«Битва» за ТРИЗ, часть вторая

Продолжение. Начало — в материале «НиК» от 24.10.2019

ТРИЗ — драйвер «Роснефти»

Примеры «Татнефти», ЛУКОЙЛа и «Газпром нефти» показывают, какое большое значение имеет локализация недропользования. В регионе, где действует татарстанская компания, расположены значительные запасы высоковязких углеводородов, поэтому недропользователь ставит на эту категорию ТРИЗ. Основу ресурсно-индустриального комплекса «Газпром нефти» и ЛУКОЙЛа составляют сибир­ские активы, и компания занялась баженовской свитой, распространенной за Уралом.

А вот деятельность «Роснефти» в секторе разведки и добычи охватывает фактически всю территорию нефтяного недропользования в России. Поэтому и охват видов ТРИЗ и направлений их разработки у компании столь же широк.

Сегодня суммарные извлекаемые запасы ТРИЗ у «Роснефти» превышают 2,5 млрд т, распределенных между 140 месторождениями.

В 2018 г. ресурсная база ТРИЗ выросла еще на 40 млн т с лишним в результате проведения обширной программы исследований на пластах с трудноизвлекаемыми запасами. Были уточнены параметры низкопроницаемых горизонтов, выявлены их дополнительные перспективы.

Еще более значительным стал прирост добычи. В 2018 г. «Роснефть» получила 18,7 млн т трудноизвлекаемой нефти против 16,4 млн т в 2017 г. Положительная динамика прослеживается на протяжении нескольких лет, и всего за 5 лет годовой объем производства вырос более чем в 2 раза по сравнению с 2014 г.

Рост в натуральном выражении увеличивает и долю ТРИЗ в общем объеме добычи компании: в 2018 г. она возросла до 8,4% с 7,5% в 2017 г.

Эти показатели свидетельствуют об одном: темпы наращивания добычи ТРИЗ у «Роснефти» в разы опережают общие цифры по компании, поскольку совокупный рост производства нефти и конденсата составил в 2018 г. 2,1%.

В «Роснефти» выполняется программа по удвоению объема ежегодной добычи за счет ТРИЗ, рассчитанная на 2017–2022 гг. Одно из главных направлений — развитие скважинного фонда и операций. В 2018 г. на пластах с трудноизвлекаемыми запасами было пробурено более 820 скважин, из них около 100 с увеличенным числом стадий МГРП (до 8-10). На 45% по сравнению с показателями 2017 г. выросла доля стволов с горизонтальным окончанием протяженностью более 1000 м. В 2019 г. усложнение конструкции и увеличение длины горизонтальных скважин, так же, как и наращивание их числа, активно продолжается.

Параллельно в компании проверяют и подбирают технологии для технически и экономически эффективной разработки низкопроницаемых пластов, высоковязкой нефти и баженовской свиты. Эти работы выполняются и в совместных, и в собственных целевых инновационных проектах. Специалисты «Роснефти» прогнозируют, что совокупный прирост активных запасов по названным направлениям может превысить 1,63 млрд т.

Высокие технологии для низкопроницаемых и бажена

Крупнейшее по запасам и объему добычи трудноизвлекаемых запасов подразделение «Роснефти» — ООО «РН-Юганскнефтегаз», на балансе которого более 1 млрд т ТРИЗ. Значительными объемами такого типа запасов располагают АО «РН-Няганьнефтегаз», АО «Верхнечонскнефтегаз», ООО «РН-Уватнефтегаз», АО «НК «Конданефть». В совокупности на все перечисленные компании приходится более 90% ресурсной базы ТРИЗ «Роснефти».

В 2019 г. «РН-Юганскнефтегаз» ежедневно вводит в эксплуатацию по 5 скважин, из которых одна горизонтальная. Для сравнения: в докризисном 2012 г. компания построила 927 новых скважин, то есть ежегодное увеличение скважинного фонда выросло в 2,5-3 раза, а горизонтальное бурение — в 5-6 раз. На 97% вводимых скважин применяется ГРП.

Крупнейший промысловый актив «РН-Юганскнефтегаза» — Приобское месторождение. Здесь наиболее активно строятся скважины с инновационными сверхдлинными горизонтальными окончаниями протяженностью 1,5-2 тыс. м, на которых проводится МГРП. Это одно из немногих месторождений в России, где доля таких скважин превышает 10% от всего построенного за время эксплуатации скважинного фонда в 4400 единиц.

«РН-Юганскнефтегаз» в лидерах и по испытанию инноваций на продуктивных отложениях баженовской свиты.

Общество увеличивает число наклонно-направленных и горизонтальных скважин, наращивает проведение множественных гидроразрывов пласта и по стандартным технологиям, и с повышенным расходом жидкости, и с использованием маловязкого состава рабочего флюида. Притоки нефти получены, работа на бажене последовательно продолжается.

Во названных «дочках» «Роснефти» освоение новых зон разработки проводится с использованием инновационных систем и современных технологий: микросейсмики, 3D-геомеханики, спектрального моделирования. А главное, совершенствуются технологии управления разработкой низкопроницаемых пластов. Среди них очень актуальное для российской «нефтянки» проведение повторных ГРП (рефраков).

Компания уже довела до промышленного применения технологию «слепых» рефраков по всей длине ствола.

При этом без дополнительных вложений на технологическую оснастку. Проведено более 30 операций по рефракам с переориентацией трещин ГРП на основе геомеханического моделирования. Результаты показали высокую эффективность и при охвате новых пластов, и при восстановлении и повышении продуктивности уже построенных скважин. Применение этой технологии будет расширено; в 2018 г. и в 2019 г. опробуются управляемые рефраки в сочетании с дополнительными адресными закачками вязких «подушек» в геологические интервалы, ранее не подверженные МУН.

Преодолевая вязкость: Ямал, Самара, Оренбург

Еще одно масштабное направление разработки ТРИЗ у «Роснефти» — активное освоение запасов высоковязкой нефти (ВВН). Ее извлекаемые запасы на балансе компании в пределах РФ превышают 600 млн т. Основная часть сосредоточена в недрах уникального по запасам Русского месторождения в ЯНАО, — более 400 млн т. Здесь стартовала опытно-промышленная разработка месторождения, причем партнером «Роснефти» выступает норвежская Equinor, у которой богатый опыт освоения ТРИЗ высоковязкой нефти.

«Роснефть» действует во многих регионах, поэтому и проекты разработки запасов ВВН она осуществляет в различных российских областях. В 2018 г. к разбуриванию залежи сверхвязкой нефти Карабикуловского месторождения приступила её «дочка» АО «Самаранефтегаз». Пробурены три пары горизонтальных скважин по технологии SAGD. В 2019–2021 гг. будет построена необходимая инфраструктура, объект введут в опытную разработку.

Интересно отметить, что, помимо традиционного для SAGD парного бурения скважин, планируется опробовать технологию использования трехскважинного комплекса. Компания проводит ОПР и НИОКР, строит контрольно-наблюдательные скважины на Северном, Центральном и Южном участках недр, на Карабикуловском и Смагинском месторождениях сверхвязкой битуминозной нефти. И если ожидания оправдаются, добыча составит 1 млн т/г. Это почти 10% добычи «Самаранефтегаза» за весь 2018 г.

В Оренбургской области «дочка» «Роснефти» ПАО «Оренбургнефть» недавно завершила успешные испытания термогазохимического воздействия на доломитизированные карбонатные пласты окского надгоризонта Бобровского и Скворцовского месторождений. Примененная технология запускает мощную химическую реакцию внутри обрабатываемого пласта, благодаря чему выделяется большое количество газа и тепловой энергии. Под их воздействием снижается вязкость нефти, увеличивается ее подвижность, в призабойной зоне пласта растворяются асфальто-смолистые вещества. Породы растрескиваются, и по возникшей сети разломов к эксплуатации подключаются участки с неподвижной и малоподвижной нефтью.

На двух опытных скважинах «Оренбургнефть» получила более 2 тыс. т дополнительной нефти, полностью окупив затраты.

Потенциал для тиражирования данной технологии оценивается в 20 скважино-операций в год, которые дадут свыше 40 тыс. т сырья.

Как уже понятно, «Роснефть» испытывает и применяет различные технологии разработки ТРИЗ высоковязкой нефти, не боится экспериментировать, привносит собственные новации и получает коммерчески значимые результаты. Это означает, что в следующем десятилетии ВВН станет важной частью общей добычи компании.

ТРИЗ других формаций

Низкопроницаемые породы, бажен, высоковязкая нефть — сегодня уже знакомые российской «нефтянке» нетрадиционные источники добычи «черного золота». Но перечень ТРИЗ намного шире, так что было бы справедливо рассказать о проектах и операциях в этой сфере. Наиболее активно здесь действует «Роснефть». Например, в освоении перспектив хадумской свиты Предкавказья, стоящей в одном ряду по сложности разработки и потенциалу добычи с баженом, домаником и другими видами ТРИЗ.

Потенциал геологических ресурсов нефти в хадумской свите может превысить 17 млрд т.

В конце 2016 г. «Росгеология» завершила серию ЗD-сейсморазведочных работ на Ачикулакском и Владимировском месторождениях. ГРР проводились по заказу «Роснефти», и, как отмечалось в сообщении компании, при обработке первичных данных 3D-сейсмики «особое внимание было уделено сложным трещиноватым глинистым кол­лекторам в хадумских отложениях». В 2017 г. «Роснефть» продлила до 2054 г. лицензию на разведку и добычу полезных ископаемых в пределах Западно-Мектебского месторождения, расположенного в Нефтекумском районе Ставрополья — одном из ключевых центров нефтедобычи в Северо-Кавказском бассейне.

Научно-технический центр «Роснефти» в последние годы также занимается хадумом, разрабатывая различные варианты стратегии многостадийных ГРП и проводя расчеты параметров эффективной разработки низкопроницаемых коллекторов данного типа. Такие работы продолжаются и сегодня.

Новая реальность

Подытоживая обзор, можно сказать, что российские нефтяники вполне успешно осваивают ТРИЗ, создают основу для следующего технологического и производственного рывка. При этом зарубежный опыт и технологии активно дополняются полученными российскими компетенциями, переходом с иностранного оборудования на отечественное.

Такой ход событий позволяет констатировать, что адаптация российской нефтяной отрасли к переходу на новую ресурсную базу в виде ТРИЗ происходит успешно. А это имеет гигантское стратегическое значение для России.

В то же время успешность данного перехода в большой степени связана с налоговыми льготами для проектов разработки ТРИЗ.

Их экономика никогда не будет такой, как у проектов добычи традиционной нефти, а это означает, что налоговая система для нефтяной отрасли также должна реформироваться и адаптироваться к новой нефтяной реальности, вносить свой вклад в стабильность и благополучие России.

Игорь Ивахненко

Материал полностью читайте в журнале «Нефть и Капитал» №10 (261), октябрь 2019 г.