компании месторождениях, — так и неорганического, то есть приобретения новых перспективных участков. В 2014 году специалисты блока разведки и добычи совместно с коллегами из Научно-технического центра (НТЦ) и департамента стратегии и инноваций «Газпром нефти» оценили экономическую целесообразность развития по всем возможным вариантам. В результате были выделены целевые диапазоны стоимости строительства скважин и их будущих дебитов и сформулированы основные технологические вызовы, преодоление которых существенно повысит рентабельность проекта.

«Бажен — это технологический проект, — считает генеральный директор Ханты-Мансийского нефтегазового союза, руководитель проектного офиса „Бажен“ Кирилл Стрижнев. — Баженовская свита покрывает всю Западную Сибирь, и практически везде можно обнаружить следы углеводородов. Но начать коммерческую добычу можно, лишь решив определенные технологические задачи. Мы выделили в отдельные проекты пять основных вызовов. Для получения положительного экономического эффекта нужно реализовать как минимум четыре из них».

Инновации вместо диких кошек

Начало реализации любого проекта в добыче предваряет поиск ответов на два вопроса: «Где добывать?» и «Сколько удастся добыть?». В случае с баженом точность этих ответов особо важна, так как напрямую связана с объемом затрат на дальнейшую разработку. Программа технологического развития предусматривает выполнение двух проектов, призванных облегчить оценку потенциала добычи на тех или иных лицензионных участках.

Первая технология, уже созданная в «бета-версии», — технология прогноза перспективности нефтегазоносности баженовских отложений. Она окажется незаменимой при неорганическом расширении ресурсной базы «Газпром нефти» — поиске и отборе новых месторождений — и позволит сэкономить за счет сокращения объемов необходимых геологоразведочных работ. Создание соответствующего «софта» —расчетного модуля для качественного и количественного ранжирования территорий — началось еще несколько лет назад. Базовый вариант программы уже разработан и сегодня проходит апробацию силами специалистов НТЦ. В прошлом году с ее помощью исходя из привлекательности участков была ранжирована практически вся территория ЯНАО и ХМАО. «Нам осталось обучить эту программу, проверить ее работоспособность по ключевым точкам, — уточнил начальник управления проектов нетрадиционных запасов Научно-технического центра „Газпром нефти“ Владислав Жуков. — Для этого необходимо набрать статистику, получить как можно больше практических результатов, что и будет сделано в ближайшие два года в рамках расширенной программы геологоразведочных работ на ряде месторождений».

Следующий этап — локализация места добычи на перспективных месторождениях и определение технологических параметров разработки (количества скважин, их эффективной длины, пускового дебита, потенциальной накопленной добычи и т.д.). Эта задача будет решаться с помощью геолого-гидродинамического симулятора. Над его созданием специалисты «Газпром нефти» работают в консорциуме с ведущими научными институтами страны. Мировых аналогов этой разработке не существует — западные компании, добывающие сланцевую нефть, предпочитают проводить поиск насыщенных углеводородами зон «методом дикой кошки» — с помощью бурения скважин наудачу. «В условиях Западной Сибири — сложной логистики, тяжелого климата, отсутствия инфраструктуры — мы не можем позволить себе бурить лишние скважины. Это слишком дорого», — пояснил Кирилл Стрижнев. По словам руководителя проекта, компании гораздо выгоднее инвестировать в уникальный интеллектуальный продукт.

В основу гидродинамического симулятора закладываются геологические модели строения баженовской свиты, выделенные признаки нефтегазоностности пластов, зависимости между нефтенасыщенностью и другими характеристиками залежи. Проверка программы будет проводиться на данных геофизических исследований скважин и керновых исследований, полученных на нескольких сланцевых проектах «Газпром нефти», в частности на Пальяне и Верхнем Салыме.

Выбор параметров

Еще один вектор повышения экономической результативности разработки баженовской свиты — снижение капитальных затрат при строительстве скважин и их эффективная эксплуатация. В первую очередь речь идет о подборе оптимальной технологии строительства горизонтальных скважин — единственно продуктивных на бажене в силу специфики его строения. Технологии, которую можно было бы тиражировать на все сланцевые активы компании.

Применение гидроразрыва пласта в условиях баженовской свиты

Одна из особенностей освоения баженовской свиты заключается в так называемом узком окне бурения — соотношении пластового и внутрискважинного давления. Из-за узости окна поддержание устойчивости стенок скважины становится проблемой — даже при небольшом отклонении от оптимальных величин плотности бурового раствора, скорости бурения, диаметра скважины велика вероятность обвала. Выбор наилучших технологических параметров бурения — первоочередная задача, решить которую необходимо, чтобы рассчитывать на успех при дальнейшей разработке. Добиться необходимых результатов здесь можно только опытным путем. «Мы уже пробурили на бажен две пологие скважины с углами наклона 75 и 85 градусов и длиной горизонтального ствола 200 и 300 м, — рассказал начальник департамента геологии и разработки „Газпром нефти“ Александр Билинчук. — Следующий этап — два километровых ствола с углом под 90 градусов. Наша цель — это „горизонт“ на 1500 м. Это оптимальная протяженность горизонтального участка скважины для бажена с точки зрения окупаемости и минимизации капитальных затрат. Как только мы наберем нужное количество эмпирических данных, мы сможем построить соответствующие теоретические зависимости и тиражировать технологию на любом месторождении».

Другая, не менее важная задача — повышение дебита скважин. В общем случае высокого дебита позволяет добиться проведение многостадийного гидроразрыва пласта (МГРП), но с баженом не все так просто. Согласно принятой геологической модели потенциально продуктивные интервалы (ППИ) на бажене расположены в пласте в виде отдельных пропластков. Чтобы условия для проведения МГРП были оптимальными и образовавшиеся в результате трещины охватили максимальную часть пласта, необходимо не промахнуться во время проводки скважины (см. схему). Ошибки здесь приведут к бесполезности гидроразрыва. Решением этой проблемы должна стать разработка технологии мониторинга в режиме реального времени геомеханических свойств пород и управления режимами бурения в зависимости от их изменения. Соответствующий комплекс мониторинга скважин LWD (logging while drilling) существует и успешно применяется лидерами отрасли. Сегодня специалисты «Газпром нефти» совместно с сервисными компаниями работают над его адаптацией к условиям баженовской свиты.

Еще один проект посвящен непосредственно самому многостадийному гидроразрыву — технологии, без которой добыча сланцевой нефти невозможна. Здесь также необходимо адаптировать лучший мировой опыт к строптиво мубажену, отличающемуся сверхнизкой проницаемостью. В обычном понимании бажен не обладает ни понятной пористостью, ни фильтрацией, поэтому применение стандартного МГРП, при котором создаются крупные магистральные трещины, здесь неэффективно. В этом случае дополнительный приток охватит лишь несколько десятков сантиметров пласта вокруг трещин. «Выжать» нефть из бажена можно только с помощью сети трещин, создание которой — отдельный технологический вызов. Есть целый ряд параметров ГРП — скорость гидроразрыва, реологические свойства жидкости, размер и форма проппанта, пульсирующее или непрерывное воз-действие на пласт, от которых зависит дизайн трещины. Залог успеха ГРП на бажене — верный подбор всех этих параметров

Алексей Вашкевич
Алексей Вашкевич,
Руководитель дирекции по геологоразведочным работам и развитию ресурсной базы «Газпром нефти»:

Поиск и вовлечение в разработку нетрадиционных запасов во многом будет определять развитие «Газпром нефти» в среднесрочной перспективе. Безусловно, работа по извлечению трудной нефти потребует от специалистов компании решения новых непростых технологических вызовов. Мы готовы к этому и уже сегодня делаем уверенные шаги к лучшему пониманию геологического строения залежей баженовской свиты. В планах — наращивание ресурсной базы за счет органического и неорганического роста, разработка собственных технологий прогнозирования нефтегазоносности залежей и геолого-гидродинамического моделирования нетрадиционных запасов. Технологий, которые позволят нам занять лидирующие позиции в области извлечения ТРИЗов и создать отечественную школу добычи сланцевой нефти.

«Сегодня инженерный расчет дизайнов ГРП на бажене — прерогатива сервисных компаний, — рассказал главный геолог „Газпромнефть-Хантоса“ Михаил Черевко. — Внешние специалисты определяют основные параметры гидроразрыва и затраты на его проведение. Они отвечают за результат. Мы же хотим создать собственный симулятор ГРП для условий баженовской свиты. Этот продукт станет основой комплексной системы управления технологическими процессами и позволит нам контролировать и сокращать затраты на ГРП». По сути, задача здесь — превратить процедуру гидроразрыва на российских сланцевых залежах из уникальной и дорогостоящей в стандартную операцию. Достичь этого можно, только накопив достаточный опыт проведения на бажене МГРП с одновременным мониторингом трещин. Эта объемная задача оперативно может быть решена только в технологическом партнерстве с сервисными компаниями и при научной и финансовой поддержке государства.

К нефтематеринским запасам

Согласно современным представлениям о геологическом строении бажена, в нем выделяют два основных блока пород. Это нефтематеринские породы, содержащие кероген*, и породы-пропластки, содержащие легкую нефть. Причем последние составляют всего порядка 30%от всей толщины бажена. Такой метод стимулирования пласта, как многостадийный гидроразрыв, направлен как раз на извлечение углеводородов из пропластков. В то же время нефтематеринские породы остаются недоступными для стандартных способов добычи. «Без применения дополнительных технологий, направленных на генерацию углеводородов из баженовской свиты, мы сможем охватить добычей, пусть и рентабельной, лишь небольшую часть бажена, — считает Александр Билинчук. — При этом такие технологии существуют и уже успешно применяются рядом компаний на сланцевых залежах». В первую очередь речь идет о внутрипластовом каталитическом ретортинге (см. врез), позволяющем значительно увеличить в пласте температуру и давление и «выгнать» нефть из низкопроницаемых пород. Причем эта технология может применяться как на нефтематеринских породах, так и на пропластках после проведения ГРП — для создания дополнительных микротрещин и увеличения притока.

Основной минус технологии — дороговизна. Для ее реализации необходим целый комплекс наземного и подземного оборудования, организация теплоизоляции скважин. Тем не менее по предварительным расчетам эта технология может быть рентабельной при работе с баженовским горизонтом. Проверку расчетов «Газпром нефть» будет проводить совместными усилиями с МФТИ и Сколковским институтом науки и технологий, которые обладают лабораторным оборудованием для проведения соответствующих испытаний на опытных образцах керна из баженовской свиты. «Такого оборудования до последнего времени не было в России. Теперь мы сможем провести собственные исследования и сделать технико-экономические расчеты уже конкретно под один из наших сланцевых проектов, — сообщил Кирилл Стрижнев. — Дальше все будет зависеть от окупаемости».

Хотя достижение плановых объемов добычи нетрадиционных запасов нефти к 2025 году воз-можно уже за счет решения геологических задачи повышения эффективности строительства и эксплуатации скважин, поиск новых технологий для бажена — лишь вопрос времени и желания сделать следующий шаг в раскрытии его огромного потенциала.

* Керогены — полимерные органические материалы, которые расположены в таких породах, как нефтеносные сланцы, и являются одной из форм нетрадиционной нефти. Согласно теории появления органических нефтяных материалов, остатки растений и морских организмов под воздействием высоких температур и давления преобразуются в первую очередь в кероген, затем в битум и, наконец, в нефть и газ

Внутрипластовой каталитический ретортинг

В основе технологии внутрипластового каталитического ретортинга лежит тепловое воздействие в сочетании с физическим и химическим воздействием на углеводородосодержащие пласты с использованием высокоэффективного рабочего агента, состоящего из сверхкритической воды, углекислого газа, углеводородных растворителей и наноразмерного катализатора, с температурой до 500°C и давлением до 50 Мпа.

С помощью технологии можно добиться ряда значимых эффектов:

• необратимого снижения плотности и вязкости жидких УВ за счет дробления крупных молекул на более мелкие молекулы;

• генерации синтетических жидких и газообразных УВ из твердого органического вещества — керогена;

• повышения проницаемости продуктивных пластов на макро-, мезо- и микроуровнях;

• интенсификации добычи легких и средних по плотности жидких УВ.

По расчетам специалистов применение каталитического ретортинга параллельно с традиционными методами добычи (горизонтальные скважины с МГР П) на баженовской свите позволит получить 20–50 тыс. куб. м дополнительной накопленной добычи с одной скважины.

ЧИТАЙТЕ ТАКЖЕ