Управляемый приток

Управляемый приток

Текст: София Зорина
Фото: Александр Таран
Инфографика: Анна Симонова

Применение технологий, позволяющих повысить нефтеотдачу и интенсифицировать приток, — необходимое условие продления жизни зрелым активам и рентабельного вовлечения в разработку новых низкопродуктивных коллекторов. Для поиска и создания таких технологий «Газпром нефть» сегодня прилагает значительные усилия

Общая стратегия технологического развития «Газпром нефти» в разведке и добыче углеводородов содержит девять блоков, охватывающих самые разные направления, — от технологий геологоразведки до разработки нетрадиционных запасов и подгазовых залежей. Работа по каждому из направлений уже ведется, но некоторые из них приобретают первостепенное значение на том или ином этапе существования компании. Сегодня пришло время задуматься о будущем зрелых активов «Газпром нефти» и экономически выгодном вовлечении в добычу коллекторов, ранее считавшихся неинтересными для промышленной разработки. Чтобы добиться положительных результатов на этом поприще, необходимо ответить на целый ряд вызовов, связанных с повышением нефтеотдачи и интенсификацией притока.

Александр Билинчук
Александр Билинчук,
начальник департамента геологии и разработки «Газпром нефти»

В 2015 году в рамках технологической стратегии блока разведки и добычи мы утвердили долгосрочную программу, направленную на повышение нефтеотдачи и интенсификацию притока. Ее реализация позволит «Газпром нефти» дополнительно добыть 62 млн т нефти к 2025 году. Основные задачи, которые нам предстоит решить, — это управление снижением темпов падения базовой добычи, сокращение объема попутно добываемой воды за счет повышения эффективности систем поддержания пластового давления (ППД) и усовершенствования систем разработки. Также задача стоит в повышении инвестиционной эффективности, в том числе через освоение технологии бурения высокотехнологичных скважин и тиражирования технологий с снижением затрат, чтобы в перспективе вплотную подойти к реализации следующих этапов технологической стратегии — разработке подгазовых залежей и карбонатных и трещиноватых коллекторов трудноизвлекаемых запасов.

Геологически фундамент

Задача извлечения как можно большего количества нефти традиционно решается с помощью разнообразных способов дополнительного воздействия на пласт, — будь то обычное заводнение, гидроразрыв пласта или третичные методы вытеснения флюида. Все эти способы в том или ином виде применяются в «Газпром нефти». Вопрос лишь в том, что их использование нельзя считать абсолютно эффективным: как показывает опыт, возможности повышения нефтеотдачи исчерпаны далеко не полностью. И важный шаг к их реализации — освоение новых технологий уточнения геологического строения и текущего состояния пласта, позволяющих как локализовать остаточные неизвлеченные запасы, так и разобраться с устройством неразработанных низкопродуктивных коллекторов.

В первую очередь работа по уточнению геологии пласта позволяет избежать ошибок при дальнейшем его вскрытии. Понятно, что построение геологической модели коллектора до начала его разработки — не ноу-хау. Такая работа ведется с начала ХХ века, а в цифровом виде — с момента появления ЭВМ. Но возможности современных компьютеров позволяют гораздо эффективнее использовать имеющуюся геологическую информацию и строить намного более точные модели, объединяя и анализируя самые разрозненные данные. Конечным итогом технологического поиска в этом направлении должен стать программный программный продукт, позволяющий строить максимально точные геологические модели многопластовых месторождений и вычислять различные характеристики пластов, влияющие на их последующую разработку. «Когда мы говорим о геологическом моделировании, нужно понимать, что сегодня мы имеем дело с совершенно другими коллекторами, — объясняет начальник департамента новых технологий в геологии и разработке „Газпромнефть НТЦ“ Андрей Яковлев. — На практике это означает, что ПО (как правило, иностранное), которое мы применяем для моделирования простых традиционных коллекторов, часто нерелевантно для сложнопостроенных низкопродуктивных коллекторов. А значит, нужно разрабатывать отечественные программные продукты с учетом наших сегодняшних задач, с полным пониманием того, какие методологические ограничения в это ПО заложены».

Задача определения геологического строения пласта тесно связана со смежными проблемами: воспроизведением геологического строения с учетом данных разработки и локализацией остаточных запасов. Последнее как нельзя более актуально для зрелых месторождений с многопластовыми залежами. В силу сложности строения таких месторождений их выработанность, как правило, составляет около 60% при сверхвысокой обводненности, достигающей порой 96%. Задача геологов и разработчиков здесь — определить зоны необводненных запасов и эффективно управлять системой их разработки. При этом в результате реализации технологической стратегии предполагается создание комплексного подхода к локализации остаточных запасов, включающего в себя оптимальную программу исследований для оценки распределения добычи/закачки по пластам, пластовой энергии и технического состояния имеющихся скважин, использование опыта разработки многопластовых залежей на месторождениях-аналогах.

Важный шаг к реализации возможностей повышения нефтеотдачи — освоение новых технологий уточнения геологического строения и текущего состояния пласта

Обширная геологическая составляющая должна стать основой для создания технологий, непосредственно способствующих увеличению коэффициента нефтеотдачи на месторождениях «Газпром нефти».

Продуктивный момент

Главная задача любой нефтяной компании, как коммерческой структуры, — добыть как можно больше нефти с наименьшими затратами. Тем не менее работа в рамках этой формулы не так проста, как кажется: сегодняшняя спешка завтра может обернуться резким падением дебитов, обводнением скважин и, как результат, дополнительными капитальными затратами на увеличение их продуктивности. Собственно, такая картина типична для зрелых месторождений — отчасти из-за несовершенства технологий, применявшихся для их разработки на начальной стадии, отчасти из-за особенностей советского хозяйствования. Поэтому одна из целей программы технологического развития — повысить эффективность разработки низкопродуктивных коллекторов, одновременно продлевая жизнь заслуженным месторождениям, осваивая остаточные и новые трудноизвлекаемые запасы и снижая удельную стоимость извлечения нефти.

Возможные рычаги воздействия на продуктивность скважин и нефтеотдачу пласта

Существует множество факторов, влияющих на дебит скважины. Сюда можно отнести и пластовые условия, и состояние призабойной зоны, и наличие или отсутствие дополнительных стимулирующих мер. Только достаточно достоверно представляя себе картину того, что происходит в пласте на всех этапах добычи, можно рассчитывать на контролируемое и бережливое увеличение дебитов. А потому одна из важнейших задач техстратегии — внедрение исследований скважин как постоянного инструмента эксплуатации.

«Газпром нефть» — компания, где высокотехнологичное бурение стало нормой. У нас есть сотни сложных скважин, но нет полной уверенности в реализации их технологического потенциала, — констатирует Андрей Яковлев. — Сегодня нам недостает промысловой информации о тех технологиях, которые мы применяем«. Ярчайший пример — гидроразрыв пласта. Сама технология успешно используется как на наклонно-направленных, так и на горизонтальных скважинах — в многостадийном варианте. Но время экспериментальных гидроразрывов проходит — по мере того как ГРП становится технологией массового применения на низкопродуктивных коллекторах, появляется насущная необходимость четко представлять себе границы, условия и предпосылки для ее оптимизации. Сейчас при планировании гидроразрыва и дальнейшей системы разработки учитывается гидродинамическая модель пласта до и после проведения ГРП: пластовое давление, обводненность, показатели добычи, коэффициент охвата и т. п. Но есть еще и геомеханическая составляющая, которая также меняется при проведении гидроразрыва и которую нужно принимать во внимание.

Как будут ориентированы трещины в пласте после разрыва? Какой будет геометрия и проводимость трещин и какова их динамика во времени? Ответить на эти вопросы невозможно без соответствующих исследований скважин. Их проведение и обработка полученной информации позволит специалистам «Газпром нефти» работать над определением условий инициации и направления развития трещин ГРП, повышением эффективности операции с оценкой экономики и учетом меняющихся свойств жидкости ГРП, проппанта и геомеханики пласта. При этом одной из важнейших задач остается создание отечественного симулятора ГРП в рамках программы импортозамещения. Специалисты компании модерируют процесс написания такого ПО на уровне государственных институтов.

Остатки в запасе

Говоря о повышении нефтеотдачи, нельзя отдельно не остановиться на таком традиционном способе интенсификации добычи, как заводнение. Отлично работающий на начальной стадии освоения залежи, этот метод зачастую оказывается неэффективен для выработки остаточных запасов. В то же время он остается недорогим и доступным, поэтому одна из задач технологической стратегии — научиться управлять заводнением, превратив его в совершенную технологию интенсификации на любом этапе жизни месторождения.

Основные причины, почему с определенного момента применение заводнения не обеспечивает рентабельную разработку месторождения, — изменение фильтрационно-емкостных свойств пласта, пластовой энергии, технического состояния скважин по мере эксплуатации залежи. Словом, всего того, что учитывается при построении системы разработки месторождения, при этом состояние пласта меняется, а система остается прежней. Ситуация еще больше усложняется, когда речь заходит о многопластовых месторождениях, где неосторожное заводнение на одном пласте может привести к обводнению другого или вовсе заблокировать его.

«Чтобы эффективно управлять заводнением, необходимо постоянно работать с фондом скважин, — поясняет Андрей Яковлев. — Такая работа должна идти по трем направлениям: исследования скважин, поиск оптимальных режимов работы для добывающего и нагнетательного фонда и, наконец, изучение связи „пласт — скважина — поверхность“, то есть определение того, соответствует ли погружное оборудование и поверхностная инфраструктура на месторождениях текущим возможностям и потребностям разработки».

В результате реализации техстратегии в части увеличения выработки остаточных запасов с помощью заводнения должна появиться система автоматизированного формирования рекомендаций по управлению разработкой месторождений, находящихся на грани рентабельности. Такая система позволит снизить затраты на непроизводительную закачку/добычу, исключить потери от опережающего обводнения, эффективно задействовать наземную инфраструктуру и своевременно манипулировать фондом добывающих и нагнетательных скважин.

Дмитрий Колупаев
Дмитрий Колупаев,
главный геолог «Газпромнефть-Хантоса»

«Газпромнефть-Хантос» активно участвует в реализации технологической стратегии компании. Соответствующие мероприятия позволят увеличить накопленную добычу на предприятии на 55 млн т. Наши технологические задачи на ближайшее будущее: эффективное управление потенциалом добывающих скважин сложного заканчивания и выбор оптимального агента вытеснения для системы ППД как основного инструмента интенсификации добычи и увеличения нефтеотдачи. Для решения первой задачи уже разрабатывается оптимальный комплекс исследований на горизонтальных скважинах с многостадийным гидроразрывом пласта. Такие исследования позволят обнаруживать причины недостижения запланированной продуктивности скважин, а их устранение, по нашим оценкам, приведет к увеличению эффективности высокотехнологичных скважин на 50%.

Секреты вытеснения

Если заводнение как метод интенсификации притока применяется давно и повсеместно, то по части использования более сложных технологий увеличения нефтеотдачи отечественная нефтяная отрасль пока отстает от ведущих иностранных компаний. Существует немало так называемых третичных методов увеличения нефтеотдачи (МУНов), активно разрабатываемых и с успехом применяющихся в США, Китае, на Ближнем Востоке. Все эти технологии позволяют увеличивать охват дренируемой области залежи и способствуют более качественному вытеснению нефти из пласта. Их применение обходится довольно дорого и имеет свои сложности и ограничения, но позволяет увеличить КИН на 5–20 %: для примера, средний мировой КИН при вытеснении нефти обычным заводнением составляет всего 35%.

Сегодня в «Газпром нефти» поиск и разработка третичных МУНов включены в технологическую стратегию и стали одним из вызовов программы по повышению нефтеотдачи и интенсификации притока. Из всего разнообразия существующих технологий ставка в компании в первую очередь делается на газовые и химические МУНы. В случае с газом речь идет о смешивающемся вытеснении: газ закачивается в пласт, растворяется в нефти, снижая ее вязкость и увеличивая объем, и тем самым выталкивает нефть из порового пространства. В качестве агента может использоваться как углекислый газ, СО2, так и углеводородные газы. Такая технология может приносить двойную пользу: увеличивать КИН и способствовать утилизации попутного нефтяного газа. В настоящее время в «Газпром нефти» оценивается мировой опыт применения газовых МУНов, просчитывается экономическая составляющая для активов компании.

Проект внедрения щелочно-ПАВ-полимерного заводнения на СПД стал пилотным в области применения химических МУНов «Газпром нефтью»

Другой вариант третичных методов — химическое заводнение — уже хорошо знаком специалистам «Газпром нефти». Проект по внедрению щелочно-ПАВ-полимерного заводнения (см. врез) на совместном предприятии компании «Салым Петролеум Девелопмент» стал пилотным в области применения химических МУНов. Несколько лет на Салыме шла работа по обкатке технологии и строительству необходимой инфраструктуры. В марте этого года технология была запущена в опытно-промышленную эксплуатацию. Между тем в рамках технологической стратегии продолжается поиск новой «химии». Задача — удешевить и упростить технологию химического заводнения, сделав ее более универсальной и доступной. Реализация программы по повышению нефтеотдачи предусматривает создание новых формул для ПАВ-заводнения и ПАВ-полимерного заводнения совместно с российскими научно-техническими компаниями и иностранными партнерами.

Щелочь-пав-полимерное заводнение

Комплексное химическое заводнение, включающее в себя поочередную закачку в пласт щелочи, поверхностно-активных веществ и полимеров, впервые было опробовано в 80‑х годах прошлого века. Сама технология получила название ASP-заводнение — от английского Alkaline-Surfactant-Polymer — «щелочь-ПАВ-полимер». Действие химического «коктейля» направлено на решение сразу нескольких задач: щелочь помогает снизить абсорбцию идущих следом дорогих составляющих, ПАВы действуют наподобие мыла, уменьшая поверхностное натяжение нефти и отмывая ее от породы, полимеры непосредственно вытесняют нефть из порового пространства.

В «Газпром нефти» возможность внедрения щелочь-ПАВ-полимерного заводнения изучают специалисты совместного с Shell предприятия «Салым Петролеум Девелопмент». Первые результаты испытаний, проведенных на одиночной скважине, дали обнадеживающие результаты: химическое заводнение мобилизовало 90 % остаточной нефти. В марте этого года на территории Салымской группы месторождений были запущены полноценные опытно-промышленные испытания технологии. По их результатам будет принято решение о дальнейшем тиражировании ASP-заводнения на другие активы компании.

ЧИТАЙТЕ ТАКЖЕ