Хотя нефть с течением времени не портится, месторождения в процессе разработки, увы, не становятся лучше: качество запасов снижается, добыча начинает падать. Продлить жизнь зрелым активам сегодня помогают современные технологии, благодаря которым в разработку вовлекаются трудноизвлекаемые запасы, а нефтеотдача растет. В материале — несколько примеров того, как технологии позволили изменить ситуацию на месторождениях «Газпром нефти», находящихся на поздних стадиях эксплуатации или исчерпавших наиболее легкую для добычи часть запасов
Рекорды приобки
Приобское месторождение, одно из крупнейших в России, было открыто в 1982 году. По величине запасов оно занимает третье место в стране и
Из-за низкой проницаемости продуктивных пластов разработка Южно-Приобского месторождения долгое время считалась нерентабельной. Однако за счет применения прогрессивных технологий компании удалось не только начать его освоение, но и существенно увеличить объем добычи: с 2,7 млн тонн н.э. в 2005 году до 12,02 млн тонн н.э. в 2014 году.
Свойства залежей в разных частях месторождения различаются, и если на востоке преобладают коллекторы более высокого качества, то в западной части проницаемость пластов очень низкая — всего лишь
По мере разработки месторождения все большую долю в добыче занимают трудноизвлекаемые запасы (ТРИЗ, см. график) — разбуривать приходится краевые маломощные, низкопроницаемые объекты, коллектора с низкой насыщенностью углеводородами, удаленные от основной инфраструктуры участки. Начинать освоение ТРИЗ удается благодаря применению таких технологий, как большеобъемный гидроразрыв пласта (с закачкой более 200 тонн проппанта) и горизонтальные скважины с многостадийным гидроразрывом (МГРП).
Сегодня горизонтальные скважины уже нельзя назвать инновацией. Технология их строительства хорошо отработана для разных типов коллекторов. Тем не менее еще недавно такие скважины были в новинку, а их масштабное внедрение позволило вовлечь в разработку значительные объемы запасов, за которые раньше никто не брался. Горизонтальные скважины хорошо работают на маломощных низкопроницаемых пластах, значительно увеличивая зону дренирования запасов. На месторождениях «Газпром нефти» есть скважины с горизонтальным участком до 2000 метров.
Бурить горизонтальные скважины и проводить на них МГРП на Южно-Приобском месторождении начали в 2012 году. С каждым годом их строится все больше. Так, в 2016 году было введено 88 горизонталок с МГРП. Еще 26 боковых горизонтальных стволов с МГРП было построено на старых скважинах. В этом году планируется пробурить уже 155, а в следующем — 176 горизонтальных скважин (см. график). В среднем горизонтальная скважина с МГРП по сравнению с обычной наклонно-направленной позволяет увеличить добычу в три раза. В 2016 году на активе была пробурена скважина с горизонтальным участком 1500 м, на котором был проведен
Ноябрьский прорыв
Гидравлический разрыв пласта — технология, которая в свое время кардинально изменила нефтяную отрасль, существенно повысив эффективность добычи. Впервые его начали применять в конце
Первый гидроразрыв на активах «Газпром нефти» был проведен 22 года назад. В середине
Вынгапуровское месторождение — другой ноябрьский актив компании — крупнейшее и одно из самых сложных в регионе. Объем начальных извлекаемых запасов здесь превышает 200 миллионов тонн. В разрезе месторождения выделяют 172 залежи в 54 геологических объектах — как нефтяных, так и газовых, а также нефтяных с газовыми шапками.
Разработка Вынгапура началась в 1982 году. С тех пор пробурено 2,5 тысячи скважин, отобрано около 40% запасов. Вопрос об удержании достигнутого уровня годовой добычи остро встал в 2010 году, когда легкоизвлекаемые запасы на месторождении стали заканчиваться. Решение было найдено во внедрении тогда еще новой технологии горизонтального бурения с применением многостадийного гидроразрыва пласта (МГРП). В 2011 году на месторождении провели первый многостадийный гидроразрыв. Испытанная тогда компоновка для МГРП позволяла провести всего четыре стадии разрыва.
С тех пор ежегодно вводится от 40 до 60 новых скважин, пробуренных по этой технологии. А в 2016 году на четырех скважинах месторождения был проведен повторный МГРП с использованием химического отклонителя.
Повышать эффективность добычи на Вынгапуровском месторождении помогает и построение сбалансированной системы разработки. Одно из решений, найденное в процессе этой работы, — использование в качестве нагнетательных скважин для поддержания пластового давления некоторых горизонтальных скважин, ранее применявшихся для добычи.
Сегодня перед нефтяниками Ноябрьска стоят новые вызовы — вовлечение в рентабельную разработку ресурсов ачимовских и юрских отложений Вынгапуровского месторождения, которые относятся к категории трудноизвлекаемых.
ТРИЗы Вынгаяхи
Вынгаяхинское месторождение (разрабатывается «Газпромнефть-Муравленко») было открыто в 1968 году и введено в разработку в 1986 году. Однако его полномасштабная эксплуатация началась лишь спустя 17 лет — в 2003 году. По геологическому строению месторождение относится к сложным, многопластовым: оно включает 11 пластов и 40 залежей, существенная часть которых относится к категории ТРИЗ из-за низкой проницаемости и малой нефтяной мощности пластов.
Сейчас месторождение находится на третьей стадии разработки. На этом этапе добыча начинает снижаться, и главная задача — замедлить темпы ее падения. За счет применения новых технологий в последние годы добычу на Вынгаяхе удалось стабилизировать на уровне 1,1 млн т: были освоены залежи, которые еще пять лет назад считались нерентабельными.
К таким залежам, в частности, относится ачимовский пласт, проницаемость которого составляет около 1 мД. В
Построить одну многоствольную скважину дешевле, чем несколько обычных горизонталок. Впрочем, это и значительно более сложная задача. И здесь не обойтись без использования роторных управляемых систем (РУС), которые повышают точность и скорость проходки, а также качество ствола, улучшают его очистку от шлама, снижают риск аварий. Бурение идет под контролем систем телеметрии.
Уже сегодня на активах «Газпром нефти» с использованием РУС бурят более 100 скважин в год, и это число будет расти (см. график). Речь идет о скважинах со сложной траекторией, многоствольных скважинах, а также о скважинах с протяженным горизонтальным участком ствола.
До недавнего времени на рынке существовали лишь импортные РУС, однако за последние годы было создано несколько опытных образцов отечественного производства. Одна такая система была успешно испытана на Вынгапуровском месторождении в ЯНАО. Другая РУС российского производства тестировалась на Южно-Приобском месторождении в ХМАО. Сегодня это оборудование проходит необходимую доработку. Промышленное производство и применение российских РУС позволит на 20% снизить стоимость бурения и повысить эффективность вовлечения ТРИЗ в разработку.
Сегодня на Вынгаяхинском месторождении рассматривается возможность вовлечения в добычу ресурсов баженовской свиты. Это западносибирский аналог американской сланцевой нефти, и подходы к его эффективной разработке пока лишь формируются. Однако «Газпром нефть» здесь один из лидеров в России, и успех в этой области позволит начать освоение новых значительных объемов нефти в тех регионах, где добыча традиционных ресурсов снижается.
АСП на Салыме
Салымская группа месторождений разрабатывается с 2003 года. Суммарные извлекаемые запасы нефти здесь составляют более 140 млн тонн, около половины из которых уже добыты. Самое крупное месторождение группы — Западно-Салымское — было открыто в 1987 году. Бурение эксплуатационных скважин на нем началось в
Реализацией салымского проекта занимается компания «Салым Петролеум Девелопмент» — совместное предприятие «Газпром нефти» и Shell. За прошедшие годы на месторождениях пробурено более 1100 скважин. Пик добычи был достигнут в 2011 году и составил тогда 8,4 млн тонн нефти в год, затем объемы стали снижаться. Однако в 2016 году после пятилетнего падения добычи Салымская группа месторождений вышла на новый этап роста. Такой результат был достигнут за счет внедрения новых технологий бурения (горизонтальные скважины, зарезка боковых стволов) и оптимизации управления работой скважин.
Несколько лет назад на Салыме также началась реализация уникального для России проекта по внедрению современного метода увеличения нефтеотдачи — технологии АСП. Это метод химического заводнения с использованием трехкомпонентной смеси из анионного поверхностно-активного вещества (ПАВ), соды и полимера. Анионное ПАВ снижает поверхностное натяжение между нефтью и водой, что позволяет мобилизовать защемленную между зернами породы нефть. Полимер увеличивает вязкость раствора, что повышает эффективность процесса вытеснения мобилизованной ранее нефти. Сода же снижает смачиваемость породы нефтью, увеличивая подвижность флюда, уменьшает оседание ПАВ на породе, а при реакции с кислой нефтью еще и производит дополнительный объем ПАВ.
Технология позволяет существенно увеличить коэффициент извлечения нефти (КИН) с