«Мы развиваем технологии следующих поколений»

Современная тенденция в нефтедобыче характеризуется увеличением доли освоения трудноизвлекаемых запасов (ТРИЗ). Бурение скважин происходит на глубине более двух километров в сложных геологических условиях.
Добраться до этих запасов и извлечь их традиционными методами и технологиями сейчас практически невозможно или малоэффективно. Благодаря многолетнему опыту работы и высокому профессионализму специалистов научно-исследовательский и проектный институт «РН-БашНИПИнефть» успешно справляется с вызовами времени. О новых методах нефтедобычи и цифровых помощниках «Коммерсантъ» побеседовал с и.о. заместителя генерального директора института по технологическому развитию и инновациям Артемом Мироненко.

— Основной полигон разработки ТРИЗов — это Приобское месторождение в Западной Сибири, где добыча нефти идет при научном сопровождении нашего института. Этот ключевой актив «Роснефти» уже более 10 лет занимает первое место по добыче в нашей стране. В конце нулевых на Приобском месторождении мы вышли с бурением в зоны с низкой проницаемостью, которые относятся к ТРИЗ. Тогда встал вопрос, как повысить эффективность вовлечения и разработки таких запасов. Этот вызов придал мощный импульс развитию геомеханики, исследованиям и моделированию низкопроницаемых коллекторов (горных пород, содержащих нефть, газ и воду, — прим. автора), научным проектам и проведению опытных работ по применению новых технологий, в частности, бурению горизонтальных скважин с многостадийным разрывом пласта. Первые скважины сразу показали эффективность — трехкратное превышение дебита по сравнению со стандартными наклонно-направленными скважинами, ранее применяемыми на данном месторождении. С тех пор Приобское месторождение является основным и главным полигоном апробации технологий разработки трудноизвлекаемых запасов и их последующего тиражирования в компании.

— В новом десятилетии мы приступили к освоению еще более сложных зон по проницаемости — менее 0,2 миллидарси. Это коллекторы, которые по свойствам очень схожи с аргиллитами — горными породами, которые традиционно считаются флюидоупором, т.е. по которым нефть «не течет». На Приобском месторождении они залегают на глубине порядка 2600 метров. С такими пластами мы столкнулись на Эргинском лицензионном участке. Ранее успешно применяемые нами для разработки ТРИЗ технологии здесь не сработали, а заводнение пластов — основной метод повышения нефтеотдачи в отрасли — показал крайне низкую эффективность. Тогда мы начали применять те подходы, которые ранее и сейчас считаются спорными и не самыми популярными — это разработка на естественном режиме, т.е. без применения заводнения. Этот способ добычи требует более точечного бурения и решения одной из основных задач — увеличения зоны, вовлекаемой в добычу для каждой скважины. Мы достигаем этого за счет применения продвинутых дизайнов и технологий гидроразрыва пласта. Делаем трещины чаще, длиннее, чтобы охватить как можно больше площади вокруг скважины.

— Да, КИН при разработке низко- и сверхнизкопроницаемых коллекторов, конечно, не достигает значений «традиционных» хороших коллекторов. В зависимости от условий он в целом не превышает 30%. При расчетах и по фактам разработки на естественном режиме зачастую КИН составляет 10-12%. Большего добиться проблематично. Так как мы не заводняем пласт, пластовое давление снижается, и вытеснение нефти водой, т.е. ее «доотмыв» из пор пласта, не происходит. В случае со сверхнизкопроницаемыми коллекторами играет роль только охват — площадь, вовлеченная в разработку. Компании продолжают искать новые методы повышения нефтеотдачи. В на-учных работах можно встретить, например, описание газовых методов, подразумевающих закачку газа в пласт вместо воды. Но, опять же, для этого требуется источник газа в требуемом количестве, а сколько средств потребуется на создание инфраструктуры для применения новых методов? Да и эффективность применения газа за счет сложного управления его закачкой является дискуссионным вопросом. Все-таки наша цель — это безопасная, эффективная и рентабельная нефтедобыча.

— Да, изучение продолжается. Сейчас фокус внимания нефтяной науки при разработке сверхнизкопроницаемых коллекторов направлен на инновационные технологии и дизайны ГРП. Раньше применяли высоковязкие жидкости с пропантом, сейчас мы переходим к низковязким, вплоть до воды. Наша задача — сделать более сложную, протяженную и, конечно же, максимально эффективную трещину. Большие трещины требуют очень больших объемов применяемых материалов, достигающих десятка тысяч тонн пропанта и свыше 30 тысяч кубометров жидкости на одну скважину. В связи с этим встают организационные вопросы логистики, инфраструктуры, техники и технологий, которыми мы тоже занимаемся. Внедрение новых методов влечет за собой необходимость развития программного обеспечения «Роснефти». Наши разработчики ПО, взаимодействуя с геологами, петрофизиками и другими профильными специалистами, постоянно модернизируют программные продукты, чтобы они соответствовали современным требованиям.

— За счет новых дизайнов трещин ГРП, строительства высокотехнологичных скважин нам удалось увеличить объемы нефтедобычи на Приобском месторождении в 3,5-4 раза. В прошлом году реализовали первый 30-стадийный ГРП с 60 трещинами на одну скважину на горизонтальном участке в два километра. В этом году на Приобском месторождении провели многостадийный ГРП с закачкой 9 тысяч тонн пропанта на скважину. Это рекордный показатель в России. Достигнуть таких результатов стало возможным благодаря слаженной команде высококвалифицированных специалистов «Роснефти» и стремлению к технологическому лидерству компании. Без развития технологий запасы в сверхнизкопроницаемых пластах достались бы нашим потомкам. Сейчас полученный опыт транслируется по всей компании, а мы продолжаем развивать технологии следующих поколений.

— Баженовская свита — это хорошо известный геологический объект, который долгие годы считался исключительно как нефтематеринская порода, где, согласно органической теории, генерировалась нефть. Нередко коллекторы бажена сравнивают со сланцевой нефтью на западе — теми нарративами, которые мы часто слышим в СМИ, например, «сланцевая революция». На самом деле, по своей природе и геологическому строению они абсолютно разные, поэтому просто взять и скопировать технологии, применяемые при поиске запасов и разработке сланцевой нефти, невозможно.

Подвижная нефть в баженовской свите распределена неравномерно: где-то частично вышла из нефтематеринской породы и распространилась по другим коллекторам, из которых мы ее уже добыли или добываем, а где-то еще «не созрела», и ей требуется очень большое количество времени по геологическим меркам, чтобы ее когда-то можно было добывать. Актуальная задача — максимально точно определить, где прячется нефть в баженовской свите, и создать технологии для ее эффективного извлечения. В первую очередь мы разрабатываем методики локализации этих запасов, выделяем зоны перспективности бурения.

Во-вторых, развиваем научные знания и придумываем новые подходы к освоению технологии ГРП. Для бажена требуются другие составы, другие давления, другие расходы, дизайны и так далее. Подобрать идеальный рецепт ГРП, опробовать его и понять, что является эффективным, а что нет, — как раз то, чем заняты умы наших специалистов.

— Благодаря научному сопровождению нашего института на Правдинском месторождении уже достигли свыше 200 тонн нефти суточного дебита на баженовской свите. Это рекордные значения не только в рамках компании, но и в России. Можно уверенно сказать, что мы владеем технологиями, которые на текущий момент позволяют достичь очень хороших результатов. Нужно ли эти технологии развивать дальше? Конечно, нужно. Этим мы и занимаемся. Баженовская свита — уникальный объект, тайны и вызовы которого принесут еще множество научных открытий, а его потенциал является одной из основных составляющих энергетической устойчивости нашей страны, поэтому мы нацелены бурить сотни и тысячи скважин на бажен уже в обозримом будущем.

— Сейчас у нас наиболее развита линейка наукоемкого ПО для геологии и разработки месторождений. В последнее время идет активная цифровизация процессов разведки и проектирования. Создаем программный комплекс «РН-СЕЙСМ» для сейсмогеологического изучения недр. Это большой, сложный проект, включающий такие функции, как обработка, интерпретация и моделирование данных сейсморазведки. Не уступает по масштабу и уникальности программный комплекс «РН-ПАЛЕОБАССЕЙН». С его помощью можно будет моделировать историю геологического развития и нефтегазоносности огромных территорий. Активно развиваются линейки ПО для проектирования. Это, прежде всего, программные комплексы «САПСАН» и «РН-АЛЬФА». Внедрение «САПСАНА» на 20% сократило трудозатраты проектировщиков на выполнение рутинных операций и поиск информации. Глобальные планы связаны с автоматизацией и цифровизацией всех процессов разведки и добычи.