Резерв добычи

ВОВЛЕЧЕНИЕ В РАЗРАБОТКУ НЕДРЕНИРУЕМЫХ ЗАПАСОВ ГОРИЗОНТАЛЬНЫМ БУРЕНИЕМ

Горизонтальное бурение применяется при выходе на краевые участки в зонах отсутствия мощных литологических экранов, водонефтяные зоны пластов, зоны с ухудшенными фильтрационно-емкостными свойствами, где проведение ГРП невозможно или несет высокие риски прорыва трещины в водонасыщенный коллектор

Фото: Евгений Уваров, BAKER HUGHES
Инфографика: Алексей Столяров

Целенаправленная масштабная разработка трудноизвлекаемых запасов (ТРИЗ) в «Газпром нефти» началась в 2012 году. Первые шаги показали — эффективное извлечение ТРИЗов невозможно без внедрения новых технологий.

Решение о подготовке и начале реализации программы вовлечения в разработку трудноизвлекаемых запасов в «Газпром нефти» было принято в ноябре 2011 года. Такая необходимость назрела давно — около 70% всех ресурсов компании можно причислить к ТРИЗам. Их основная часть относится к низкопроницаемым коллекторам, месторождениям с выработанностью более 80% и обводненностью 90%. Есть у «Газпром нефти» и такие «подарки», как тяжелая нефть или нефтяные оторочки нефтегазовых залежей.

Основные ТРИЗы классифицируются по следующим признакам: низкие фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС), высокая обводненность, малые нефтенасыщенные толщины, недонасыщенные запасы. На текущем балансе «Газпром нефти» находятся около 527 млн тонн подобных извлекаемых запасов. Принятая программа предусматривает, что 60 млн тонн из них будут вовлечены в опытно-промышленную разработку (ОПР) уже до 2015 года. К 2020-му этот показатель должен увеличиться до 300 млн тонн.

2012 год был посвящен планомерному определению технологических проблем извлечения различных ТРИЗов и оценке целесообразности их добычи.

КЛЮЧЕВЫЕ РИСКИ

В отличие от легкой нефти за возможность добычи трудно извлекаемых запасов нефтяникам приходится платить повышенными рисками и дополнительными неопределенностями.

Геология большинства пород залегания ТРИЗов изучена не до конца, отсюда вытекает основной риск — неподтверждение ожидаемых геологических параметров. Что касается основных неопределенностей, связанных с геологией, то здесь следует выделить неоднородность строения подобных залежей по значениям проницаемости и характеру насыщения.

Геологические риски влекут за собой появление дополнительных проблем при разработке месторождений. Инвестируя в извлечение ТРИЗов, необходимо учитывать высокую вероятность того, что достичь планируемых дебитов скважин не удастся, а темпы падения добычи нефти могут оказаться выше, чем прогнозировалось изначально. Также в процессе бурения может проявиться «неадекватное» поведение пласта, ухудшение его характеристик или, например, невозможность провести гидроразрыв пласта (ГРП). Нельзя стопроцентно надеяться и на продуктивность многостадийного гидроразрыва пласта, так как его результативность в большой степени зависит от точности геологической модели. Отсюда вытекают дополнительные неопределенности, связанные с эффективностью применяемых схем разработки — ориентацией ствола скважины, количеством секций ГРП, длиной горизонтальной части ствола

Что касается вопросов экономики, то здесь к ключевым факторам негативного влияния на рентабельность проектов относят высокую стоимость строительства скважин и проведение работ по МГРП.

ЛЕГКО НЕ БУДЕТ

В программу разработки ТРИЗов вошло сразу несколько «заслуженных» месторождений «Газпром нефти»: Вынгапуровское, Вынгаяхинское, Приобское, Зимнее и ряд других. Все они являются основными добывающими активами компании, но по различным причинам требуют модернизации процесса добычи.

В частности, Вынгапуровское и Вынгаяхинское месторождения в ЯНАО начали разрабатывать еще в 80-е годы прошлого века — и в настоящее время добыча легкой нефти здесь неуклонно падает. Однако на обоих месторождениях имеются нефтенасыщенные пласты, относящиеся к категории ТРИЗ. Это высокообводненные запасы, низкопроницаемые пласты, подгазовые зоны и коллекторы с малыми нефтенасыщенными толщинами. В 2012 году на Вынгаяхе и Вынгапуре начались опытнопромышленные работы (ОПР) по поиску перспективных участков, разработка которых может оказаться рентабельной. В текущем году эта деятельность будет продолжена. Всего в процессе ОПР в разработку планируется вовлечь 1,9 млн тонн нефти на Вынгаяхинском месторождении и 0,9 млн тонн на Вынгапуре.

Запасы нефти Приобского месторождения в ХМАО, активная эксплуатация которого началась лишь в 2004 году, изначально были отнесены к категории трудно извлекаемых за счет наличия низкопроницаемых коллекторов и крайне сложного геологического строения. В настоящее время опытно-промышленные работы проходят на участках месторождения, относящихся к категории «низкие ФЕС», — в начале 2013 года успешно завершилось бурение первых восьми горизонтальных скважин с последующим проведением МГРП. Это позволит уточнить геологию пластов и сделать перерасчет прогнозных уровней добычи. Всего в ходе ОПР в разработку может быть дополнительно вовлечено больше 10 млн тонн нефти.

НАВСТРЕЧУ ПАЛЕОЗОЮ

Урмано-Арчинскую группу месторождений в Томской области классифицируют как ТРИЗ по двум категориям: «низкие ФЕС» и «высокая обводненность». Фактически же сложность добычи здесь определяется тем, что часть залежей нефти находится или в низкопроницаемых карбонатных отложениях доюрского фундамента (палеозоя), или на границе палеозоя и юрских отложений.

В настоящее время основная добыча ведется на Урманском месторождении, однако ее рентабельность в последние годы заметно снизилась. Для ее поддержания необходимо разрабатывать новые, более сложные участки месторождения с применением ГРП. По-соседски, за счет использования мощностей для подготовки и сдачи нефти сможет поддержать рентабельность Урманского и активная работа на Арчинском месторождении, на котором сейчас эксплуатируются всего две скважины.

В 2013 году на Арчинском месторождении в рамках ОПР планируется бурение трех оценочных скважин. По результатам бурения будет получена необходимая информация для определения добычных характеристик залежи и уточнения запасов. По прогнозным данным, разработка Арчинского месторождения позволит получить к 2017-му прирост добычи 375 тыс. тонн нефти в год и вовлечь в разработку более 3 млн тонн трудноизвлекаемых запасов. Общий объем запасов нефти Урмано-Арчинской группы по категориям С1 и С2 оценивается в 116 млн тонн, из которых 31 млн тонн — извлекаемые запасы.

СЛАНЦЕВЫЕ НАДЕЖДЫ

Наиболее перспективной с точки зрения численности вероятных ресурсов должна стать для компании разработка баженовской свиты — протяженного пласта сланцевых и других низкопроницаемых пород в Западной Сибири. По расчетам экспертов, извлекаемые запасы баженовской свиты могут составлять от 500 млн до 20 млрд тонн. Нефть здесь содержится в битуминозных аргиллитах и имеет очень высокое качество с низким содержанием серы и прочих примесей. А вот ее добыча — дело не из легких.

В настоящее время «Газпром нефть» разрабатывает баженовскую свиту на Пальяновской площади Красноленинского месторождения и на Верхне-Салымском нефтяном месторождении (последнее — совместно с Shell). В 2012-м на Пальяне были расконсервированы пять скважин. В этом году здесь продолжится бурение горизонтальных скважин с многоступенчатым ГРП. Предполагается, что реализация ОПР позволит вовлечь в разработку 35 млн тонн запасов.

Что касается Верхнего Салыма, то, по некоторым данным, его потенциальные ресурсы составляют порядка 87 млн тонн. На месторождении уже проведены все предварительные работы, и в 2013 году здесь должно начаться строительство нескольких горизонтальных скважин специальной конструкции с проведением МГРП.

ПРОБЛЕМА ПОВЫШЕННОЙ ВЯЗКОСТИ

Особое место в списке трудноизвлекаемых запасов занимают тяжелые нефти и нефтяные оторочки. Их разработка для «Газпром нефти» — дело совершенно новое.

Залежи тяжелой высоковязкой нефти достались компании вместе с группой Мессояхских месторождений, включающих в себя Восточно-Мессояхский и ЗападноМессояхский участки. Лицензии на оба блока принадлежат ЗАО «Мессояханефтегаз», которое паритетно контролируют «Газпром нефть» и ТНК-ВР. Проведенные здесь в прошлом году ОПР оказались вполне успешными: фактическая продуктивность пяти пробуренных горизонтальных эксплуатационных скважин в среднем на 17% превысила прогнозы — максимальный дебит нефти достигал 250 тонн в сутки. В 2013 году опытнопромышленная разработка будет продолжена. Точную оценку залежей и дебитов скважин месторождения планируется завершить к 2014-му. По предварительным расчетам, пик добычи из основного продуктивного пласта будет достигнут к 2022–2023 годам и составит 10 млн тонн нефти и 5 млрд кубометров газа.

Что касается нефтяных оторочек нефтегазовых залежей, то наиболее привлекательными по объемам геологических запасов нефти, состоянию оторочек, наличию инфраструктуры являются проекты разработки Заполярного, Оренбургского и Чаяндинского месторождений компании «Газпром». В качестве оператора добычи «Газпром нефть» планирует ввести в полномасштабную разработку нефтяные оторочки Заполярного и Оренбургского месторождений в 2015 году. Для освоения Чаяндинского месторождения до 2015-го предполагается ввести научно-техническое сопровождение работ — бурение разведочных и опытных эксплуатационных скважин.

По предварительным оценкам, нефтяные оторочки активов «Газпрома» могут содержать порядка 1,7 млрд тонн геологических запасов и около 350 млн тонн — извлекаемых.