Разведанные запасы нефти в России составляют сегодня 18 млрд т, а на трудноизвлекаемые запасы (ТРИЗ) из этого объема приходятся более 12 млрд т. Доля легкоизвлекаемых запасов по понятным причинам быстро сокращается, поэтому роль трудноизвлекаемых в судьбе нефтяной отрасли России стремительно растет. По данным Роснедр, ТРИЗ обеспечат страну «черным золотом» на 35-36 лет, что почти вдвое дольше обеспеченности легкоизвлекаемой нефтью.
В широкое понятие трудноизвлекаемых запасов входит и высоковязкая нефть, и запасы баженовской свиты и других нетрадиционных для отечественной отрасли пластов, и продукция, получаемая из пород с низкой проницаемостью и нефтеотдачей. Этих сложных, но перспективных для нефтяной отрасли возможностей много, поэтому и «наступление» на ТРИЗ российские компании ведут широким фронтом. Ведут в целом успешно и динамично. Данный обзор представляет наиболее крупные и известные проекты и направления «битвы» за ТРИЗ.
Один из наиболее известных и активно разрабатываемых видов трудноизвлекаемых запасов нефти в России — высоковязкая нефть в диапазоне от повышенной вязкости до сверхвязкости и природных битумов. Собственно говоря, такой подход — мировой тренд. Подобные фракции углеводородов активно разрабатывают в Канаде, Венесуэле, США, Норвегии.
Самые сложные для освоения — виды нефти вязкостью более 10 сантипауз. Их запасы истощены у нас в стране всего на 10-30% (в зависимости от степени вязкости); столь высокая сохранность и потенциал освоения, безусловно, привлекают нефтяников. В России запасы такой нефти, по оценкам ГКЗ РФ, составляют по категориям АВС1+С2 порядка 1,7 млрд т, около 10% от общих запасов «черного золота» в стране. А начальные запасы превышают 5 млрд т.
Мировой энергетический совет считает, что более 70% запасов сверхвязкой российской нефти залегает в недрах Приволжского и Уральского федеральных округов.
Неудивительно, что наиболее ярким примером недропользования в данной сфере являются проекты ПАО «Татнефть» — крупнейшей добывающей компании в Волго-Уральской нефтяной провинции. В последнее время компания быстро наращивает добычу сверхвязкой нефти (СВН). В 2018 г. она получила 2 млн т этого сырья, перевыполнив ранее подготовленный план на 30%. Трудноизвлекаемые запасы составляют более половины всей ресурсной базы «Татнефти» на территории провинции. И большую часть ТРИЗ составляет сверхвязкая нефть, геологические ресурсы которой в Татарстане оцениваются в 1,4 млрд т.
Заместитель министра промышленности и торговли республики Алексей Савельчев объясняет рост производства СВН тем, что разведка и добыча ранее нерентабельных месторождений сверхвязкой нефти и природных битумов стала более прибыльной. Рост доходности обусловлен удешевлением производства, эффективностью подобранных технологий и, конечно, позитивным соотношением накопленной добычи к накопленным инвестициям. С момента начала добычи такой нефти в 2006 г. «Татнефть» извлекла в общей сложности 5 млн т СВН. И 40% объема получила в 2018 г., добившись настоящего рывка и высокой динамики производства.
Сейчас «Татнефть» видит в добыче СВН драйвер наращивания своего производства. Но успешный сегодня путь начинался с проблем и неудач.
Первое месторождение такого типа — Ашальчинское — обнаружено еще в 1960 г. Советские, а затем и российские геологи активно открывали новые месторождения и залежи СВН, поскольку выявлялись они на глубинах от 50 до 400 м в форме рассеянных малых локальных скоплений вдоль тектонических разломов. Сегодня число таких объектов перевалило за 450. Но легко открытые месторождения осваивались крайне тяжело: местные нефтяники то подступались к ним, то замораживали разработку из-за коммерческой неэффективности технологий.
Нынешний этап освоения СВН стартовал в 2006 г. К тому времени мировая цена на сорт Urals выросла до $60/баррель, а рост ресурсов традиционной нефти в Татарстане себя исчерпал. СВН стала для «Татнефти» главной надеждой. Недропользователь сделал ставку на технологию парогравитационного дренажа (steam-assisted gravity drainage — SAGD) и добычу парными горизонтальными скважинами. По верхней в продуктивный пласт закачивается водяной пар, газопар с различными химическими добавками, а из нижней извлекается разжиженная нефть. Вертикальные стволы строятся на небольшую глубину залегания продуктивного горизонта (на Ашальчинском всего 78 м), а вот горизонтальные окончания превышают эту протяженность в 4-5 раз.
На Ашальчинском технология SAGD себя полностью оправдала: введено в разработку одно, за ним еще 3 поднятия. Затем началась эксплуатация Туйметинского купола Лангевского месторождения. А в 2015 г. «Татнефть» приступила к освоению крупной по запасам Черемшано-Бастрыкской зоны, в которую входит около сотни месторождений и залежей высоковязкой нефти с геологическими запасами более 460 млн т.
Сегодня «Татнефть» ведет здесь эксплуатацию 11 месторождений и залежей сверхвязкой нефти и в ближайшие годы планирует начать добычу еще на 45 объектах с геологическими запасами 191 млн т.
Примером другого рода стала разработка Мордово-Кармальского месторождения. Применение вроде бы такой результативной технологии SAGD здесь потерпело фиаско. Сначала пробуренные скважины давали дебиты в 2-3 раза меньшие, чем на Ашальчинском, а затем добыча окончательно рухнула, несмотря на все старания. Помучившись пару лет, «Татнефть» в 2012 г. законсервировала месторождение. Неудача имела различные объяснения: недостаточная протяженность горизонтального окончания скважин (120-130 м), смещение добывающей скважины относительно нагнетательной, непредсказуемая миграция СВН внутри пласта… Как бы там ни было, пример показывает, что даже применение современных технологий, к каким относится SAGD, не гарантирует 100-процентную эффективность разработки запасов сверхвязкой нефти.
Но в целом «Татнефть» вышла в плюс. Компания снизила соотношение закачанного пласта к нефти с 12,8 до 2,8 т/т, что считается международным стандартом для эксплуатации таких месторождений, уменьшила себестоимость добычи тонны нефти с 49 тыс. до 11 тыс. руб. В 2020 г. она рассчитывает получить 3,2 млн т СВН, а в следующем десятилетии выйти на уровень добычи в 5 млн т/г. Но стоит напомнить, что коммерческая эффективность разработки трудноизвлекаемых запасов в значительной степени основывается на целом комплексе налоговых льгот, предоставленных федеральными и региональными властями. Для «Татнефти» снижена ставка НДПИ, уменьшена до 10% таможенная пошлина, проект разработки ТРИЗ освобожден от уплаты налога на имущество. Руководители «Татнефти» говорят, что в совокупности данные льготы ежегодно экономят компании 10 млрд руб. Внушительная сумма!
Другим перспективным направлением разработки ТРИЗ является освоение баженовской свиты. Эта группа нефтематеринских пород распространена в Западной Сибири на площади около 1 млн кв. км. Неудивительно, что баженовские ресурсы нефти оцениваются в 100-170 млрд т. Правда, это оптимистические оценки, а по консервативным, они не превышают 760 млн т.
Реальные перспективы ресурсно-индустриального комплекса на бажене определяются двумя факторами.
Во-первых, баженовская свита, хотя и залегает на небольших глубинах в (2-3 км), имеет малую продуктивную толщу — 20-30 м. К тому же основная часть запасов в этих породах залегает там, где коллектор обладает низкой проницаемостью по сравнению с традиционными — 0,01 мД против 0,7. Во-вторых, такая геологическая специфика требует использования соответствующих технологий разработки: бурения скважин с протяженным горизонтальным окончанием, применения множественных гидроразрывов пласта, задействования разнообразных химических реагентов… При успешном сценарии отдача сложных пород будет высокой, объем рентабельных запасов окажется значительным. Но практика перечисленных и других необходимых операций для разработки новых пород очень сложна, поэтому российские нефтяники развивают ее осторожно, а совокупная добыча нефти в стране из бажена составляет на начало 2019 г. менее 800 тыс. т/г.
Большое внимание разработке баженовской свиты уделяет ЛУКОЙЛ.
С одной стороны, онн идет традиционным путем — бурит горизонтальные скважины и применяет многостадийный ГРП. С другой — решает важнейшую задачу, до конца нерешенную на Западе — поддержание пластового давления. Привычная система ППД (заводнение) для бажена неприменима; при попадании воды в пласт происходит мгновенный прорыв к добывающим скважинам. С 2009 г., дочерняя структура ЛУКОЙЛа, РИТЭК ведет активные промысловые испытания термогазового метода на Средне-Назымском месторождении. Суть метода — в нагнетании воздуха в пласт, где происходит высокотемпературное окисление, которое в свою очередь приводит к значительному повышению КИН.
В последние несколько лет в российском отраслевом сообществе много говорят о проекте «Бажен».
Его инициатором выступила «Газпром нефть», которая в 2018 г. создала ООО «Технологический центр Бажен» для «отработки наиболее эффективных технологий для добычи трудноизвлекаемой нефти баженовской свиты». Общество получило лицензию на разработку Пальяновской площади Красноленинского месторождения, нескольких участков Няганской группы и Салымского месторождения. Совокупный объем запасов этого блока оценивается в 70 млн т, минимальный объем необходимых инвестиций — 70 млрд руб.
Опытно-промышленная разработка (ОПР) Пальяновской площади началась с того, что были построены 10 высокотехнологичных скважин, произведены 70 стадий ГРП, а их плотность доведена до 15 стадий/1000 м.
В 2019 г. число добывающих скважин увеличится на 12 единиц, темпы ежегодного прироста будут наращиваться до 2021 г., начиная с которого прирост скважинного фонда выйдет на плато на уровне 14 ед. Предполагается, что в итоге плотность стадий ГРП удвоится, а протяженность горизонтальных окончаний в среднем увеличится до 1500 м. Всего же за время ОПР, которая продлится до 2024 г., планируется построить 111 горизонтальных скважин с проведением многостадийного ГРП и довести накопленную добычу до 7,5 млн т. Объем ежегодного производства нефти должен быть доведен до 2,5 млн т, а производительность одной скважины увеличена с 15 тыс. т/г до 35 тыс.
Но для эффективности разработки баженовской нефти не меньше, чем вал добычи, важна приемлемая себестоимость.
Представители «ТЦ Бажен» сообщают, что с начала производства удельную стоимость добычи удалось снизить с 30 до 18 тыс. руб./т. Снижение произошло за счет наращивания компетенций, внедрения новых методов и материалов, а также увеличения накопленной добычи, что улучшает соотношение к инвестициям. Отличным результатом станет соотношение, при котором на 300 млн руб. инвестиций в скважину накопленная добыча достигнет 98 тыс. т.
Впрочем, все это планы, реалистичность которых будет доказываться ходом и результатами ОПР. А пока ТЦ «Бажен» занят, помимо производственных, и политическими задачами. Общество разработало паспорт проекта «Освоение баженовской свиты в Западной Сибири» и хочет получить федеральный статус, что позволит претендовать на адресные меры поддержки.
Игорь Ивахненко
Материал полностью читайте в журнале «Нефть и Капитал» № 10 (261), октябрь 2019 г.
Продолжение следует.