На фоне сокращения ввода новых крупных месторождений углеводородов и снижения добычи на старых месторождениях главным направлением работы нефтяных компаний становится внедрение инновационных технологий для разработки месторождений. Применяемая ЛУКОЙЛом система с альтернативным порядком проведения стадий многостадийного гидроразрыва пласта (МГРП) на горизонтальных скважинах позволяет в 1,2-1,6 раза увеличить дебит скважин по сравнению с использованием обычного МГРП. Инновации обходятся компаниям дороже, отмечают эксперты, но рост дебита скважин компенсирует дополнительные затраты.
Инновационные методы добычи позволяют сделать рентабельными даже самые низкодебитные месторождения
Фото: Reuters
ЛУКОЙЛ в 2017 году рассчитывает сохранить объем добычи нефти в России на уровне 86-88 млн тонн. Об этом "Ъ" сообщил глава компании Вагит Алекперов. По его словам, снижение добычи нефти на старых месторождениях компания будет стабилизировать за счет ввода в разработку месторождения имени Филановского на Каспии (извлекаемые запасы нефти — более 150 млн тонн, газа — более 32 млрд кубометров). На прошлой неделе компания запустила на месторождении вторую скважину с дебитом по нефти около 3 тыс. тонн в сутки.
Также поддержание добычи ЛУКОЙЛ планирует за счет изменения и совершенствования систем разработки ряда крупных месторождений в Западной Сибири. Там, отмечает глава компании, ЛУКОЙЛ эксплуатирует месторождения, на которых для добычи 40 млн тонн нефти приходится попутно добывать более 400 млн тонн воды. Поэтому основное стратегическое направление работы компании — разработка и внедрение технологий повышения нефтеотдачи, а также работа на новых месторождениях со сложной структурой запасов углеводородов, с тяжелой и высоковязкой нефтью.
Компании совершенствуют уже применявшиеся методы добычи, например перейдя от традиционного гидроразрыва пласта к многозонным на горизонтальных скважинах. В ЛУКОЙЛе отмечают, что применение этой технологии в России — тренд для всех компаний последние три-пять лет. ЛУКОЙЛ был первым в 2011 году, кто в промышленных масштабах стал бурить горизонтальные скважины и делать многозонный ГРП. "Сейчас для нас это является стандартной технологией, позволившей перевести значительную долю запасов, которые раньше были низкоэффективными и малорентабельными, в другие категории. В целом по компании мы перевели в разряд высокоэффективных около полумиллиарда тонн запасов нефти благодаря технологии МГРП. Как правило, эта технология применяется для низкопродуктивных пластов. По вертикальным скважинам мы имеем дебиты, которые не превышают 5-10 тонн в сутки. Технология позволила повысить дебиты в три-четыре и более раз и рентабельно добывать нефть из этих низкопроницаемых пластов",— поясняет начальник Управления повышения нефтеотдачи пластов Научно-проектного комплекса ЛУКОЙЛа "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" Николай Веремко.
Один ГРП на горизонтальном участке скважины заменяет одну-две вертикальные скважины. И чем больше ГРП на горизонтальных участках, тем больше будут производительность, дебит по нефти и рентабельность данной скважины, отмечают в "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг". Расчеты компании показали, что бурение таких скважин позволяет увеличить коэффициент извлечения нефти (КИН) на 5-10%, что в объеме всей страны является довольно внушительной цифрой. "Если взять запасы в неразбуренной зоне на месторождениях ЛУКОЙЛа, то увеличение КИН на 10% составит 100 млн тонн — это запасы нового крупного месторождения. Добыча по России в прошлом году составила 534 млн тонн, а месторождение с запасами 100 млн тонн — это порядка 18% от добычи по всей России. Мы повышаем добычу нефти и укрепляем экономику страны",— отметил господин Веремко.
Одной из ключевых технологий, которые ЛУКОЙЛ внедрил в Западной Сибири, является технология МГРП с изменением очередности проведения стадий ГРП на горизонтальных скважинах. Технология заключается в повышении продуктивности низкопроницаемых пластов за счет создания искусственного коллектора. В результате дебит скважин увеличивается в 1,2-1,6 раза по отношению к стандартному МГРП. Дочернее общество компании ООО "ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь" к середине 2016 года ввело в эксплуатацию 20 горизонтальных скважин, на которых проведен МГРП по технологии с альтернативной очередностью активации портов. Из них десять скважин Имилорско-Источного месторождения эксплуатируется со средним дебитом нефти 68 т/сут. Еще десять скважин работают на Тевлинско-Русскинском, Поточном и Северо-Покачевском месторождениях. "Внедрение уникальной технологии позволило увеличить дебиты скважин в среднем на 32% и повысить технико-экономические показатели разработки объектов с трудноизвлекаемыми запасами",— отмечают в ЛУКОЙЛе.
В ЛУКОЙЛе напоминают, что самые крупные месторождения в России и мире были открыты в 1960-1970-х годах, а в последние десятилетия, как правило, компании находят залежи небольшого размера, скважины имеют низкие дебиты, а в пластах высокое содержание воды. "Для того чтобы эту нефть добывать экономически рентабельно, нужны инновационные технологии. Стандартные, которые применялись для хороших пластов, уже не подходят",— поясняют в компании.
Еще одним способом повышения нефтеотдачи является бурение многоствольных и многозабойных скважин для пластов, которые имеют хорошие свойства, но под которыми зачастую находятся пласты с водой. В таком случае невозможно применить технологию гидроразрыва, так как трещина проникает в водонасыщенные пласты и получается продукция скважины с высоким содержанием воды и низким содержанием нефти. Но при бурении скважины с одним стволом ее дебит оказывается слишком низким. Чтобы повысить его, ЛУКОЙЛ начал бурить двуствольные, трехствольные скважины, а в 2014-2015 годах ввел четырехствольные и пятиствольные скважины, дебит по которым в три-четыре раза превышает дебиты стандартных горизонтальных скважин. Сейчас эта технология широко внедрена на Пякяхинском месторождении на Ямале, где бурение многозабойных скважин позволяет увеличить конечный коэффициент извлечения нефти.
"Ни для кого не секрет, что в стране много еще не разбуренных объектов, но подходы, как добыть нефть и добыть ее с экономической выгодой, как для компании, так и для страны,— основа развития, это поиск этих новых и эффективных технологий. В этом заключается и наша работа — найти эффективные технологии, чтобы достать трудноизвлекаемые запасы нефти, и хороший пример — многозабойные скважины. Если исходить из геологии, то для каждого объекта, для каждой специфики геологических условий нужна своя технология",— отмечают в "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг".
Еще одним геологическим вызовом для нефтяников является добыча нефти из баженовской свиты. Это нетрадиционный объект как для компаний, так и для геологов. Она распространена в Западной Сибири, имеет большую площадь — свыше 1000 млн кв. км — и толщину от 30 до 70 м. Нефть в ее пределах находится в двух формах. Это легкая нефть, которая имеет стандартную вязкость, но она занимает всего 1-2% от общего объема породы. А основной объем углеводородов — это нетрадиционный углеводород кероген (нечто среднее между битумом и углем). Геологи называют его "недозревшая нефть", поясняют в ЛУКОЙЛе. "Для того чтобы ее добыть, нужны совершенно иные технологии. Именно поэтому у нас в компании в дочернем обществе РИТЭК четыре года испытывается технология термогазового воздействия",— отмечают в ЛУКОЙЛе.
Технология заключается в том, что в пласт закачивается воздух, дополнительно обогащенный кислородом, и в пласте создается высокая температура. Под воздействием этой температуры, которая достигает 300-350 градусов, идет разогрев пород. И кероген выделяет из себя так называемую синтетическую нефть маловязкую. По лабораторным исследованиям, из одного куба породы можно получить от 50 до 80 л легкой синтетической нефти. Последние три-четыре года ЛУКОЙЛ испытывал технологию закачки воздуха и создания теплового очага на глубине 2,5-3 км. Было организовано два участка, а в текущем году компания начинает бурение и организацию технологии на третьем участке в Западной Сибири.
Андрей Полищук из Райффайзенбанка отмечает, что инновации уже чаще используют не для новых, а для повышения добычи на выработанных месторождениях. По его словам, в последние годы подходы к добыче серьезно изменились, а технологии постоянно совершенствуются. При этом, говорит он, до России многие технологии доходят с опозданием. И те инновации, которые на Западе были широко распространены, в РФ использовались редко. Но сейчас, отмечает он, российские нефтекомпании перенимают западный опыт, в том числе применяют технологии, которые в США были разработаны для добычи сланцевых углеводородов. При этом, отмечает господин Полищук, современные технологии более дорогие и их применение требует дополнительных затрат, в то же время увеличивается дебет скважин, так что инновации окупаются.