ГЛАВА 1. Состояние и перспективы разработки трудноизвлекаемых запасов нефти

1.1 Характеристика трудноизвлекаемых запасов нефти

Дефиниции трудноизвлекаемых запасов углеводородов (далее ТрИЗ) в нормативной правовой базе нет. Однако необходимо отметить, существующая нефтегазовая терминология, четко отделяет запасы от ресурсов и геологические запасы от извлекаемых. «…К извлекаемым запасам относится часть геологических запасов, извлечение которых из недр на дату подсчета экономически эффективно в условиях конкурентного рынка при рациональном использовании современных технических средств и технологий добычи с учетом соблюдения требований по охране недр и окружающей среды.

То есть, запасы, можно назвать извлекаемыми, в том числе и трудно, только тогда, когда они могут экономически эффективно извлекаться в условиях конкурентного рынка при рациональном использовании современных технических средств и технологий добычи с учетом соблюдения требований по охране недр (ОН) и окружающей среды(ОС). Трудноизвлекаемые запасы нефти содержатся в залежах или частях залежей, отличающихся сравнительно неблагоприятными для извлечения УВ геологическими условиями залегания нефти и (или) аномальными физическими её свойствами.

В пластах с трудноизвлекаемыми запасами наблюдается чрезвычайно сложный механизм вытеснения нефти, связанный с одновременным влиянием множества факторов, таких, как капиллярные явления, вязкостные силы, фазовые переходы в сочетании со слоистой неоднородностью.

Трудноизвлекаемыми запасами нефти называются нефтяные залежи, для которых характерны неблагоприятные условия для добычи данного ресурса, а также неблагоприятные физические свойства. Кроме этого, к данному типу нефтяных залежей также относятся и те, которые располагаются в шельфовой зоне, в месторождениях, находящихся в поздней стадии разработки, а также высоковязкая нефть. Хорошим примером добычи высоковязкой нефти является разработка Ямало-Немецкого месторождения, которое имеет особенности, способствующие застыванию нефти не только на морозе, но и при плюсовой температуре.

Под «трудноизвлекаемыми» запасами понимаются месторождения или объекты разработки, которые характеризуются неблагоприятными для добычи нефти геологическими условиями или (и) ее физическими свойствами. ТИН могут считаться запасы в шельфовой зоне, остатки нефти в месторождениях, которые находятся в поздней стадии разработки, а также нефть с высокой вязкостью.

В «Классификации трудноизвлекаемых запасов» (Халимов Э. М., Лисовский Н. Н.) все критерии отнесения запасов к трудноизвлекаемым объединены в пять групп по признакам: - аномальности свойств нефтей и газов (вязкость);

- неблагоприятности характеристик коллекторов (низкие значения коэффициентов пористости, нефтенасыщенности, проницаемости, латеральная и вертикальная неоднородность пластов);

- типам контактных зон (нефть-пластовая вода, нефть-газовая шапка);

- технологическим причинам (выработанность);

- горногеологическим факторам, осложняющим (удорожающим) бурение скважин и добычу нефти.

На данный момент не только в России, но и в мире целом складывается следующая ситуация по запасам ТИН.

В настоящее время в условиях ухудшения сырьевой базы традиционных источников углеводородов в России баженовская свита является основным нетрадициооным источников углеводородов в России на долгосрочную перспективу.

Согласно оценке ИНГГ СО РАН в этих отложениях сосредоточено 150-500 млрд т геологических ресурсов нефти, в том числе в «высокоемких» коллекторах – 120-400 млрд т. Принимая коэффициент извлечения нефти 0,15, можно предварительно оценить извлекаемые ресурсы нефти баженовской свиты в районе 10-60 млрд т.

Нетрадиционность баженовской свиты заключается в следующем:

- вся толщина баженовской свиты является нефтематеринской и содержит нефть и твёрдое органическое вещество;

- отсутствует понятие «залежь» с её атрибутами – водонефтяной контакт, внешним внутренним контуром, переходной зоной, зоной предельного нефтенасыщения и т.п.;

- отсутствует понятие коллектор/неколлектор с точки зрения граничных значений пористости и проницаемости; - основное влияние на содержание углеводородов и качество запасов оказывает степень катагенеза твердого органического вещества (керогена);

- для прогноза продуктивных и перспективных зон необходима выработка комплекса специфичных геологических критериев и признаков;

- нетрадиционность пород баженовской свиты требует изучения не только петрофизических, но и геохимических характеристик пород.

Баженовская свита сложена карбонатно-глинисто- керогенкремнистыми породами. Толщина кремнистых и карбонатных прослоев не превышает 2-3 м. Они не имеют широкого площадного распространения даже в пределах локальных структур, в связи с этим они не могут рассматриваться как объекты разработки. В этом состоит отличие баженовской свиты от широко известной формации Бакен (крупнейшее месторождение «сланцевой» нефти в США).

Нефтематеринские породы, слагающие основную матрицу баженовской свиты, могут быть как непроницаемы, так и являться коллектором. Именно с этим коллектором связывают основные перспективы добычи нефти из баженовской свиты и её стратиграфического эквивалента нижнетутлеймской подсвиты.

 

1.2 Мировые ресурсы нефти из трудноизвлекаемых запасов нефти

В Энергетической стратегии России на период до 2030 года указаны следующие параметры развития нефтяной отрасли: добыча нефти в 2030 году в объеме 530 млн т и достижение коэффициента извлечения нефти ( далее КИН) 0,35–0,37.

В настоящее время средний КИН составляет:

- 0,38–0,45 для активных запасов;

- 0,10–0,35 для низкопроницаемых коллекторов (НПК), которых в России более 25 %;

- 0,05–0,25 для высоковязких нефтей.

Добыча нефти в России по итогам 2016 г. выросла до максимальных показателей с 1990 г. и составила 547,5 млн т нефти. При этом абсолютный максимум добычи на территории РСФСР был достигнут в 1988 г. и составил около 570 млн т.

В настоящее время доля России в мировой добыче нефти составляет 12,5 %. Западная Сибирь с ее Ханты-Мансийским и Ямало-Ненецким округами остается центральными районами добычи в России. Она стоит в одном ряду с такими крупнейшими нефтегазовыми бассейнами, как Персидский и Мексиканский заливы, Сахара и Аляска.

В Дальневосточном федеральном округе прирост запасов нефти происходит в основном в Республике Саха (Якутия) [7].

По итогам 2016 г. прирост запасов в УФО составил около 231 млн т (+29 млн т относительно предыдущего года), Приволжском – 159 млн т (-33 млн т), Сибирском – 68 25 млн т (-14 млн т). В результате самое значительное сокращение прироста запасов произошло по ПФО.

Дефиниции трудноизвлекаемых запасов углеводородов (ТрИЗ) в нормативной правовой базе нет. Однако необходимо отметить, существующая нефтегазовая терминология, четко отделяет запасы от ресурсов и геологические запасы от извлекаемых.

На данный момент не только в России, но и в мире целом складывается следующая ситуация по запасам ТИН.

В настоящее время в условиях ухудшения сырьевой базы традиционных источников углеводородов в России баженовская свита является основным нетрадициооным источников углеводородов в России на долгосрочную перспективу.

Согласно оценке ИНГГ СО РАН в этих отложениях сосредоточено 150-500 млрд т геологических ресурсов нефти, в том числе в «высокоемких» коллекторах – 120-400 млрд т. Принимая коэффициент извлечения нефти 0,15, можно предварительно оценить извлекаемые ресурсы нефти баженовской свиты в районе 10-60 млрд т.

Карта перспектив нефтегазоносности баженовского горизонта Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции приведена в приложении

Нетрадиционность баженовской свиты заключается в следующем:

- вся толщина баженовской свиты является нефтематеринской и содержит нефть и твёрдое органическое вещество;

- отсутствует понятие «залежь» с её атрибутами – водонефтяной контакт, внешним внутренним контуром, переходной зоной, зоной предельного нефтенасыщения и т.п.;

- отсутствует понятие коллектор/неколлектор с точки зрения граничных значений пористости и проницаемости;

- основное влияние на содержание углеводородов и качество запасов оказывает степень катагенеза твердого органического вещества (керогена);

- для прогноза продуктивных и перспективных зон необходима выработка комплекса специфичных геологических критериев и признаков; - нетрадиционность пород баженовской свиты требует изучения не только петрофизических, но и геохимических характеристик пород.

Баженовская свита сложена карбонатно-глинисто- керогенкремнистыми породами. Толщина кремнистых и карбонатных прослоев не превышает 2-3 м. Они не имеют широкого площадного распространения даже в пределах локальных структур, в связи с этим они не могут рассматриваться как объекты разработки. В этом состоит отличие баженовской свиты от широко известной формации Бакен (крупнейшее месторождение «сланцевой» нефти в США) [17].

Нефтематеринские породы, слагающие основную матрицу баженовской свиты, могут быть как непроницаемы, так и являться коллектором. Именно с этим коллектором связывают основные перспективы добычи нефти из баженовской свиты и её стратиграфического эквивалента нижнетутлеймской подсвиты.

Большинство из месторождений начали разрабатываться еще в советское время. С 2010 года по 2016 год добыча нефти в Западной Сибири (без учета льготируемого по НДПИ ЯНАО), снизилась с примерно 307,5 млн тонн до примерно 285,5 млн тонн в год (только по ХМАО добыча сократилась на 27 млн тонн, то есть на 10%). Добыча нефти в Северо-Западном федеральном округе составляет 33,7 млн т (около 6 % общероссийского показателя) (рис. 1).

Рисунок 1 - Прирост добычи нефти в Северо-Западном федеральном округе [22]

Основой сырьевой базы в регионе является Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция. В рамках провинции располагаются административные границы двух субъектов: Республики Коми и Ненецкого автономного округа.

Помимо Тимано-Печорской провинции, добыча нефти также осуществляется в Калининградской области, включая шельф.

Развитие нефтедобычи в Республике Коми идет с 1920-х гг. Пик добычи нефти приходится на середину 1980-х гг., когда добывалось более 19 млн т нефти в год, однако в течение 10 лет добыча сократилась до 7 млн т.

С середины 1990-х гг. по настоящее время происходит восстановление добычи нефти, что связано с интенсификацией добычи тяжелых и высоковязких нефтей. Широкомасштабная добыча нефти в Ненецком АО ведется с середины 1990-х гг. Пик добычи нефти в регионе пришелся на 2009-2010 гг. (более 18,8 млн т), после чего она несколько снизилась. Это связано с пересмотром прогноза развития ряда крупных базовых месторождений региона.

По итогам 2016 г. добыча нефти в Республике Коми составила 15,1 млн т. Добыча нефти в Ненецком автономном округе составляет 17,9 млн т. Суммарная добыча нефти в Тимано-Печорской провинции составила 33 млн т, что на 1,6 млн т выше уровня предыдущего года. В Калининградской области, включая месторождения на шельфе, добыто 0,7 млн т нефти. Условия работы нефтяных компаний ухудшаются по причинам, обусловленным геологическими характеристиками месторождений и производственными параметрами, такими как рост обводненности и истощенности месторождений [26].

Как следствие снижается дебит на действующих месторождениях (с 69 баррелей в сутки в 2012 году до примерно 64,8 баррелей в сутки в 2016 году). Для поддержания добычи приходится бурить на много больше и глубже: средняя глубина выросла на 162 м с 2012 по 2016 г. (с 2810 до 2972 м), а общая проходка за 5 лет выросла на 22% (с 21187 до 25786 тыс. м). При этом также растет количество ГТМ, необходимых для обеспечения экономически обоснованных дебитов – количество ГРП выросло в 1,4 раз за 5 лет.

Рисунок 2 – Изменение объемов нефтедобычи 2011-2016 гг. крупнейшими добывающими компаниями, млн. тонн [32]

 

Рисунок 3 – Вклад крупнейших компаний в нефтедобычу в 2016 году, в % [34]

 

При этом КИН в России составляет в среднем около 27-28%, при среднесрочном потенциале в 32%-35% и выше. Но потенциал может быть достигнут только в случае применения более совершенных технологий, в том числе применение третичных методов нефтеотдачи пластов, для этого необходим экономический стимул. Однако представленная динамика, по мнению специалистов, может быть сохранена в случае активного вовлечения в разработку трудноизвлекаемых запасов нефти, так как доля добычи на новых месторождениях Восточной Сибири незначительна (21%) , а добыча на месторождениях Западной Сибири будет падать на 3–4% в год, а также за счет увеличения прироста запасов.

Прирост запасов нефти в 2016 г. составил 575 млн. т, что на 21,2 % ниже уровня 2015 г. (730 млн т) и превысил текущий уровень добычи нефти по стране на 41 млн т, или на 7,7 % (рис. 4).

Рисунок 4 - Прирост запасов нефти в России [26]

 

На протяжении последних 25 лет объём прироста запасов нефти имел неустойчивую динамику. В период с 1991 г. по 2004 г. наблюдалось в основном сокращение объёма прироста запасов нефти, а с 2005 г. Начался устойчивый рост.

В то же время уровень прироста запасов нефти, который бы обеспечивал расширенное воспроизводство сырьевой базы, т.е. превышал текущую добычу, был достигнут только в 2008 г. До этого на протяжении 14 лет происходило так называемое «проедание» запасов, т. е. объём разведанных и подготовленных к промышленной эксплуатации запасов нефти не компенсировал уровень текущего их изъятия из недр.

В последние годы меняется характер воспроизводства сырьевой базы нефти. В зрелых нефтегазоносных провинциях вновь открываемые месторождения и структуры представлены мелкими и мельчайшими по запасам нефти объектами, которые и дают в последние десятилетия основной прирост запасов в России. Продолжает ухудшаться структура разведанных запасов нефти и газа.

Происходит опережающая разработка наиболее рентабельных частей месторождений и залежей. Вновь подготавливаемые запасы сосредоточены в основном в средних и мелких месторождениях и являются в значительной части трудноизвлекаемыми [27].

В целом объем трудноизвлекаемых запасов составляет более половины разведанных запасов страны. Современное состояние минерально-сырьевой базы углеводородного сырья характеризуется относительно невысокими темпами воспроизводства жидких углеводородов. Перспективные извлекаемые запасы этого полезного ископаемого Российской Федерации на 1.01.2017 г. составляли 18340,1 млн. тонн.

Примером комплексного анализа свойств трудноизвлекаемой нефти может служить изучение закономерности пространственных и количественных изменений свойств вязкой нефти. Исследования свойств ВН проводились для нефтеносных территории мира. Из рисунке на котором приведены результаты геозонирования нефтегазоносной территории, видно, что бассейны с вязкой нефтью распространены повсеместно нефтегазоносных бассейнов содержат ВН, что составляет более 1/5 части от общего числа бассейнов мира. Больше всего бассейнов с ВН находится на территории Евразии.

Анализ информации из базы данных показал, что большинство ресурсов вязкой нефти сосредоточено между тремя континентами – Северная Америка, Южная Америка и Евразия. Так, основные запасы ВН (более 82 %) размещаются в ЗападноКанадском (Канада) и Оринокском бассейнах (Венесуэла). Россия обладает большими ресурсами вязкой нефти, где их общая доля составляет более 11 % общемировых ресурсов. Для этих территорий установлены далее пространственные закономерности размещения.

Рисунок – 5. Размещение нефтегазоносных бассейнов с вязкой нефтью на территории континентов с указанием доли их ресурсов от мировых

 

Здесь в качестве среднебассейнового значения вязкости использовано среднеарифметическое значение, а для нефтегазоносных бассейнов с менее чем десятью образцами ВН использовано медианное значение. Сверхвязкой является нефть Западно-Канадского (месторождение Атабаска), Санта-Мария, Лос-Анджелес, Грейт-Валли бассейнов в Северной Америке, Маракаибского и Оринокского НГБ в Южной Америке, Тимано-Печорского в Евразии и бассейнов Гвинейского залива и Сахаро-Ливийского в Африке. На территории Евразии самой вязкой является нефть Тимано-Печорского и Прикаспийского бассейнов.

Как видно ВН континентов отличается плотностью в Евразии вязкая нефть относится к подклассу «нефть с повышенной плотностью», в Южной Америке – к подклассу «сверхтяжелая», а в Северной Америке – «битуминозная». По вязкости евразийская вязкая нефть является высоковязкой, а в Америке – сверхвязкой. По содержанию серы ВН является в среднем сернистой (1¸3 %) в Евразии и Южной Америки, асфальтеновой (3¸10 %) в Евразии и высокоасфальтеновой (> 10 %) в Америке, высокосмолистой (> 10 %). Показано, что на территории Евразии вязкая нефть залегает в пластах с более высокими пластовыми температурой и давлением по среднему значению, чем в Америке.

В то же время, для вязкой нефти Евразии характерно более глубокое ее залегание – большинство ВН залегает на глубинах до 2000 м, большинство вязкой нефти Южной Америки залегают всего до 500 м, в Северной Америке глубина залегания еще меньше – до 400 м. Показано, что физико-химические характеристики ВН изменяются в зависимости от географического местоположения – менее тяжелой и вязкой, с меньшим содержанием в нефти серы, смол и асфальтенов является ВН Евразии. Таким образом установлено, что для нефтеносных территорий континентов подтверждается ранее выявленная закономерность – чем ниже глубина залегания, тем меньше плотность и вязкость в ВН, уменьшаются концентрации серы, смол и асфальтенов. Аналогичная зависимость изменения свойств ВН выявлена при изменении значений пластовых температур и давлений – чем выше температура и давление в пласте, тем плотность, вязкость, содержание серы, смол и асфальтенов в ВН меньше.

Таким образом, необходимость изыскания новых путей поиска, разведки и разработки месторождений углеводородов в связи с ростом нефтепотребления и увеличения запасов трудноизвлекаемой нефти определяет актуальность изучения физико-химических свойств и состава нефти. Для выполнения указанных исследований разработана и развивается базы данных по химии нефти, с использованием которой в течение ряда лет проводится комплексный анализ свойств трудноизвлекаемой нефти в зависимости от их географического положения, глубины залегания, возраста пород. С помощью комплексного анализа вязкой нефти выявлены пространственные закономерности ее распределения. Так, количество нефтегазоносных бассейнов, на территории которых есть вязкая нефть, значительно и составляет примерно 1/5 общего количества бассейнов в БД. Расположены эти бассейны на нефтегазоносных территориях Евразии, Африки и Америки, однако на территории Евразии они составляют большинство. Более 82 % запасов вязкой нефти сосредоточено на территориях Северной и Южной Америки. Показано, что для нефтеносных территорий разных масштабов (континент – страна нефтегазоносный бассейн) подтверждаются выявленные закономерности – чем ниже глубина залегания и чем выше температура и давление в пласте, тем меньше плотность и вязкость в ВН, уменьшаются концентрации серы, смол и асфальтенов. На примере изменения свойств российской ВН показана обратная зависимость для концентрации парафинов в ВН – чем ниже залежь и выше температура и давление в пласте, тем содержание парафинов увеличивается, как это видно для западно-сибирской нефти. Выявленные закономерности пространственных изменений физико-химических свойств вязкой нефти могут быть использованы с целью повышения прогнозов физикохимических свойств нефти вновь открываемых месторождений на новых территориях, в совершенствовании геохимических методов поиска месторождений и при решении других задач нефтяной геологии, в частности, при определении оптимальных схем и условий транспортировки нефти.

1.3 Ресурсная база трудноизвлекаемых запасов нефти ПАО «Газпром»

Трудноизвлекаемые запасы (ТрИЗ) играют все возрастающую роль в работе нефтегазовых компаний. В общем случае под ними подразумеваются запасы традиционных коллекторов, которые имеют невысокую экономическую эффективность при разработке с существующим уровнем технологий, освоенности и доступности разрабатываемых территорий. В НТЦ была разработана собственная классификация ТрИЗ с учетом осложняющих добычу геолого-технологических факторов.

Согласно этой классификации, около половины текущих запасов «Газпром нефти» являются трудноизвлекаемыми.

Для роста и поддержания высокого уровня добычи ТрИЗ необходимо вовлекать в разработку. Одной из ключевых задач НТЦ является поиск и оценка новых технологий для освоения этой категории запасов. В НТЦ создана методика и программное обеспечение, позволяющее выполнить массовые расчеты для экономической оценки вовлечения ТрИЗ в добычу, в том числе для оценки эффекта от применения новых технологий с учетом налогового режима.

С 2011 г. компания дополнительно вовлекла в разработку порядка 160 млн тонн ТрИЗ, а к 2020 г. планируется удвоить эту цифру. Для эффективной работы с ТрИЗ «Газпром нефть» использует инновационные технологии, занимаясь бурением горизонтальных и многоствольных скважин, а также применяя операции многостадийного гидроразрыва пласта (далее МГРП).

Кроме того, «Газпром нефть» ежегодно проводит отраслевую научно-техническую конференцию по работе с трудноизвлекаемыми запасами.

По результатам проведенной государственной экспертизы Федеральным агентством по недропользованию извлекаемые запасы месторождения «Газпром нефти» имени Александра Жагрина в Ханты-Мансийском автономном округе увеличены до 31 млн тонн нефтяного эквивалента. Таким образом комиссия подтвердила сделанный экспертами геологический прогноз по площади нефтеносности участка, уточнив ранее сделанный предварительный расчет. Согласно действующей классификации нефтяных участков, месторождение имени Александра Жагрина отнесено к категории крупных [29].

Месторождение было открыто в конце 2017 года на перспективном лицензионном участке в Кондинском районе Ханты-Мансийского автономного округа — Югры.

Геологоразведочные работы на лицензионном участке в Кондинском районе Ханты-Мансийского автономного округа — Югры ведет «Газпромнефть-Хантос», дочерняя компания «Газпром нефти». В кратчайшие сроки в условиях полной автономии были подготовлены и проведены сейсморазведочные работы, создана геологическая модель резервуара, пробурена поисково-оценочная скважина глубиной более 3 тыс. метров. При испытании основного перспективного объекта первой поисково-оценочной скважиной был получен приток безводной нефти с расчетным дебитом 50 куб. м в сутки.

Подгазовые залежи — существенная часть запасов, с которыми «Газпром нефти» придется иметь дело в самой близкой перспективе. Достаточно сказать, что подобные залежи есть на таких крупных месторождениях, как Восточно-Мессояхское и Новопортовское, и сразу становится ясно: успех принятой в 2016 году программы технологического развития по разработке подгазовых залежей будет оказывать самое непосредственное влияние на показатели компании.

Подгазовые залежи или нефтяные оторочки — особый тип запасов, в которых над нефтяным слоем находится газовая «шапка», как правило, значительного объема. Нефтяная и газовая части в таких месторождениях связаны, и это вызывает различные сложности при их разработке.

Так, например, добыча газа без учета ее влияния на нефтяную часть часто приводит к потере существенной части запасов. А прорыв газа к нефтяной скважине может сделать дальнейшую добычу нефти из нее невозможной. Помимо Нового Порта и Мессояхи подгазовые залежи есть на Урманском, Арчинском, Новогоднем месторождениях «Газпром нефти», на Восточном участке Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения, Куюмбе и Чоне, а также на некоторых активах, которые разрабатываются совместно с компанией «Новатэк» (Яро-Яхинское, Самбургское месторождения). Кроме того, нефтяные оторочки присутствуют на многих месторождениях «Газпрома» (Заполярное, Уренгойское, Оренбургское, Ен-Яхинское, Чаяндинское, Песцовое), и материнская компания привлекает «Газпром нефть» для проведения работ на нефтяной части.

Запасы типа подгазовых залежей могут пополнять ресурсную базу нефтегазовых компаний и во время разработки месторождений «жирного» газа с высоким содержанием газового конденсата: в процессе добычи жидкая фаза может начать выделяться, формируя нефтяную оторочку.

В свою очередь на месторождениях легкой нефти с высоким содержанием растворенного в ней газа при изменении давления в процессе добычи может сформироваться техногенная газовая шапка, как это, в частности, произошло на Новогоднем месторождении.

Суммарные извлекаемые запасы нефти и конденсата в подгазовых залежах «Газпром нефти» превышают 500 млн тонн. Из них только около 300 млн тонн можно добыть с применением традиционных технологий. Еще более 200 млн тонн нефти в компании надеются извлечь благодаря реализации новой технологической программы, разработанной сотрудниками Научно-технического центра «Газпром нефти».

До последнего времени подгазовые залежи не пользовались большим спросом у российских нефтяников.

Причина этого кроется в различных особенностях таких запасов, осложняющих разработку и определяющих их статус, как трудноизвлекаемые. Достаточно сказать, например, что в отличие от традиционных нефтяных месторождений в подгазовых залежах на нефть, как правило, одновременно действуют два агента вытеснения: снизу — вода, а сверху — газ. Это усложняет прогнозирование нефтеотдачи и проектирование скважин, ведь больше параметров приходится брать в расчет.

Однако главная проблема при разработке подгазовых залежей, крайне негативно влияющая на их рентабельность, — прорывы газа к скважине. Чтобы их избежать или максимально отсрочить, депрессию в скважинах необходимо удерживать на относительно низком уровне. Это позволяет в итоге повысить коэффициент извлечения нефти (КИН), однако отрицательно сказывается на дебите, который напрямую зависит от величины депрессии на пласт [16].

Добыча в этом случае может оказаться нерентабельной. «Разработку большинства нефтяных оторочек „Газпром нефти“ невозможно вести традиционными методами, не допуская при этом прорывов газа и сохраняя положительную экономику, — отметил начальник управления научно-методического сопровождения геологии и разработки новых активов — Решением проблемы может стать увеличение коэффициента охвата».

Поэтому скважины на таких месторождениях делают все более длинными и многоствольными. Это позволяет увеличить площадь притока, одновременно понизить депрессию на пласт и сохранить приемлемые объемы добычи [20].

Справляться с неприятным газовым фактором помогает и еще одна перспективная технология — устройства контроля притока, состоящие из дистанционно управляемых клапанов и систем измерения на забое. Они позволяют ограничивать приток нефти в скважину и тем самым предупреждают прорывы газа, а если прорыв все-таки произошел, дают возможность отсекать проблемные участки ствола.

Вывести проект по разработке подгазовых залежей в плюс удается также за счет оптимизации затрат на бурение и инфраструктуру. Это дает возможность сократить сроки окупаемости и получить прибыль за более короткое время, пока газ и вода еще не успели добраться до скважин. При разработке месторождений, которые имеют как нефтяную, так и газовую часть, важно правильно определить приоритеты: будет ли более эффективной добыча нефти или газа, или, возможно, их стоит добывать одновременно.

Ключевыми параметрами здесь выступают так называемый М-фактор (соотношение объемов газовой и нефтяной частей) и толщина нефтяной оторочки. Если М-фактор высок, то есть газа на месторождении заметно больше, чем нефти, а толщина нефтяного слоя при этом не велика (менее 9 метров), как правило, следует делать выбор в пользу добычи газа.

В случае более мощной нефтяной оторочки добычу нефти и газа ведут одновременно. Относительно небольшая газовая шапка говорит о том, что преимущество стоит отдать нефти. В мировой практике при разработке нефтяных оторочек в 63% случаев выбор делался в пользу первоочередной добычи нефти. На 24% месторождений нефть и газ добывались одновременно, и лишь в 13% случаев добывался только газ.

В отличие от отечественных нефтяных компаний, мировые лидеры отрасли уже ни одно десятилетие ведут добычу нефти из подгазовых залежей. За это время был накоплен значительный опыт по борьбе с прорывами газа: для этого используют горизонтальные и многоствольные скважины, активные и пассивные системы управления притоком по стволу скважины, закачку в пласт различных химических составов.

Так, например, на месторождении Oseberg в Северном море компания Statoil строила горизонтальные скважины длиной до 2,5 км, а также использовала «умные» системы заканчивания с управлением притоком. На месторождении Shaybah в Саудовской Аравии бурились «фишбоны», имеющие до 10 стволов с общей протяженностью до 12 км. Системы управления притоком использовались на месторождении Troll в Северном море. Различные варианты поддержания пластового давления с закачкой воды и газа были опробованы компанией Petronas на месторождении Samarang в Малайзии. На ряде месторождений, в том числе в России, использовалось барьерное заводнение.

На месторождениях США (Northeast Hallsville и Byron) закачка полимеров на нефтяных оторочках обеспечила прирост КИН до 13%. Использование пенообразующих составов на месторождении Snorre позволило снизить газовый фактор на 50% на срок до 6 мес. Что касается «Газпром нефти», пока наибольших успехов компания добилась в освоении технологий бурения, которые помогают получать экономически рентабельный дебит по нефти [15].

Речь идет о строительстве протяженных горизонтальных, а также многоствольных скважин. Так, на Новопортовском месторождении уже пробурены скважина с двухкилометровым горизонтальным стволом, а также двуствольные скважины. На Восточно-Мессояхском месторождении компания осваивает строительство «фишбонов» с многочисленными ответвлениями. Пробурено уже четыре такие многоствольные скважины. Средняя суммарная длина их горизонтальных стволов с «отростками» составляет порядка 2500 метров.

Среди основных вызовов при разработке подгазовых залежей на активах «Газпром нефти» принятая программа технологического развития выделяет необходимость наращивать опыт по созданию интегрированных моделей месторождений, а также по применению различных систем поддержания пластового давления, совершенствовать используемые модели прогнозирования газового фактора, улучшать оборудование для геофизических исследований в условиях притока газа в скважину.

Важной задачей в рамках программы станет подбор наиболее подходящих конструкций заканчивания скважин в зависимости от горно-геологических условий, а также тестирование методов увеличения нефтеотдачи (далее МУН), которые могут защитить от прорывов газа (закачка разнообразных гелей, полимерных составов, пен и т. п.).

Так как при высоком содержании газа в нефти использование для ее подъема электрических центробежных насосов с газосепараторами становится неэффективным потребуется либо усовершенствовать эти агрегаты, либо отказаться от них в пользу газлифтного метода [14].