Программа «Газпром нефти» против COVID-19

Подробнее
В погоне за большим призом — Журнал «Сибирская нефть» — №169 (март 2020)

В погоне за большим призом

Технологии для разработки ачимовской толщи проходят апробацию

Текст:
Фото: Стоян Васев
Инфографика: Алексей Столяров
В погоне за большим призом

Миллиарды тонн геологических запасов ачимовской толщи на протяжении многих лет остаются практически недоступными: они надежно запечатаны в низкопроницаемых коллекторах и дополнительно защищены аномально высоким пластовым давлением. «Газпром нефть» ищет технологические ключи к этим колоссальным ресурсам, реализуя проект «Большая Ачимовка»

Что такое ачимовка? Это колоссальные геологические запасы нефти, которые некоторые эксперты оценивают более чем в 60 млрд тонн. При этом распределяются они на площади 920 тыс. кв. км, то есть практически на всей территории Западной Сибири. В свою очередь, Западная Сибирь — по большей части освоенный регион, что значительно сокращает затраты нефтедобытчиков, так как не надо строить инфраструктуру, разрабатывать новые логистические схемы. Все уже построено, разработано и налажено. В общем, ачимовка — это один из важнейших элементов обеспечения будущего отечественной нефтянки. Правда, есть одно но: до сих пор по-настоящему задействовать колоссальный потенциал ачимовских отложений даже в рамках локальных проектов никому не удавалось. Дело в том, что запасы эти трудноизвлекаемые. Как и положено нормальным ТРИЗ, ачимовские залежи собрали целый набор осложнений: это и низкие фильтрационно-емкостные свойства, и плохая сообщаемость коллектора, и зоны аномально высокого пластового давления и высокое газосодержание. Поэтому до сих пор ачимовские запасы во многом оставались запасами неприкосновенными — для вовлечения их в разработку или не существовало необходимых технологий, или разработка оставалась за гранью рентабельности.

Однако сегодня набившая оскомину фраза о том, что легкой нефти в мире практически не осталось, в полной мере отражает ситуацию в нефтедобыче. Поэтому решение о выделении ачимовской толщи в самостоятельный поисковый объект и о начале реализации проекта «Большая Ачимовка», принятое в «Газпром нефти» в 2016 году, было очевидным и логичным.

При формировании проекта «Большая Ачимовка» было выделено несколько основных направлений работы. «Первое — региональное, позволяющее оценить, где находится приз, второе — технологическое, потому что технологии — важный элемент, ведь запасы трудноизвлекаемые, сложные, — рассказал исполнительный директор кластера „Большая Ачимовка“ компании „Газпромнефть-ГЕО“ Георгий Волков. — Еще одно большое направление — отбор перспективных для разработки ачимовки проектов, которые уже реализуются в периметре компании».

Деление понятное, но достаточно условное: блок региональных исследований — это тоже технологии. Ведь именно в «Газпром нефти» была создана первая цифровая модель ачимовской толщи. В рамках проекта было изучено более 1,5 млн кв. км территории Западной Сибири в шести субъектах России, собраны данные по более чем 3,8 тыс. скважин. Для анализа крупнейшего в отрасли массива геологической информации были разработаны новые алгоритмы обработки больших объемов данных, на основе которых создана цифровая межрегиональная карта ачимовских отложений с ресурсным потенциалом в 34,4 млрд тонн нефти и газа.

Само же технологическое направление, в свою очередь, разделилось на четыре крупных блока. Первый — поиск эффективных методов локализации запасов ачимовки и определения свойств пластов. Второй — технологии повышения коэффициента извлечения нефти (КИН). Помимо того, что нефти нужно извлекать как можно больше, делать это надо как можно эффективнее. Поэтому в третий блок вошли технологические проекты, направленные на снижение стоимости добычи. Четвертый блок зарезервирован под новые прорывные технологии.

Приоритизация и локализация

Прежде чем говорить об эффективной рентабельной добыче, необходимо максимально точно определить, где залегает нефть, в каких условиях. Ачимовская толща с этой точки зрения очень неудобный объект, так как особенности пластов меняются от региона к региону. В северном кластере ачимовки расположены более мощные залежи, однако добыча здесь осложняется большими глубинами, высокими пластовым давлением и газосодержанием. В восточном и западном кластерах пласты имеют меньшую мощность, разделены прослоями песчаников и глин и содержат много воды. То есть рассчитывать на то, что удастся найти какое-то одно универсальное решение, не приходится: для разных зон, разных геологических условий нужны свои технологии. Нет шансов и на то, что комплексный технологический пакет, с помощью которого можно будет взять ачимовские запасы, найдется на просторах мировой нефтегазовой отрасли. Аналитический обзор, который специалисты «Газпром нефти» делали в партнерстве с коллегами из Halliburton, показал, что прямых аналогов у ачимовской толщи нет. Из порядка 60 рассмотренных вариантов лишь пять оказались близки к ачимовке по генезису, восемь — по свойствам. Так что сначала нужно как можно лучше изучить этот непростой геологический объект, а точнее, совокупность близких по свойствам, но все же далеко не идентичных формаций.

«Локализация и определение свойств» — отдельный технологический блок «Большой Ачимовки» со своим пулом проектов. В частности, в рамках проекта «Объектно-ориентированный подход к сейсмогеологической интерпретации» за счет анализа имеющихся данных сейсмических исследований ачимовской толщи выделяются и типизируются объекты, образы, характерные для таких отложений, что позволяет научить искусственный интеллект находить их в большом объеме геологической информации.

То, как работают новые подходы к изучению ачимовской толщи, наглядно видно на примере активов юга ЯНАО. Результаты комплексного изучения геологического строения ачимовских пластов были декомпозированы до масштабов Ноябрьского региона. В периметр исследования вошли 20 лицензионных участков (ЛУ) «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаза». На семи ЛУ были переинтерпретированы данные сейсмики, составлена карта перспективности ачимовской толщи. За счет этого объем ресурсов увеличился более чем в 25 раз. Начальные геологические запасы в периметре проекта оцениваются более чем в 1 млрд тонн нефти. Для «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаза», разрабатывающего самые старые месторождения компании, это означает новую жизнь.

Исследования под давлением

Детальные исследования самых перспективных территорий залегания ачимовской толщи ведутся не только в Ноябрьске. Собственно, принцип «от общего к частному» положен в стратегию развития этого направления. На основании огромной региональной работы, охватившей едва ли не всю Западную Сибирь, были выделены 10 самых перспективных зон. Они были отранжированы, и число зон — чемпионов первого приоритета сократилось до пяти. Там теперь ведется более детальное изучение. Оно традиционно делится на камеральные работы, в ходе которых анализируется вся существующая информация об участке, и полевые: ведь только строительство поисково-оценочной скважины, отбор керна и флюидов могут дать объективное представление о том, что происходит на глубине 3,5 км. Для этого на таком сложном объекте, как ачимовка, без особых технологий тоже не обойтись.

Ресурсы ачимовской толщи

Всему виной как раз аномально высокое пластовое давление. На ачимовке оно превышает 500 атмосфер, в то время как нормальное гидростатическое давление для такой глубины не более 350 атм. По словам руководителя проекта «Западно-Юбилейное» Игоря Тихомирова, если ошибиться с выбором скорости подъема керна из скважины, при снижении давления углеводород начнет разрывать поры породы, а значит, изменится структура порового пространства. Снижение давления при проведении скважинных работ создает проблемы и при отборе пробы флюидов. Часть газа, растворенного в нефти, отделяется и идет отдельно по скважине — получается мультифазный, многокомпонентный поток. А для качественного анализа нужна однофазная проба нефти, то есть точно такая же по составу, какой она была в пласте.

Получить такую пробу позволяет модульный пластоиспытатель MDT, оснащенный глубинными анализаторами флюида. Технология позволяет в течение 10–20 суток провести испытание всех перспективных пластов в скважине с отбором качественных проб и записью данных. При традиционных методах испытание каждого пласта занимает месяц.

Кроме того, испытания проводятся в скважине с открытым стволом, стенки которого состоят из естественных пород и не обсажены трубами после окончания бурения. При бурении используется раствор на углеводородной основе: он минимизирует проникновение фильтрата в пласт и препятствует образованию в стенках ствола каверн, которые могут вызвать прихват исследовательского оборудования.

Экономика проекта

Точный результат геологоразведки и комплексного исследования керна и флюидов — основа для правильного подбора оптимальных технологий эксплуатации месторождений. А это, в свою очередь, залог хорошей экономики проектов. Необходимо искать оптимум между количеством скважин — дебиты скважин на ТРИЗ, как правило, ниже, чем при работе с традиционными коллекторами, а значит, их нужно больше, — и качеством скважинной инфраструктуры — жизненный цикл нетрадиционных коллекторов гораздо короче обычных, соответственно, и запас прочности для скважины требуется более низкий.

Собственно, в этих направлениях сейчас и ведется технологический поиск. Вариантов снижения стоимости инфраструктуры перебирается множество: использование композитных материалов, сокращение диаметра скважин, разработка мобильных решений для бурения. По самой конструкции оптимальные скважины, возможно, будут многоствольными, с одним вертикальным участком и двумя горизонтальными. Это тоже должно значительно сэкономить на бурении. Однако окончательное решение пока не найдено. А вот в деле повышения нефтеотдачи ачимовских залежей флагманские технологии, похоже, уже определены.

На разрыв

Как обеспечить хороший приток нефти в коллекторе с низкой проницаемостью, где практически нет пор, по которым нефть попадала бы в скважину? Ответ найден давно: необходимо искусственно создать трещины с помощью гидроразрыва пласта. Однако для разных условий необходимо создавать собственный дизайн ГРП. После длительных камеральных исследований специалисты «Газпромнефть-ГЕО», Научно-технического центра компании «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» и исследовательского центра МФТИ остановились на многостадийном гибридном ГРП. Его отличие от стандартной технологии — в использовании жидкостей разрыва с разной вязкостью. Сначала самый мелкий пропант с фракцией 0,212—0‚425 мм закачивается в скважину с помощью линейной жидкости, за счет меньшей вязкости которой и высокой скорости закачки трещина распространяется на большое расстояние. Более крупный пропант с фракцией до 0,85–1,18 мм закачивается на традиционной жидкости, загущенной с помощью полимеров (сшитого геля), что обеспечивает максимальную проницаемость в районе прискважинной зоны — самой нагруженной части трещины.

В проекте «Большая ачимовка» реализуется несколько десятков технологических проектов. Часть из них — это адаптация уже существующих технологий под условия ачимовки, часть — уникальны

Для технолого-геологических условий Вынгаяхинского месторождения, где проводились испытания новой технологии, был разработан и специальный дизайн ГРП, который позволял получить прирост добычи независимо от параметров развития и конфигурации трещин. «Было два варианта — либо получится множественная разветвленная сеть трещин, либо плоские неразветвленные (планарные) трещины с полудлиной в 400–500 м (при обычном ГРП — 180–200 м), что значительно увеличивает коэффициент охвата одной скважиной, — пояснил руководитель направления по геологии и разработке проекта „Большая Ачимовка“ Денис Метелкин. — Ни один эксперт не мог спрогнозировать, какой вариант реализуется, поэтому нашей задачей было смоделировать такой дизайн ГРП, который хорошо работал бы и в том и в другом сценарии и мы получали бы хороший прирост дебита». Трещины в итоге получились длинные, а запускной дебит скважины составил 300 тонн в сутки, что втрое превысило ожидаемые параметры. Такая конфигурация трещин разрыва частично решает и задачу снижения стоимости бурения, ведь рост охвата пласта трещинами гидроразрыва, сделанного в одной скважине, позволит сократить количество строящихся скважин.

Обратно в пласт

В целом, подбор оптимальной для ачимовки конструкции скважин с проведением гибридного ГРП уже создает технологический комплекс, позволяющий эффективно работать с новыми запасами. Если к этому добавить подходящий третичный метод повышения нефтеотдачи, то можно будет говорить о значительном расширении сегмента рентабельного освоения запасов ачимовской толщи. Как показывает опыт партнеров «Газпром нефти» из компании Shell, в низкопроницаемых коллекторах хорошо работает технология смешивающего вытеснения. Ее смысл — в закачке в пласт газа, который, смешиваясь с нефтью, вытесняет углеводороды в скважину.

Технология смешивающего вытеснения

Это далеко не новая технология. Та же Shell на нефтяных месторождениях в Техасе применяет метод закачки газа в смешивающемся режиме (MGI) еще с 1970-х годов. «Мы не рассматриваем это как новую технологию, — подтвердил руководитель развития проектов на ранней стадии Shell Exploration & Production Services (RF) B.V. Бруно Пеннингс, — но она может считаться прорывной, если будет использована в регионе, где до этого не применялась». Опытной площадкой применения MGI стало Меретояхинское месторождение в ЯНАО, лицензия на разработку которого принадлежит «Меретояханефтегазу».

И это не просто отдельный технологический эксперимент. «Впервые для лицензионного участка „Газпром нефти“ была создана стратегия разработки с помощью конкретной технологии — от поиска источника газа до планирования оптимального распределения фонда скважин и строительства наземной инфраструктуры», — рассказал руководитель проекта «Меретояха» компании «Газпромнефть-Гео» Иван Мальков.

В Shell, конечно, не случайно готовы присвоить статус прорывной технологии, которая используется уже 40 лет. Для новых условий это, фактически, новый продукт. А ачимовка, напомним, — это аномально высокие давления и условия залегания, которые могут меняться даже в пределах одного участка. Подбирать необходимую конфигурацию закачки для конкретных условий должен помочь проект «Цифровой керн».

Сегодня керн, отобранный из скважин Меретояхи, исследуется специалистами «Газпром нефти» вместе с учеными Сколтеха специальными методами. Это должно подтвердить возможность смешения газа и нефти в пластовых условиях, определить коэффициент вытеснения и подтвердить PVT-модель, дающую информацию о свойствах пластовой углеводородной системы. На основе этих данных будет обучаться цифровая модель, которая впоследствии по заданным петрофизическим характеристикам керна будет выдавать результаты о его фильтрационных свойствах и прогнозировать механизм вытеснения нефти углеводородными газами в конкретных условиях.

По предварительной оценке, применение MGI позволит вовлечь в разработку порядка 250 млн тонн геологических запасов ачимовки. Ожидаемое повышение KPI — с 4% до 33%. В 2020 году возможный эффект будет оценен опытной закачкой азота. Затем для подтверждения планируется реализовать пилотный проект, подготовительные работы к которому могут занять около двух лет. В условиях промышленного применения технологии для закачки планируется использовать попутный нефтяной газ из разрабатываемого пласта, который будет хорошо смешиваться с нефтью в пластовых условиях ачимовской толщи и позволит в том числе упростить задачу утилизации попутного нефтяного газа.

Стратегический пилот

Всего в рамках проекта «Большая Ачимовка» реализуется несколько десятков технологических проектов. Часть из них — это адаптация уже существующих технологий под конкретные условия ачимовской толщи, часть — уникальны. Есть и проекты-интеграторы. Например, типизация объектов ачимовской толщи, сбор базы знаний по разработке и технологиям, расчеты на гидродинамических моделях позволят сформировать образ идеальной ачимовской скважины. Интеграция на еще более высоком уровне — это проект «ПроБА». «Мы создаем программный продукт, который будет подбирать те или иные технические решения в зависимости от введенных исходных данных. Это и формат проведения ГРП, и методы заканчивания скважин, и другие решения, основанные на анализе больших данных и накопленного опыта», — рассказал Георгий Волков.

Впрочем, дело не только в ачимовке, даже несмотря на труднопредставимый масштаб ее запасов. В соответствии с Технологической стратегией «Газпром нефти», разработка ачимовских отложений была отнесена к флагманским технологическим программам, так как она позволит создать механизм отбора для тиражирования только самых эффективных технологий и в перспективе вовлечь в разработку нерентабельные запасы на активах «Газпром нефти», относящиеся и к другим категориям.

«Преодоление технологических вызовов на проектах по разработке ачимовской толщи — важнейший шаг к рентабельному освоению трудноизвлекаемых запасов. „Газпром нефть“ тестирует технологии на разных месторождениях, проверяя попутно гипотезу о возможности тиражирования этих подходов», — подчеркнул глава дирекции по технологическому развитию «Газпром нефти» Алексей Вашкевич.

ЧИТАЙТЕ ТАКЖЕ