Технологии разработки зрелых активов

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 14-е — в мире. Разработкой южной части месторождения (объем начальных геологических запасов — более 1,5 млрд тонн) занимается «Газпромнефть-Хантос», дочернее предприятие «Газпром нефти». К настоящему времени здесь пробурено около 4 тыс. скважин. Годовые объемы добычи составляют более 11 млн тонн нефти. Это крупнейший актив предприятия, который обеспечивает более 70% объемов его добычи.

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 0,2-0,6 мД (это на порядок меньше проницаемости «хороших» месторождений). Еще недавно опыта разработки подобных месторождений не было — из-за низкой продуктивности они считались нерентабельными.

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.

Ноябрьский прорыв

Гидравлический разрыв пласта — технология, которая в свое время кардинально изменила нефтяную отрасль, существенно повысив эффективность добычи. Впервые его начали применять в конце 1940-х гг. в США, а в 1950-х — и в Советском Союзе. Суть технологии в том, что в скважину под большим давлением закачивается жидкость со специальным расклинивающим агентом — проппантом. Жидкость создает в пласте трещины, по которым нефть в дальнейшем быстрее поступает в скважину. А гранулы проппанта, попадая в трещины, не дают им сомкнуться.

Первый гидроразрыв на активах «Газпром нефти» был проведен 22 года назад. В середине 1990-х годов в «Ноябрьскнефтегазе» объем добычи стал быстро сокращаться. Тогда начался поиск подходов к добыче на зрелых активах, и 23 июня 1995 года ГРП был опробован на скважине № 459 Карамовского месторождения.

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 2012–2013 гг. здесь бурили горизонтальные скважины с МГРП, средний запускной дебит которых составил около 100 тонн нефти в сутки. Для успешной разработки еще одной сложной залежи, характеризующейся низкой проницаемостью и малой нефтенасыщенной мощностью, потребовалось строить не только горизонтальные, но и многоствольные скважины. Они способны обеспечивать еще больший охват продуктивного объекта и особенно актуальны для сложных, расчлененных залежей, так как позволяют вовлечь в добычу сразу несколько нефтеносных пропластков.

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 2004-м, а полномасштабная промышленная эксплуатация ведется с ноября 2005 года.

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 30–40 до 50% и выше, помогая вытеснить из недр ту нефть, которая при использовании традиционных методов осталась бы неизвлеченной.