Розробка складних запасів нафти. Фундаментальні дослідження

1.1 Характеристика складних запасів нафти

Дефініції складних запасів вуглеводнів (далі ТрІЗ) в нормативній правовій базі немає. Однак необхідно відзначити, що існуюча нафтогазова термінологія чітко відокремлює запаси від ресурсів і геологічні запаси від видобутих. «…До запасів відноситься частина геологічних запасів, вилучення яких з надр на дату підрахунку економічно ефективно в умовах конкурентного ринкупри раціональному використанні сучасних технічних засобівта технологій видобутку з урахуванням дотримання вимог щодо охорони надр та навколишнього середовища.

Тобто запаси можна назвати видобутими, у тому числі й важко, тільки тоді, коли вони можуть економічно ефективно витягуватися в умовах конкурентного ринку при раціональному використанні сучасних технічних засобів і технологій видобутку з урахуванням дотримання вимог з охорони надр (ВІН) та навколишнього середовища (ОС). Важковидобувані запаси нафти містяться у покладах чи частинах покладів, що відрізняються порівняно несприятливими для вилучення ПВ геологічними умовами залягання нафти та (або) аномальними її фізичними властивостями.

У пластах з важковилученими запасами спостерігається надзвичайно складний механізм витіснення нафти, пов'язаний з одночасним впливом безлічі факторів, таких як капілярні явища, в'язкі сили, фазові переходи в поєднанні з шаруватою неоднорідністю.

Трудноизвлеченными запасами нафти називаються нафтові поклади, котрим характерні несприятливі умови для видобутку цього ресурсу, і навіть несприятливі фізичні характеристики. Крім цього, до даного типунафтових покладів також відносяться і ті, що розташовуються в шельфовій зоні, в родовищах, що знаходяться в пізній стадії розробки, а також високов'язка нафта. Хорошим прикладом видобутку високов'язкої нафти є розробка Ямало-Німецького родовища, яке має особливості, що сприяють застиганню нафти не тільки на морозі, а й за плюсової температури.

Під «складними» запасами розуміються родовища або об'єкти розробки, які характеризуються несприятливими для видобутку нафти геологічними умовами або (і) її фізичними властивостями. ТІН можуть вважатися запаси в шельфовій зоні, залишки нафти в родовищах, що знаходяться в пізній стадії розробки, а також нафту з високою в'язкістю.

У «Класифікації важковилучених запасів» (Халімов Е. М., Лісовський Н. Н.) всі критерії віднесення запасів до важковилучених об'єднані в п'ять груп за ознаками: - аномальності властивостей нафт і газів (в'язкість);

Несприятливості характеристик колекторів (низькі значення коефіцієнтів пористості, нафтонасиченості, проникності, латеральна та вертикальна неоднорідність пластів);

Типи контактних зон (нафто-пластова вода, нафта-газова шапка);

Технологічні причини (виробленість);

Гірничогеологічним факторам, що ускладнює буріння свердловин і видобуток нафти.

Відсутнє поняття колектор/неколектор з погляду граничних значень пористості та проникності; - основний вплив на вміст вуглеводнів та якість запасів має ступінь катагенезу твердої органічної речовини (керогену);

Для прогнозу продуктивних та перспективних зон необхідне вироблення комплексу специфічних геологічних критеріїв та ознак;

Нетрадиційність порід баженівської почту вимагає вивчення як петрофізичних, а й геохімічних характеристик порід.

Баженівська свита складена карбонатно-глинисто-керогенкремнистими породами. Товщина крем'янистих та карбонатних прошарків не перевищує 2-3 м. Вони не мають широкого майданного поширення навіть у межах локальних структурУ зв'язку з цим вони не можуть розглядатися як об'єкти розробки. У цьому полягає відмінність баженівської почту від широко відомої формації Бакен (найбільше родовище «сланцевої» нафти США).

1.2 Світові ресурси нафти із складних запасів нафти

В Енергетичній стратегії Росії на період до 2030 року вказано такі параметри розвитку нафтової галузі: видобуток нафти у 2030 році в обсязі 530 млн т та досягнення коефіцієнта вилучення нафти (далі КІН) 0,35–0,37.

Нині середній КІН становить:

0,38-0,45 для активних запасів;

0,10-0,35 для низькопроникних колекторів (НПК), яких у Росії більше 25%;

0,05-0,25 для високов'язких нафт.

Видобуток нафти в Росії за підсумками 2016 р. виріс до максимальних показників з 1990 р. і склав 547,5 млн т нафти. У цьому абсолютний максимум видобутку біля РРФСР було досягнуто 1988 р. і становить близько 570 млн т.

Нині частка Росії у світовому видобутку нафти становить 12,5 %. Західний Сибір із її Ханти-Мансійським та Ямало-Ненецьким округами залишається центральними районамивидобутку у Росії. Вона стоїть в одному ряду з такими найбільшими нафтогазовими басейнами, як Перська та Мексиканська затоки, Сахара та Аляска.

У Далекосхідному федеральному окрузіприріст запасів нафти відбувається переважно в Республіці Саха (Якутія).

За підсумками 2016 р. приріст запасів в УФО становив близько 231 млн т (+29 млн т щодо попереднього року), Приволзькому - 159 млн т (-33 млн т), Сибірському - 68 25 млн т (-14 млн т). В результаті найбільше скорочення приросту запасів відбулося за ПФО.

Дефініції складних запасів вуглеводнів (ТрИЗ) в нормативній правовій базі немає. Однак необхідно відзначити, що існуюча нафтогазова термінологія чітко відокремлює запаси від ресурсів і геологічні запаси від видобутих.

на Наразіу Росії, а й у світі цілому складається така ситуація із запасам ТИН.

В даний час в умовах погіршення сировинної бази традиційних джерел вуглеводнів у Росії баженівська оточення є основним нетрадиційним джерелом вуглеводнів у Росії на довгострокову перспективу.

Згідно з оцінкою ІНГГ СО РАН у цих відкладах зосереджено 150-500 млрд т геологічних ресурсів нафти, у тому числі у «високоємних» колекторах – 120-400 млрд т. Приймаючи коефіцієнт вилучення нафти 0,15, можна попередньо оцінити видобуті ресурси нафти районі 10-60 млрд т.

Карта перспектив нафтогазоносності баженівського горизонту Західно-Сибірської нафтогазоносної провінції наведена у додатку

Нетрадиційність баженівської почту полягає в наступному:

Вся товщина баженівської почту є нафтоматерінською і містить нафту та тверду органічну речовину;

Відсутнє поняття «поклад» з її атрибутами – водонафтовий контакт, зовнішнім внутрішнім контуром, перехідною зоною, зоною граничного нафтонасичення тощо;

Відсутнє поняття колектор/неколектор з погляду граничних значень пористості та проникності;

Основний вплив на вміст вуглеводнів та якість запасів має ступінь катагенезу твердої органічної речовини (керогену);

Для прогнозу продуктивних та перспективних зон необхідне вироблення комплексу специфічних геологічних критеріїв та ознак; - нетрадиційність порід баженівської почту вимагає вивчення як петрофізичних, а й геохімічних характеристик порід.

Баженівська оточення складена карбонатно-глинисто-керогенкремнистими породами. Товщина крем'янистих і карбонатних прошарків вбирається у 2-3 м. Вони мають широкого майданного поширення навіть у межах локальних структур, у зв'язку з цим вони можуть розглядатися як об'єкти розробки. У цьому полягає відмінність баженівської почту від широко відомої формації Бакен (найбільше родовище «сланцевої» нафти США) .

Нафтоматеринські породи, що складають основну матрицю баженівської почту, можуть бути як непроникними, так і колектором. Саме з цим колектором пов'язують основні перспективи видобутку нафти з баженівської почту та її стратиграфічного еквівалента нижньотутлеймської підсвіти.

Більшість із родовищ почали розроблятися ще за радянських часів. З 2010 року по 2016 рік видобуток нафти в Західного Сибіру(без урахування пільгованого з ПДПД ЯНАО), знизився з приблизно 307,5 ​​млн тонн до приблизно 285,5 млн тонн на рік (тільки за ХМАО видобуток скоротився на 27 млн ​​тонн, тобто на 10%). Видобуток нафти у Північно-Західному федеральному окрузі становить 33,7 млн ​​т (близько 6% загальноросійського показника) (рис. 1).

Рисунок 1 – Приріст видобутку нафти у Північно-Західному федеральному окрузі.

Основою сировинної бази у регіоні є Тімано-Печорська нафтогазоносна провінція. У межах провінції розташовуються адміністративні кордони двох суб'єктів: Республіки Комі та Ненецького автономного округу.

Крім Тімано-Печорської провінції, видобуток нафти також здійснюється в Калінінградської області, включаючи шельф.

Розвиток нафтовидобутку Республіка Комі йде з 1920-х гг. Пік видобутку нафти посідає середину 1980-х рр., коли добувалося понад 19 млн т нафти на рік, проте протягом 10 років видобуток скоротилася до 7 млн ​​т.

З середини 1990-х років. нині відбувається відновлення видобутку нафти, що з інтенсифікацією видобутку важких і високов'язких нафт. Широкомасштабний видобуток нафти в Ненецькому АТ ведеться з середини 1990-х рр. Пік видобутку нафти у регіоні припав на 2009-2010 роки. (понад 18,8 млн т), після чого вона дещо знизилася. Це з переглядом прогнозу розвитку низки великих базових родовищ регіону.

За підсумками 2016 р. видобуток нафти в Республіці Комі склав 15,1 млн т. Видобуток нафти в Ненецькому автономному окрузі становить 17,9 млн т. Сумарний видобуток нафти в Тімано-Печорській провінції склав 33 млн т, що на 1,6 млн т вище за рівень попереднього року. У Калінінградській області, включаючи родовища на шельфі, видобуто 0,7 млн. т нафти. Умови роботи нафтових компанійпогіршуються з причин, зумовлених геологічними характеристиками родовищ та виробничими параметрами, такими як зростання обводненості та виснаженості родовищ.

Як наслідок знижується дебіт на родовищах, що діють (з 69 барелів на добу в 2012 році до приблизно 64,8 барелів на добу в 2016 році). Для підтримки видобутку доводиться бурити набагато більше і глибше: середня глибина зросла на 162 м з 2012 по 2016 р. (з 2810 до 2972 ​​м), а загальна прохідка за 5 років зросла на 22% (з 21187 до 25786 тис. м) . При цьому також зростає кількість ГТМ, необхідних для забезпечення економічно обґрунтованих дебітів – кількість ГРП зросла у 1,4 рази за 5 років.

Малюнок 2 – Зміна обсягів нафтовидобутку 2011-2016 років. найбільшими видобувними компаніями, млн. тонн

Малюнок 3 – Внесок найбільших компанійу нафтовидобуток у 2016 році, у %

У цьому КІН у Росії становить середньому близько 27-28%, при середньостроковому потенціалі в 32%-35% і від. Але потенціал може бути досягнутий лише у разі застосування досконаліших технологій, у тому числі застосування третинних методів нафтовіддачі пластів, для цього потрібний економічний стимул. Однак представлена ​​динаміка, на думку фахівців, може бути збережена у разі активного залучення в розробку трудновитягуваних запасів нафти, так як частка видобутку на нових родовищах Східного Сибіру незначна (21%), а видобуток на родовищах Західного Сибіру падатиме на 3–4%. рік, і навіть рахунок збільшення приросту запасів.

Приріст запасів нафти у 2016 р. склав 575 млн. т, що на 21,2 % нижче за рівень 2015 р. (730 млн т) і перевищив поточний рівень видобутку нафти по країні на 41 млн т, або на 7,7 % (рис. . 4).

Рисунок 4 - Приріст запасів нафти у Росії

Протягом останніх 25 років обсяг приросту запасів нафти мав нестійку динаміку. У період із 1991 р. по 2004 р. спостерігалося переважно скорочення обсягу приросту запасів нафти, і з 2005 р. розпочалося стійке зростання.

У той самий час рівень приросту запасів нафти, який би забезпечував розширене відтворення сировинної бази, тобто. перевищував поточний видобуток, був досягнутий лише у 2008 р. До цього протягом 14 років відбувалося так зване «проїдання» запасів, тобто обсяг розвіданих та підготовлених до промислової експлуатації запасів нафти не компенсував рівень їх вилучення з надр.

У Останніми рокамизмінюється характер відтворення сировинної основи нафти. У зрілих нафтогазоносних провінціях новостворювані родовища і структури представлені дрібними і найдрібнішими за запасами нафти об'єктами, які дають у останні десятиліттяОсновний приріст запасів у Росії. Продовжує погіршуватись структура розвіданих запасів нафти та газу.

Відбувається випереджувальна технологія найбільш рентабельних елементів родовищ і покладів. Запаси, що знову готуються, зосереджені в основному в середніх і дрібних родовищах і є в значній частині трудноизвлекаемыми.

У цілому нині обсяг складних запасів становить понад половину розвіданих запасів країни. Сучасний станмінерально-сировинної бази вуглеводневої сировини характеризується відносно невисокими темпами відтворення рідких вуглеводнів. Перспективні запаси цієї корисної копалини Російської Федерації на 1.01.2017 р. становили 18340,1 млн. тонн.

прикладом комплексного аналізувластивостей важко нафти може бути вивчення закономірності просторових і кількісних змін властивостей в'язкої нафти. Дослідження властивостей ВН проводилися на нафтоносних територіях світу. З малюнку на якому наведені результати геозонування нафтогазоносної території, видно, що басейни з в'язкою нафтою поширені повсюдно нафтогазоносних басейнів містять ВН, що становить понад 1/5 від загальної кількості басейнів світу. Найбільше басейнів із ВН знаходиться на території Євразії.

Аналіз інформації з бази даних показав, більшість ресурсів в'язкої нафти зосереджено між трьома континентами – Північна Америка, Південна Америка і Євразія. Так, основні запаси ВН (понад 82 %) розміщуються у Західно-Канадському (Канада) та Оринокському басейнах (Венесуела). Росія має великі ресурси в'язкої нафти, де їх загальна часткастановить понад 11% загальносвітових ресурсів. Для цих територій встановлено далі просторові закономірності розміщення.

Малюнок – 5. Розміщення нафтогазоносних басейнів з в'язкою нафтою біля континентів із зазначенням частки їх ресурсів від світових

Тут як середньобасейнове значення в'язкості використано середньоарифметичне значення, а для нафтогазоносних басейнів з менш ніж десятьма зразками ВН використано медіанне значення. Надв'язкою є нафта Західно-Канадського (родовище Атабаска), Санта-Марія, Лос-Анджелес, Грейт-Валлі басейнів у Північній Америці, Маракаїбського та Оринокського НДБ у Південній Америці, Тімано-Печорського в Євразії та басейнів Гвінейської . На території Євразії найв'язкішою є нафта Тимано-Печорського та Прикаспійського басейнів.

Як видно ВН континентів відрізняється щільністю в Євразії в'язка нафта відноситься до підкласу "нафта з підвищеною щільністю", в Південній Америці - до підкласу "надважка", а в Північній Америці - "бітумінозна". За в'язкістю євразійська в'язка нафта є високов'язкою, а Америці – надв'язкою. За вмістом сірки ВН є в середньому сірчистою (13%) в Євразії та Південної Америки, асфальтенової (310%) в Євразії та високоасфальтенової (> 10%) в Америці, високосмолистої (> 10%). Показано, що на території Євразії в'язка нафта залягає у пластах із вищими пластовими температурою та тиском за середнім значенням, ніж в Америці.

У той же час, для в'язкої нафти Євразії характерно глибше її залягання – більшість ВН залягає на глибинах до 2000 м, більшість в'язкої нафти Південної Америки залягають лише до 500 м, у Північній Америці глибина залягання ще менша – до 400 м. Показано, що Фізико-хімічні характеристики ВН змінюються залежно від географічного розташування – менш важкої та в'язкої, з меншим вмістом у нафті сірки, смол та асфальтенів є ВН Євразії. Таким чином встановлено, що для нафтоносних територій континентів підтверджується раніше виявлена ​​закономірність – чим нижча глибина залягання, тим менша щільність і в'язкість у ВН, зменшуються концентрації сірки, смол та асфальтенів. Аналогічна залежність зміни властивостей ВН виявлена ​​при зміні значень пластових температур і тисків – чим вища температура та тиск у пласті, тим щільність, в'язкість, вміст сірки, смол та асфальтенів у ВН менше.

Таким чином, необхідність пошуку нових шляхів пошуку, розвідки та розробки родовищ вуглеводнів у зв'язку зі зростанням нафтоспоживання та збільшення запасів нафти, що важко витягується, визначає актуальність вивчення фізико-хімічних властивостей і складу нафти. Для виконання зазначених досліджень розроблено та розвивається бази даних з хімії нафти, з використанням якої протягом ряду років проводиться комплексний аналіз властивостей нафти, що важко видобувається, залежно від їх географічне положення, глибини залягання, віку порід. За допомогою комплексного аналізу в'язкої нафти виявлено просторові закономірності її розподілу. Так, кількість нафтогазоносних басейнів, біля яких є в'язка нафта, значно становить приблизно 1/5 загальної кількості басейнів у БД. Розташовані ці басейни на нафтогазоносних теренах Євразії, Африки та Америки, проте на території Євразії вони становлять більшість. Більше 82% запасів в'язкої нафти зосереджено на територіях Північної та Південної Америки. Показано, що для нафтоносних територій різних масштабів (континент – країна нафтогазоносний басейн) підтверджуються виявлені закономірності – що нижча глибина залягання і що стоїть температура і тиск у пласті, тим менше щільність і в'язкість у ВН, зменшуються концентрації сірки, смол і асфальтенів. Приклад зміни властивостей російської ВН показано зворотна залежність для концентрації парафінів у ВН – що нижча поклад і вище температура і тиск у пласті, тим зміст парафінів збільшується, як і видно для західно-сибірської нафти. Виявлені закономірності просторових змін фізико-хімічних властивостей в'язкої нафти можуть бути використані з метою підвищення прогнозів фізикохімічних властивостей нафти новонароджених родовищ на нових територіях, у вдосконаленні геохімічних методів пошуку родовищ і при вирішенні інших завдань нафтової геології, зокрема, при визначенні транспортування нафти.

1.3 Ресурсна база складних запасів нафти ПАТ «Газпром»

Важковидобувані запаси (ТРИЗ) грають дедалі більшу роль роботі нафтогазових компаній. У загальному випадку під ними маються на увазі запаси традиційних колекторів, які мають невисоку економічну ефективність при розробці з існуючим рівнем технологій, освоєності та доступності територій, що розробляються. У НТЦ було розроблено власна класифікаціяТРИЗ з урахуванням ускладнюючих видобуток геолого-технологічних факторів.

Згідно з цією класифікацією, близько половини поточних запасів «Газпром нафти» є важковилученими.

Для зростання та підтримки високого рівня видобутку ТРИЗ необхідно залучати до розробки. Одним із ключових завдань НТЦ є пошук та оцінка нових технологій для освоєння цієї категорії запасів. У НТЦ створено методику та програмне забезпечення, що дозволяє виконати масові розрахунки для економічної оцінки залучення ТРВЗ у видобуток, у тому числі для оцінки ефекту від застосування нових технологій з урахуванням податкового режиму.

З 2011 р. компанія додатково залучила до розробки близько 160 млн тонн ТРИЗ, а до 2020 р. планується подвоїти цю цифру. Для ефективної роботи з ТРВЗ "Газпром нафта" використовує інноваційні технології, займаючись бурінням горизонтальних і багатоствольних свердловин, а також застосовуючи операції багатостадійного гідророзриву пласта (далі МГРП).

Крім того, «Газпром нафта» щорічно проводить галузеву науково-технічну конференцію по роботі з запасами, які важко видобувати.

За результатами проведеної державної експертизи Федеральним агентством з надрокористування запаси родовища «Газпром нафти» імені Олександра Жагріна в Ханти-Мансійському автономному окрузі, що видобуваються, збільшено до 31 млн тонн нафтового еквівалента. Таким чином комісія підтвердила зроблений експертами геологічний прогноз щодо площі нафтоносності ділянки, уточнивши раніше зроблений попередній розрахунок. Згідно з діючою класифікацією нафтових ділянок, родовище імені Олександра Жагріна віднесено до категорії великих.

Родовище було відкрито наприкінці 2017 року на перспективній ліцензійній ділянці у Кондинському районі Ханти-Мансійського автономного округу – Югри.

Геологорозвідувальні роботи на ліцензійній ділянці в Кондинському районі Ханти-Мансійського автономного округу - Югри веде "Газпромнефть-Хантос", дочірня компанія "Газпром нафти". У найкоротший термінв умовах повної автономії було підготовлено та проведено сейсморозвідувальні роботи, створено геологічну модель резервуара, пробурено пошуково-оцінну свердловину глибиною понад 3 тис. метрів. При випробуванні основного перспективного об'єкта першою пошуково-оцінною свердловиною отримано приплив безводної нафти з розрахунковим дебітом 50 куб. м на добу.

Підгазові поклади - суттєва частина запасів, з якими «Газпром нафти» доведеться мати справу у найближчій перспективі. Досить сказати, що подібні поклади є на таких великих родовищах, як Східно-Мессояхське та Новопортівське, і відразу стає зрозумілим: успіх ухваленої у 2016 році програми технологічного розвитку з розробки підгазових покладів буде безпосередньо впливати на показники компанії.

Підгазові поклади або нафтові облямівки - особливий типзапасів, у яких над нафтовим шаром перебуває газова «шапка», зазвичай, значного обсягу. Нафтова та газова частини у таких родовищах пов'язані, і це викликає різні складності при їх розробці.

Так, наприклад, видобуток газу без урахування його впливу на нафтову частину часто призводить до втрати суттєвої частини запасів. А прорив газу до нафтової свердловини може зробити подальший видобуток нафти з неї неможливим. Крім Нового Порту та Мессояхи, підгазові поклади є на Урманському, Арчинському, Новорічному родовищах «Газпром нафти», на Східній ділянці Оренбурзького нафтогазоконденсатного родовища, Куюмбі та Чоні, а також на деяких активах, які розробляються спільно з компанією «Новатек». Самбурзьке родовища). Крім того, нафтові облямівки присутні на багатьох родовищах "Газпрому" (Заполярне, Уренгойське, Оренбурзьке, Єн-Яхінське, Чаяндинське, Песцове), і материнська компанія залучає "Газпром нафту" для проведення робіт на нафтовій частині.

Запаси типу підгазових покладів можуть поповнювати ресурсну базу нафтогазових компаній і під час розробки родовищ жирного газу з високим вмістом газового конденсату: у процесі видобутку рідка фаза може почати виділятися, формуючи нафтову облямівку.

На родовищах легкої нафти з високим вмістом розчиненого в ній газу при зміні тиску в процесі видобутку може сформуватися техногенна газова шапка, як це, зокрема, сталося на Новорічному родовищі.

Сумарні запаси нафти і конденсату в підгазових покладах «Газпром нафти» перевищують 500 млн тонн. З них лише близько 300 млн. тонн можна видобути із застосуванням традиційних технологій. Ще понад 200 млн. тонн нафти в компанії сподіваються видобути завдяки реалізації нової технологічної програми, розробленої співробітниками Науково-технічного центру "Газпром нафти".

До останнього часу підгазові поклади не мали великий попит у російських нафтовиків.

Причина цього криється в різних особливостяхтаких запасів, що ускладнюють розробку та визначають їх статус, як важковитягні. Досить сказати, наприклад, що на відміну від традиційних нафтових родовищ у підгазових покладах на нафту, як правило, одночасно діють два агенти витіснення: знизу – вода, а зверху – газ. Це ускладнює прогнозування нафтовіддачі та проектування свердловин, адже більше параметрів доводиться брати до уваги.

Однак головна проблема при розробці підгазових покладів, що вкрай негативно впливає на їхню рентабельність, - прориви газу до свердловини. Щоб їх уникнути або максимально відстрочити, депресію у свердловинах необхідно утримувати відносно низькому рівні. Це дозволяє підвищити коефіцієнт вилучення нафти (КІН), проте негативно позначається на дебіті, який залежить від величини депресії на пласт .

Видобуток у разі може виявитися нерентабельною. "Розробку більшості нафтових облямівок "Газпром нафти" неможливо вести традиційними методами, не допускаючи при цьому проривів газу та зберігаючи позитивну економіку, - зазначив начальник управління науково-методичного супроводу геології та розробки нових активів - Вирішенням проблеми може стати збільшення коефіцієнта охоплення".

Тому свердловини на таких родовищах роблять все довшими та багатоствольними. Це дозволяє збільшити площу припливу, одночасно знизити депресію на пласт і зберегти прийнятні обсяги видобутку.

Справлятися з неприємним газовим фактором допомагає ще одна перспективна технологія - пристрої контролю притоку, що складаються з дистанційно керованих клапанів і систем вимірювання на вибої. Вони дозволяють обмежувати надходження нафти в свердловину і тим самим попереджають прориви газу, а якщо прорив таки стався, дають можливість відсікати проблемні ділянки стовбура.

Вивести проект із розробки підгазових покладів у плюс вдається також за рахунок оптимізації витрат на буріння та інфраструктуру. Це дає можливість скоротити терміни окупності та отримати прибуток за більш короткий час, поки газ та вода ще не встигли дістатися свердловин. При розробці родовищ, які мають як нафтову, так і газову частину, важливо правильно визначити пріоритети: чи ефективніший видобуток нафти чи газу, чи, можливо, їх варто видобувати одночасно.

Ключовими параметрами тут виступають так званий М-фактор (співвідношення обсягів газової та нафтової частин) та товщина нафтової облямівки. Якщо М-фактор високий, тобто газу на родовищі помітно більше, ніж нафти, а товщина нафтового шару при цьому не велика (менше 9 метрів), як правило, слід вибирати на користь видобутку газу.

У разі потужнішої нафтової облямівки видобуток нафти і газу ведуть одночасно. Відносно невелика газова шапка говорить про те, що варто віддати нафти. У світовій практиці розробки нафтових облямівок у 63% випадків вибір робився на користь першочергового видобутку нафти. На 24% родовищ нафту і газ видобували одночасно, і лише у 13% випадків видобувався лише газ.

На відміну від вітчизняних нафтових компаній, світові лідери галузі вже жодне десятиліття ведуть видобуток нафти із підгазових покладів. За цей час був накопичений значний досвід боротьби з проривами газу: для цього використовують горизонтальні та багатоствольні свердловини, активні та пасивні системи управління припливом по стовбуру свердловини, закачування в пласт різних хімічних складів.

Так, наприклад, на родовищі Oseberg у Північному морі компанія Statoil будувала горизонтальні свердловини довжиною до 2,5 км, а також використовувала «розумні» системи закінчення з керуванням припливом. На родовищі Shaybah у Саудівської Аравіїбуріли «фішбони», що мають до 10 стволів із загальною довжиною до 12 км. Системи керування припливом використовувалися на родовищі Troll у Північному морі. Різні варіанти підтримки пластового тиску із закачуванням води та газу були випробувані компанією Petronas на родовищі Samarang у Малайзії. На ряді родовищ, у тому числі в Росії, використовувалося бар'єрне заводнення.

На родовищах США (Northeast Hallsville та Byron) закачування полімерів на нафтових облямівках забезпечило приріст КІН до 13%. Використання піноутворювальних складів на родовищі Snorre дозволило знизити газовий фактор на 50% терміном до 6 міс. Що стосується «Газпром нафти», поки що найбільших успіхів компанія досягла в освоєнні технологій буріння, які допомагають отримувати економічно рентабельний дебіт нафти.

Йдеться про будівництво протяжних горизонтальних, а також багатоствольних свердловин. Так, на Новопортовському родовищі вже пробурено свердловину з двокілометровим горизонтальним стволом, а також двоствольні свердловини. На Східно-Мессояхському родовищі компанія освоює будівництво «фішбонів» із численними відгалуженнями. Пробурено вже чотири такі багатоствольні свердловини. Середня сумарна довжина їх горизонтальних стволів з «відростками» становить близько 2500 метрів.

Серед основних викликів при розробці підгазових покладів на активах «Газпром нафти» прийнята програма технологічного розвитку виокремлює необхідність нарощувати досвід створення інтегрованих моделей родовищ, а також застосування різних системпідтримки пластового тиску, удосконалювати використовувані моделі прогнозування газового чинника, поліпшувати устаткування геофізичних досліджень за умов припливу газу свердловину.

Важливим завданням у рамках програми стане підбір найбільш відповідних конструкцій закінчення свердловин залежно від гірничо-геологічних умов, а також тестування методів збільшення нафтовіддачі (далі МУН), які можуть захистити від проривів газу (закачування різноманітних гелів, полімерних складів, пін тощо) .).

Так як при високому вмісті газу в нафті використання для її підйому електричних відцентрових насосів з газосепараторами стає неефективним потрібно буде вдосконалити ці агрегати, або відмовитися від них на користь газліфтного методу.

Нафта одна із основних ресурсів, необхідні людині. Вже багато тисячоліть людство використовує нафту у різних галузях діяльності. І, незважаючи на те, що вчені невпинно працюють над розробкою нових енергетичних технологій, нафта все одно залишається незамінним продуктом у галузі енергетики, насамперед. Проте, запаси цього «чорного золота» виснажуються дуже швидко. Практично всі гігантські родовища давно вже знайдені та розроблені, яких практично не залишилося. Варто зазначити, що з початку поточного століття ще не було знайдено жодного великого нафтового родовища, як Самотлор, Аль-Гавар чи Прудо-Бей. Цей факт є свідченням того, що людство вже витратило найбільшу частину нафтових покладів. У зв'язку з цим, питання про видобуток нафти з кожним роком стає дедалі гострішим і актуальнішим, особливо для Російської Федерації, яка за обсягом потужності свого сектора в нафтопереробній галузі серед усіх країн у світі знаходиться на третьому місці, пропустивши вперед Китай та США.

Таким чином, російська влада докладає максимум зусиль для того, щоб підтримати обсяги нафтовидобутку, тим самим зберігши вплив держави на світовому ринку. Згідно з аналітичними прогнозами, незабаром лідерство в галузі нафтовидобутку перейде до Канади, Бразилії та США, що є невтішним для РФ. З 2008 року у країні спостерігається негативна динамікау видобутку цього ресурсу. За даними Міністерства енергетики, станом на 2010 рік видобуток нафти в державі становив 10,1 млн бар., проте до 2020 року, якщо нічого не зміниться, видобуток впаде до 7,7 млн ​​бар. Ситуацію може змінити лише вживання кардинальних заходів у політиці нафтовидобувної та нафтопереробної галузі. Однак, ці всі статистики та показники не є свідченням того, що запаси нафти зовсім закінчуються. Це говорить про те, що тепер більшу частину складають склади запаси нафти. За підрахунками Міненего, загальна кількість таких нафтових покладів на території Росії становить прядка 5-6 мільярдів тонн, що у відсотковому співвідношенні становить 50-60% від загального обсягу. Таким чином, нафту, що важко видобувається гарним рішеннямпроблеми, що полягає у збереженні необхідних обсягів видобутку нафти. Таким чином, видобуток нафти, що важко видобувається, є вимушеним заходом.

Трудноизвлеченными запасами нафти називаються нафтові поклади, котрим характерні несприятливі умови для видобутку цього ресурсу, і навіть несприятливі фізичні характеристики. Крім цього, до цього типу нафтових покладів також належать і ті, які розташовуються в шельфовій зоні, в родовищах, що знаходяться в пізній стадії розробки, а також високов'язка нафта. Хорошим прикладом видобутку високов'язкої нафти є розробка Ямало-Німецького родовища, яке має особливості, що сприяють застиганню нафти не тільки на морозі, а й за плюсової температури.

Абсолютно всі поклади нафти, що важко видобувається, поділяються на дві категорії:

1. Поклади, що характеризуються низькою проникністю пластів. До таких відносяться щільні пісковики, сланці, баженівська почет;
2. Високов'язка та важка нафта – природні бітуми, нафтові піски.

Варто зазначити, що нафта, що відноситься до першої групи за своїми якісними характеристиками, цілком порівнянна з тією нафтою, яка видобута традиційним способом.

Зважаючи на труднощі під час видобутку такої нафти, варто зазначити, що звичайні методи розробки таких родовищ будуть неефективними. У зв'язку з цим застосовуються зовсім інші технології, що вимагають відповідних витрат. Протягом кількох років фахівці вивчають поклади нафти, що важко видобувається, і розробляють відповідні, і в той же час відносно бюджетні, способи її видобутку.

Таким чином, розробка складів запасів нафти традиційними методами призводить до того, що спочатку ресурс зі свердловини йде добре, проте він швидко закінчується. Це пов'язано з тим, що видобуток нафти в даному випадкуздійснюється з маленької ділянки, яка впритул прилягає до перфорованої ділянки свердловини. У зв'язку з цим буріння звичних вертикальних свердловин не дає необхідного результату. В даному випадку слід використовувати методи, що дозволяють збільшити продуктивність свердловини. Як правило, вони спрямовані на збільшення площі зіткнення із пластом, який має велику нафтову насиченість. Такий ефект можна досягти шляхом буріння свердловин, що мають велику горизонтальну ділянку, а також застосування методу гідророзриву пласта в кількох місцях одночасно. Цей спосіб також часто використовується при видобутку сланцевої нафти. Однак для видобутку, наприклад, природних бітумів або надв'язкої нафти, цей спосіб буде неефективним.

Вибір методів видобутку подібної сировини ґрунтується на такому параметрі, як глибина залягання порід, насичених нафтою. Якщо поклади знаходяться на порівняно невеликій глибині, до кількох десятків метрів, то застосовується відкритий спосібвидобутку. В іншому випадку, якщо глибина залягання досить велика, то нафту, що важко видобувається, спочатку підігрівають пором під землею, що дозволяє зробити її більш рідкою і підняти на поверхню. Виробництво пари, що закачується в свердловину, здійснюється у спеціальній котельні. Варто зазначити, що проблеми виникають з використанням даного методу в тому випадку, якщо глибина залягання нафти, що важко видобувається, дуже велика. Це пов'язано з тим, що на шляху до нафти, пара втрачає свою температуру, тим самим не прогріваючи нафту необхідним чином, через що її в'язкість змінюється не так, як потрібно. Тому, існує метод парогазового впливу, що передбачає не подачу пари в пласт, яке отримання прямо на потрібної глибині. Для цього здійснюється встановлення парогенератора прямо в вибої. У парогенератор подаються спеціальні реактиви, при взаємодії яких виділяється тепло, що сприяє утворенню азоту, вуглекислого газу та води. Коли вуглекислий газ розчиняється в нафті, вона також стає менш в'язкою.

Таким чином, варто відзначити, що нафту, що важко видобувається, є важливим ресурсом, видобуток якого дозволить підтримувати видобуток необхідних обсягів нафти. Однак, для її вилучення слід застосовувати принципово інші методи, які істотно відрізняються від видобутку нафти з традиційних покладів. Це, у свою чергу, спричиняє додаткові фінансові витрати. У зв'язку з цим, кінцева вартість видобутої нафти складе близько 20 доларів за 1 барель, у той час, як вартість 1 бареля традиційної нафти становить 3-7 доларів. Фахівець продовжують працювати над новими технологіями, які дозволять видобувати нафту з мінімальними витратами.

18.10.2017

Джерело: Журнал «PROнафта»

У цій статті концепція розробки складних запасів конформнозалягаючих нафтових облямівок розглядається на прикладі Східно-Мессояхського родовища, яке на сьогодні є найбільш північним материковим родовищем нафти в Росії. Крім основного об'єкта розробки пласта ПК1-3, що містить значні запаси нафти і газу, на родовищі встановлено нафтогазоносність ще в 30 пластах. Складна структурно-тектонічне будова регіону зумовило утворення перспективних пасток як тектонічно, і літологічно екранованих. Проблеми, пов'язані з особливістю залягання пластів та реалізацією концепції розробки, потребують різноманітних технологічних рішень.

Проблематика

Прикладом перспективних пасток на родовищі є об'єкти Блоку 4 ( Мал. 1), присвячені зоні локального зниження структури, викликаного серією великих тектонічних порушень, які сформували грабен. Саме в районі грабену ( див. рис. 1) зосереджено 25 пластів з дрібними газонафтовими покладами та невеликою за товщиною нафтовою облямівкою, в основному приурочених до окремих блоків (загалом 40 покладів, з яких 22 – нафтових, 12 – газонафтових та 6 – газових).

Мал. 1. Структурна модельСхідно-Мессояхського родовища ( а), Блок 4 з відокремленими блоками ( б) та продуктивні пласти Блоку 4 ( в)

До завдань розробки нижчезалягаючих об'єктів багатопластових покладів відносяться як забезпечення. економічної ефективностівилучення запасів, і апробування технологій їх вилучення. Для введення об'єктів Блоку 4 у повномасштабну розробку складено блок-схему етапності їх концептуального проектування ( Мал. 2).

Мал. 2. Порядок проектування об'єктів розробки Блоку 4:
ГДМ - гідродинамічна модель; ППД - підтримка пластового тиску; ГС – горизонтальні свердловини; МОЗГС - багатовибійні горизонтальні свердловини; ОРЕ - одночасно-роздільна експлуатація; ОПР – дослідно-промислові роботи

При створенні концепції розробки нафтового родовища після визначення розмірів та основних геолого-фізичних параметрів пластів необхідно вирішити завдання ранжирування виділених об'єктів розробки та попередньої оцінки очікуваної продуктивності свердловин та рентабельності розробки даних об'єктів. У результаті оцінки пріоритетності об'єктів розробки розглядалися пласти із запасами нафти категорії С1, у своїй об'єктами розрахунку були поклади кожного пласта.

Пріоритетність об'єктів розробки визначалася за методом суперпозиції на основі трьох методів (аналітичний коефіцієнтний, аналітичний техніко-економічний, чисельний розрахунок лініями струму).

Пріоритизація об'єктів

Аналітичний коефіцієнтний метод

1. Обчислення коефіцієнта швидкості відбору за формулою

де k- Проникність, визначена за даними геофізичних досліджень свердловин; ∆ р– перепад тисків між добувною та нагнітальною свердловинами; μ – в'язкість нафти у пластових умовах.

2. Розрахунок коефіцієнта відносного дисконтування за формулою

де Kс.о.max – максимальний коефіцієнт швидкості відбору.

3. Виділення об'єктів за величиною дисконтованих рухомих запасів нафти, визначеної з виразу

де Qп – рухомі запаси нафти

Техніко-економічний метод

1. Знаходження початкових дебітів нафти при прямолінійному заводнінні за формулою Маскета

де L- Довжина елемента системи розробки; W– міжрядна відстань; hн – нафтонасичена товщина пласта; r w- Радіус свердловини.

2. Визначення коефіцієнтів падіння видобутку нафти

Падіння дебіту qв часі tзадається за експоненційним законом: q(t)=q 0 e – Dt (D = q 0 /N pw – коефіцієнт падіння видобутку; N pw - накопичений видобуток по свердловині). Таким чином N pw дорівнює рухомим запасам, що припадають на неї.

3. Розрахунок чистого дисконтованого доходу, що припадає на одну свердловину, для кожного об'єкта розробки за формулою

де FCF w ( t) – чистий грошовий потік, у найпростішій формі FCF w(t)= q 0 e –Dt p nb ;

p nb– net-back вартість нафти з відрахуванням ПДПІ; r- Нормальний (безперервний) коефіцієнт дисконтування; c w– питомі капітальні вкладення буріння та будівництво локальних об'єктів; θ - Ставка податку на прибуток.

4. Виділення об'єктів за величиною ЧДД (7)

де N p- Рухливі запаси об'єкта розробки.

Розрахунок ліній струму

1. Завдання параметрів пласта та системи розробки. Для проведення розрахунків використовувалася програма GP, що реалізує метод ліній струму визначення динаміки видобутку.

2. Розрахунок динаміки видобутку нафти, рідини, закачування води

3. Обчислення ЧДД.

4. Виділення об'єктів за величиною ЧДР.

Після розрахунків трьома методами було отримано гістограму з урахуванням пріоритетності об'єктів ( Мал. 3). На даному етапі вже можна виділити перспективні об'єкти, які будуть першорядними при розробці всього блоку.

Мал. 3. Гістограма пріоритетності об'єктів розробки, побудована на основі розрахунків за трьома різними методами

При низьких значеннях індексу прибутковості PI об'єктами додатково розрахована можливість прилучення пластів шляхом зміни капітальних вкладеньу буріння всієї свердловини (залучення запасів нафти з допомогою буріння ГС і МЗГС). Виділення об'єктів за суперпозицією результатів методик з урахуванням можливості залучення пластів наведено на Мал. 4.

Мал. 4. Підсумкова пріоритизація об'єктів

З урахуванням можливості використання МОЗГС і застосування ОРЕ рентабельні всі об'єкти, що розглядаються, крім БУ6 3. Визначено підсумкову пріоритетність пластів: основними об'єктами є БУ13 1, МХ4, МХ8-9, БУ6 1+2, БУ8, БУ10 1, БУ10 2, об'єктами прилучення ПК20, ПК21, МХ4, БУ7, БУ9, БУ10 1, БУ12 2.

Для оптимізації витрат на розробку об'єктів було розглянуто можливість об'єднання пластів в один експлуатаційний об'єкт. Критеріями такого об'єднання відповідають пласти ПК20 та ПК21. Рекомендується наступне: формування виборчої системи розробки похило спрямованими свердловинами або МОЗГС; розробка пластів ПК20-21 як єдиного об'єкта; пласта ПК22 – зворотним чи самостійним фондом свердловин. Виходячи з того, що фільтраційно-ємнісні властивості (ФЕС) пластів, що розглядаються, мають досить великий розкид, а також досить високий ступінь невизначеності, перед побудовою повномасштабних гідродинамічних моделей були отримані матриці секторних моделей з урахуванням діапазонів зміни геолого-фізичних характеристик пластів. Створено чотири матриці секторних моделей. Такі параметри, як глибина залягання, пористість, нафтонасиченість, піщанистість, початковий пластовий тиск, в'язкість нафти, були прийняті середньозваженими по групі пластів, що розглядаються. Секторні моделі відрізнялися нафтонасиченою товщиною hн, ставленням нафтонасиченої товщини до газонасиченої hг або водонасиченої hв, параметром k∆p/µ, а також відстанню між свердловинами при прийнятій однорядній системі розробки. Перед розрахунком всіх варіацій моделей було визначено оптимальні режими роботи свердловин та його розташування у межах залежно від нафтонасиченої товщини.

Таким чином, після проведених розрахунків секторних моделей були побудовані матриці стійкості техніко-економічного рішення за різних геолого-фізичних характеристик об'єктів ( Мал. 5).

Мал. 5. Матриця стійкості техніко-економічного рішення за різних геолого-фізичних характеристик об'єктів

Надалі, оцінюючи діапазон невизначеності геологічних параметрів за кожним покладом, приймалося рішення про побудову повномасштабної гідродинамічної моделі з стійкості рентабельності розробки об'єкта. Результати оцінки рентабельності при аналітичних розрахунках та секторному моделюванні наведено в табл. 1, де виділено основні об'єкти розробки, якими надалі передбачалося побудова повномасштабних ГДМ.

Об'єкт	Блок свердловин	Категорія запасів нафти	Рентабельність за результатами		Необхідність побудови 3D ГДМ	Примітка
			аналітич-х розрахунків	секторного моделір-я
ПК 20	50, 132	З 1 +З 2	✔	=	✔	Розгляд спільної експлуатації об'єктів
ПК 21	50, 132	З 1 +З 2	✔	✔	✔	Мала h еф.
МХ 1	50, 132	З 1	=	✘	✘	Мала h еф.
МХ 4	50, 132	З 1 +З 2	=	✘	✘
МХ 4	33	З 1 +З 2	✔	✔	✔
МХ 8-9	50, 132	З 1	✔	✔	✔
МХ 8-9	33	З 1	✔	✔	✔
СУ 6 (1+2)	50, 132	З 1 +З 2	✔	✔	✔
СУ 6 (1+2)	33	З 1	✔	✔	✔
БО 6 3	50, 132	З 1 +З 2	✘	✘	✘
СУ 7	33	З 1 +З 2	=	✔	✔
СУ 8	33	З 1 +З 2	✔	✔	✔
СУ 9	41	З 1	=	✘	✘	Мала h еф.
СУ 10 1	33	З 1 +З 2	✔	✔	✔
СУ 10 2	33	З 1	✔	✔	✔
СУ 10 2	41	З 1	✔	✔	✘	Виборча система розробки
СУ 12 2	50, 132	З 1 +З 2	=	✔	✘	Мала h еф.
СУ 13 1	38	З 1	✔	✔	✔

Примітки. 1. hеф.н – ефективна нафтонасичена товщина.
2. = - Високі ризики при розробці об'єкта.

Наявність карт нафтонасичених товщин, проникності та карти відношення товщин (газонасичені/нафтонасичені) дозволяє отримати карту рентабельних зон усіх пластів, що розглядаються, і застосовувати її без розрахунків на повномасштабних моделях. Додатковою перевагою використання матриці секторних моделей порівняно з повномасштабними розрахунками є швидкість прийняття рішень щодо доцільності буріння свердловин після зміни геологічної будови покладів.

Для детальної оцінки профілю видобутку та рентабельності об'єктів побудовано 3D ГДМ за 10 пластами. На основі виконаних розрахунків на повномасштабних ГДМ та техніко-економічнихпоказників розробки сформовано базові варіанти розробки об'єктів із можливістю застосування МОЗГС та технології ОРЕ. Потім проведено оптимізацію систем розробки об'єктів з урахуванням рентабельних зон, які були випереджені на основі таких даних:

Економічні показники розробки за наслідками секторного моделювання (залежність NPV від ФЕС);

Результати аналізу профілю приток нафти/газу/води до свердловини, отримані на повномасштабних ГДМ;

Наявність глинистої перемички між газом та нафтою (контактність).

Приклад оптимізації системи розробки за варіантами для об'єкта БУ6 1+2 у районі розвідувальної вкв. 33 представлений на Мал. 6.

Мал. 6. Розташування свердловин за варіантами розробки:
а- Освоєння об'єктів регулярною системою розробки;
б– адаптивна система розробки з урахуванням розміщення свердловин у рентабельних зонах;
в– виборча система розробки з урахуванням розміщення свердловин у рентабельних зонах без ППД

Після оконтурювання рентабельних зон базовий варіант розробки коригувався таким чином, щоб свердловини не розташовувалися в нерентабельних ділянках покладу.

Економічні показники розраховувалися через питомі вихідні дані (дисконт 15%) та представлені як позитивний або негативний NPV.

З урахуванням визначення техніко- економічних показниківрозробки по даному об'єкту рекомендується вибіркове розміщення свердловин без ППД, оскільки за такого сценарію виконується умова максимального значення NPV.

Подібно до всіх об'єктів розглядалася оптимізація систем розробки з урахуванням наявності рентабельних зон. p align="justify"> При проектуванні розробки багатопластових родовищ системами багатовибійних свердловин важливо оцінити можливість технічної реалізації даної технології. При цьому необхідно вирішити такі питання:

Можливість об'єднання проектних цілей різних об'єктів в одну багатовибійну свердловину;

Можливість зсуву проектних цілей, що з проблемами технічної реалізації;

Проектування багатовибійних свердловин із кущових майданчиків Фази 1 (об'єкт ПК1-3);

Моделювання профілів стволів свердловин та розрахунок технічної реалізації;

Вибір та облік рівня закінчення багатовибійної свердловини на її профіль;

Вибір першочергових кущів свердловин щодо ОПР;

Оцінка вартості свердловин при різних варіантахрозробки та схем кущування.

Підготовчою роботою перед моделюванням було визначення максимально можливої ​​довжини горизонтального ділянки кожного об'єкта з погляду буріння. За основу розрахунків було взято дані попереднього кущування Блоку 4 об'єктів МХ та БО.

Потім для визначення можливості буріння горизонтальних стволів різної довжини прийняті усереднені параметри профілю свердловин, отримані при кущуванні. Шляхом моделювання буріння свердловин з різною довжиною горизонтальної ділянки було виявлено обмеження щодо технічної реалізації буріння, можливості передачі навантаження на долото. Класифікатор технологій буріння свердловин залежно від довжини горизонтальної ділянки стовбура наведено в табл. 2. Він включає марку сталі бурильної труби, клас труб, КНБК, тип розчину.

Пласт	Усереднена довжина по стволу, м	Усереднена глибина по вертикалі, м	Номер свердловини для розрахунків	Класифікатор технологій буріння залежно від довжини ГС, м
				1200	1500	2000
СУ 6 1+2	4053	2114	106	G; P; ВЗД/РУС; РУО	G; P; ВЗД/РУС; РУО	S; P; РУС; РУО
СУ 7	4251	2171	26	G; P; ВЗД/РУС; РУО	S; P; РУС; РУВ	Складання 89 інструментів
СУ 8	3859	2220	7	G; P; ВЗД/РУС; РУО	G; P; ВЗД/РУС; РУО	S; P; РУС; РУО
СУ 10 1	4051	2269	1	G; P; ВЗД/РУС; РУО	S; P; РУС; РУВ	Складання 89 інструментів

Примітка. G/S – марка сталі бурильної труби; Р – клас труб; ВЗД/РУС – гвинтовий вибійний двигун/роторна система керування; РУО – буровий розчин на вуглеводневій основі.

Перший етап роботи – створення моделі для кущування та отримання вихідних координат цілей свердловин. Модель для кущування була опрацьована при проектуванні розробки Фази 1 об'єкта ПК1-3 – пласта, що лежить вище, на малій глибині, особливістю якого є щільне розміщення цілей.

За результатами досліджень та топографічних та інфраструктурних обмежень підсумковим результатом стало скориговане проектне положення кущових майданчиків Фази 1 . Подальші роботи проводилися з урахуванням прив'язки нових свердловин до кущових майданчиків Фази 1.

Були визначені цілі проектних свердловин Блоку 4 кожної свердловини по кожному об'єкту спільно з пропозиціями по об'єднанню цілей на різні об'єкти в одну свердловину. Моделювання схеми кущування здійснювалося у спеціалізованому ПК DSD WellPlanning.

У зв'язку з необхідністю прив'язки проектних свердловин до кущових майданчиків об'єкта ПК1-3 проводилися роботи з профілювання свердловин. Спочатку моделювався основний ствол, потім здійснювалася прив'язка других стволів до основних, тобто. об'єднання цілей в одну свердловину.

Оскільки існує варіативність прив'язки основного ствола до кущових майданчиків Фази 1, робота виконувалася ітераційним способом забезпечення можливості технічної реалізації та мінімізації проходки по свердловині.

Далі на основі геологічних передумов були визначені першочергові кущові майданчики стадії ОПР, що включають проектні свердловини з максимальними запасами, що видобуваються, і простими траєкторіями стовбурів свердловин.

Завдяки описаному у статті підходу до вибору інтегрально-структурованих груп систем розробки вдалося залучити до рентабельної розробки близько 80 % запасів за нижчезалягаючими пластами, які раніше оцінювалися як самостійні нерентабельні об'єкти.

У результаті цей комплекс робіт було проведено за трьома варіантами розробки (реалістичний, оптимістичний і песимістичний), кожен з яких поділявся ще на два підваріанти з побудовою багатоствольних свердловин і поодиноким розбурюванням цілей свердловин.

За результатами моделювання кущування отримані такі дані:

Координати точок забою та входу в пласт для кожної мети, що виключають їх перетин у процесі буріння;

Параметри профілю по кожній свердловині з описом основних характеристик для оцінки конструкції та вартості кожної свердловини;

Результати інклінометрії по кожній ділянці свердловини;

Порядок введення свердловин на кущовому майданчику для розрахунку графіка введення та профілю видобутку.

Ці дані були використані для розрахунку графіків введення свердловин, профілів видобутку, обґрунтування першочергових кущів ОПР, економічної оцінки варіантів розробки.

Техніко-економічні показники за розглянутими варіантами розробки об'єктів Блоку 4 наведені у табл. 3.

Параметри	ГС	МОЗГС (2 ліфти)	МОЗГС (1 ліфт)
Кількість свердловин для буріння, в тому числі:	61	50	50
видобувних	42	34	34
нагнітальних	19	16	16
Капітальні вкладення, ум. уд.	2055	1733	1715
NPV (дисконт 10%), ум. од.	1724	2082	2053
PI	9	2,3	2,3
NPV (дисконт 10%), ум. од.	1185	1524	1507
PI	1,6	2,0	2,0

Примітка.Проектний період розробки – 2017–2053 рр.

Результатами проведеної роботи з урахуванням ризиків буріння свердловин є визначення ділянок ГПР у рентабельних зонах при розробці як ГС, так і МЗГС із застосуванням технології ОРЕ та реалізація програми дослідницьких робіт. У концепті також передбачено оптимізацію проведення свердловин із запроектованих кущових майданчиків основного вищезалягаючого об'єкта ПК1-3. На початку повномасштабної розробки чи ГПР у разі зміни геологічної будови покладу запропонований підхід визначення рентабельних зон дає можливість скоригувати стратегію розбурювання багатопластових покладів без перебудови повномасштабних геологічних та гідродинамічних моделей. Крім того, результати аналітичних методик та секторного моделювання дозволяють знаходити оптимальні рішення при зміні вихідних економічних показників, у тому числі вартості капітальних вкладень у буріння свердловин.

Висновки

1. Завдяки описаному у статті підходу до вибору інтегрально-структурованих груп систем розробки вдалося залучити до рентабельної розробки близько 80 % запасів по нижчезалягаючих пластах, які раніше оцінювалися як самостійні нерентабельні об'єкти.

2. У рамках концепції розробки пластів Блоку 4 проведено ранжування пластів, визначено першочергові об'єкти розробки та об'єкти прилучення.

3. Для зон чисто нафтового покладу по пластах Блоку 4 пропонується на стадії ОПР випробування технологій із застосуванням ГС, МЗГС, ОРЕ та багатостадійного гідророзриву пласта, для зон водогазонефтяного покладу – технології із застосуванням ГС, МЗГС та ОРЕ.

Список літератури

1. Технологічна схемарозробки Східно-Мессояхського нафтогазоконденсатного родовища: звіт про НДР у 3 т. / ЗАТ «Мессояханафтогаз», ТОВ «Газпромнефть-Развитие», ТОВ «Газпромнефть Науково-Технічний Центр». - Тюмень: 2014.

2. Карсаков В.А. Визначення оптимальної кількості кущових майданчиків при проектуванні розробки родовищ // SPE 171299-RU. - 2014.

Автори статті: А.С. Осипенко, І.В. Коваленко, к.т.н., О.І. Єлізаров, С.В. Третьяков, А.А. Карачов, І.М. Ніткалієв Науково-Технічний Центр "Газпром нафти" (ТОВ "Газпромнефть НТЦ")

Промисловий видобуток нафти та газу ведеться вже понад століття. Не дивно, що спочатку в розробку були залучені найбільш доступні запаси вуглеводнів. Зараз їх стає все менше, а ймовірність виявити нове гігантське родовище, порівнянне з такими, як Самотлор, Аль-Гавар або Прудо-Бей, практично дорівнює нулю. Принаймні, у цьому столітті нічого подібного поки що не було знайдено. Хочеш-не хочеш, але доводиться розробляти поклади нафти, що важко видобувається.

Важкодосяжні запаси їх можна розділити на дві групи. До однієї відносяться поклади, що мають низьку проникність пластів (щільні пісковики, сланці, баженівська оточення). При цьому нафту, витягнуту з таких покладів, за своїми характеристиками цілком можна порівняти з нафтою традиційних родовищ. До іншої групи належать родовища важкої та високов'язкої нафти (природні бітуми, нафтові піски).

Спроби добувати нафту з низькопроникних колекторів традиційними методами призводять до наступного ефекту — спочатку свердловина дає добрий приплив нафти, який дуже швидко закінчується. Нафта витягується лише з невеликої зони, що прилягає до перфорованої ділянки свердловини, тому вертикальне буріння на таких родовищах неефективне. Підняти продуктивність свердловини можна рахунок збільшення площі контакту з насиченим нафтою пластом. Це досягається бурінням свердловин з великою горизонтальною ділянкою та проведенням відразу кількох десятків операцій гідророзриву. У такий спосіб видобувається так звана «сланцева нафта».

При видобутку природних бітумів чи надв'язкої нафти гідророзрив не допоможе. Методи видобутку такої сировини залежать від глибини залягання насичених нафтою порід. Якщо глибина невелика і становить десятки метрів, то застосовується відкритий видобуток породи. При заляганні нафти на глибині сотні метрів для її вилучення будуються шахти. У Канаді так розробляються нафтові піски Альберти, у Росії прикладом може бути Ярегське родовище. Добута екскаватором порода подрібнюється, поєднується з гарячою водою і подається в сепаратор, що відокремлює нафту від піску. В'язкість отриманої нафти настільки висока, що вихідному вигляді її неможливо перекачувати трубопроводом. Для зниження в'язкості нафта поєднується з технологічним розчинником, зазвичай використовується бензин або солярка.

Якщо породу неможливо витягти на поверхню, прогрівання парою здійснюється під землею. Технологія парогравітаційного впливу, застосована «Татнафтою» на родовищі Ашельчинском, заснована на використанні пари горизонтальних свердловин. В одну з них нагнітається пара, з іншої відбирається нафта. Пара для закачування в свердловину виготовляється на спеціально побудованій котельні. При глибокому заляганні ефективність методу знижується через те, що температура пари помітно знижується на шляху до пласта. Цього недоліку позбавлений розроблений «РІТЕК» метод парогазового впливу, що передбачає отримання пари безпосередньо в пласті. Парогенератор встановлюється безпосередньо у вибої, до нього подаються реактиви, які взаємодіють із виділенням тепла. В результаті реакції утворюється азот, вуглекислий газ та вода. Розчинення вуглекислого газу нафти додатково знижує її в'язкість.

Аналогічні проблеми мають газовидобувні компанії. Найбільш зручні розробки сеноманские поклади. Колектори сеноманського ярусу зазвичай мають високу проникність, що дозволяє експлуатувати їх традиційними вертикальними свердловинами. Сеноманський газ "сухий", він на 97-99% складається з метану і тому вимагає мінімальних зусиль на підготовку перед здаванням у транспортну систему.

Виснаження сеноманських покладів змушує газовидобувні компанії переходити до запасів газу, які важко видобувати. Туронський ярус характеризується низькою проникністю колекторів, тому вертикальні свердловини виявляються неефективними. Проте туронський газ на 85-95% складається з метану, що дозволяє обійтися відносно недорогими методами його підготовки на промислі.

Найгірша справа з газом, що витягується з валанжинського ярусу і ачімовських відкладень. Тут залягає «жирний газ», крім метану, що містить етан, пропан та інші вуглеводні. Перед подачею газу в транспортну систему їх необхідно відокремлювати від метану, а для цього потрібне складне та дороге обладнання.

За одному родовищі можуть бути виявлені поклади газу різних ярусах. Наприклад, на Заполярному родовищі газ залягає у туронських, сеноманських, неокомських та юрських відкладах. Як правило, спочатку у видобуток залучається найдоступніший сеноманський ярус. На знаменитому Уренгойському родовищі перший сеноманський газ було отримано у квітні 1978 року, воланжинський — у січні 1985 року, а експлуатацію ачімівських покладів «Газпром» розпочав лише 2009 року.

ТРИЗи складних запасів . У СРСР особистий Баккен ( баженівська почет ) був помічений на 10 років пізніше, ніж у США, а уважно досліджувати його почали у 1968 році. Це був як один випадок, коли «не було б щастя, та горе допомогло». На Салимському родовищі поблизу містечка Горноправдинська під час поглиблення розвідувальної свердловини 12-Р при вибої 2840 м трапилося неконтрольоване фонтанування нафтою, внаслідок чого спалахнула бурова установка. Після розгляду з участю правоохоронних органіввдалося довести, що геологи і трудящі не винні. Фонтан (його потужність розцінили кілька сотень тонн на добу), що утворився там, де його ніхто не чекав, закрутив голови науковцем і російським керівникам. Баженівську свиту (а саме звідти забив фонтан) почали активно вивчати і бурити свіжі свердловини. Але досить швидко виявилося, що продуктивність свердловин абсолютно різна, при цьому внаслідок технологічних завдань у геологів не було можливості охарактеризувати перетин баженівської почту цілком. В результаті тривалий час родовища Бажен залишалися швидше предметом наукових дослідженьніж справжньої промислової розробки.

Сьогодні ситуація принципово інша. У результаті виснаження традиційних родовищ і (у цьому слід визнати) успішного досвіду USA з розробки сланцевих формацій держава в РФ і нафтові компанії звертають на розробку важковийманих запасів нафти найпильніша турбота. З Баженом трудяться всі лідери російської «нафтовики» - «Роснефть», ЛУКОЙЛ, «Сургутнафтогаз», підвищену турботу сланцевим планам приділяє і «Газпром нафту». На початку лютого 2014 року було підписано доповнення до діяльного договору зі Schlumberger про технологічну співпрацю в розробці запасів нафти, що важко вилучаються, зокрема, баженівської почти. А ще у 2013 році Shell та «Газпром нафта» зробили спільне підприємство «Ханти-Мансійський нафтогазовий союз» для роботи на ділянках із сланцевою нафтою у Західному Сибіру. При цьому у фірм вже є вдале СП - «Салим Петролеум Девелопмент», яке веде освоєння Салимської групи нафтових родовищ і ще працює над розробкою баженівської почту: в лютому нинішнього року СПД приступила до буріння першої горизонтальної оцінної свердловини на Верхньо-Салим. Втім крім технологічної елемента, у всіх планах залучення в розробку трудновитягуваних запасів в РФ (як, втім, і в будь-якій іншій країні світу) є і економічна.

ПОДАТКОВІ ПОСЛАБЛЕННЯ (складні запаси)

Позиція російської влади щодо важливості питання залучення у видобуток складних запасів змінилася кардинально. Зокрема, за оцінкою керівника Мінприроди Сергія Донського, дослідження нестандартних запасів вуглеводнів у РФ, яке активується в реальний час, буде необхідним фактором у видобутку нафти через 20 років: «Якщо по важковийманих запасах нафти ми зможемо поставити на баланс запаси в ХМАО, то Російська Федераціяможе закінчитися на перше місце у світі за запасами нафти». При Міністерстві природних ресурсівРФ на основі «Росгеології» формується координаційний центр з дослідження та вивчення нестандартних видів і джерел вуглеводневої сировини. За словами заступника гендиректора цієї компанії Романа Самсонова, на землі РФ доцільно здійснити чотири-п'ять майстерних полігонів з різними природними умовами, ландшафтом, геологічними особливостями. Міністр енергетики Олександр Новак, у свою чергу, вважає, що Російська Федерація продовжить збільшувати видобуток нафти, у тому числі завдяки вивченню важких запасів. За його текстами, інтенсифікація роботи з цією категорією ресурсів стала можлива після прийняття поправок до законодавства про податкові пільги, які ініціюють видобуток запасів нафти.

Справді, уряд у 2012-2013 роках зробив кілька кроків у цьому напрямку, центральним з яких стала технологія Федерального закону№ 213-ФЗ, яким запроваджено податкова пільгау вигляді знижувальних коефіцієнтів до ставки податку видобуток з корисними копалинами (ПДПІ) щодо кількох категорій ТРИЗов. Зокрема, ставка ПДПІ має можливість бути знижена від 20% до 100% залежно від проникності покладу та типу продуктивного відкладення (нуль функціонує для нафти, що видобувається з покладів, віднесених до баженівських, абалакських, хадумських і домнікових продуктивних відкладень). Крім того, до закону «Про митний тариф» внесені виправлення, які ставлять знижену ставку вивізного мита на нафту, добувану з покладів тюменської почту. Для використання зниженої ставки необхідно, щоб відповідність вихідних запасів нафти у відкладеннях тюменської почту становила щонайменше 80% від вихідних запасів нафти всієї ліцензійної ділянки.

У законі є й лімітування щодо надання пільг. Одне з найбільш значних - рівень виробленості покладів трудновыбавляемых запасів за станом 1 січня 2012 року має перевищувати 3% чи поклади повинні бути встановлені на державний баланс запасів після 1 січня 2012 року. Багато проблем робить і те, що порядок визначення характеристик проникності та дієвої нафтонасиченої товщини пласта покладу вуглеводневої сировини розташовується на стадії розробки. А до введення цього в силу платник податків повинен керуватися значеннями проникності і ефективної нафтонасиченої товщини пласта, зазначеними в Державному балансі запасів з корисними копалинами (ГБЗ) станом на 1 січня 2012 року. Втім перша практика використання пільги виявила, що показники проникності, ефективної нафтонасиченої товщини пласта і типу продуктивного відкладення в ГБЗ неодноразово відображені тактовно. І це значно ускладнює можливість отримання пільги. З 7 лютого 2014 року спрацьовують Федеральні пояснення податкової службиРФ зі списком назв пластів з віднесенням їх до чогось іншого продуктивного відкладення. Втім як працюватимуть ці пояснення, поки що незрозуміло.

У цілому нині нафтові фірми позитивно розглядають призначення, де їде уряд, стимулюючи розробку ТРВЗ. 213-й закон уже дозволив збільшити фінансову ефективністьрозробки та встановити в опр складні запаси десятків родовищ по всій країні. У ранці «Газпром нафти» ці поклади є. Втім, на думку нафтовиків, існуючий набір пільг все ж таки не може абсолютно ініціювати розробку важких запасів. Уряд, йдучи назустріч побажанням нафтовиків, запрошує збільшити поріг виробленості родовищ із 3 до 10%. Законопроект, в якому пропонується поширити ймовірність використання понижуючих коефіцієнтів до ставки ПДПД на поклади, що відносяться до продуктивних відкладень баженівської, хадумської, домнікової та абалакської світ зі ступенем виробленості запасів станом на 1 січня 2012 року від 3 до 10%, вже. Навпаки цього не заперечує навіть Мінфін РФ, а у відділі зв'язку з громадськістю Міненерго журналісту «СН» заявили, що відомство, більше того, вважає за доцільне збільшити верхню межу ступеня вироблення з 10 до 13%, «оскільки мають місце в даний час момент лімітування з виробленості запасів з метою використання диференційованої ставки ПДПІ щодо нафти, що важко вилучається, ліквідували ймовірність використання пільг для економіки планів, що тривалий час опинилися в розробці».

Розглядається в даний момент і можливість надання податкових преференцій у вигляді знижувального коефіцієнта до ставки ПДПІ для високов'язкої нафти (з в'язкістю від 30 до 200 мПа).

Але й ці висновки, якщо вони будуть прийняті, все ж таки можна розглядати тільки як частину комплексу заходів щодо стимулювання розробки складних запасів. Нафтовики хотіли б запровадити нульову ставкуПДПД для родовищ важковийманих запасів за межами залежності від ступеня виробленості родовищ, поширити пільги на низькопроникні колектори, ділянки з низькою нафтонасиченістю (не більше 55%) або низькою ефективною шириною пласта (не більше 4 метрів), або ж з високою %) на ачимівську свиту, продовжити пільговий податковий етап до 20 років для всіх категорій трудноодержуваних запасів.

«Звичайно, враховуючи націленість Мінфіну РФ на недопущення зниження прибуткової частини бюджету держави, можливості прийняття цих поправок неочевидні, - що начальник управління податкової політики «Газпром нафти» Олександр Шубін. - Утім, це робота на майбутнє. Частка ПДПД у структурі всіх податків планів (за винятком експортного мита) становить у межах 80%, і розширення характеристик пільгування для ТРВЗ має можливість надати значний вплив на ефективність їх реалізації, що допоможе виключити низькорентабельні плани на прийнятний для прийняття позитивного інвестиційного висновку ступінь прибутковості.

За умови справжнього доопрацювання нормативно-правової бази в частині розширення периметра запасів запасів, що пільгуються, продовження терміну впливу пільги та встановлення безбарвної процедури визначення та використання нових коефіцієнтів пільга має можливість надати друге життя багатьом діяльним активам російської нафтової гілки та „Газпром нафти“ зокрема, а ще позитивно вплине на втягування в розробку нових ТРВЗ з використанням сучасних технологійвидобутку нафти, сприяючи оновленню технологічного арсеналу галузі».

Про це говорять і галузеві фахівці. З моніторингу ДП «НАЦРН ім. В. І. Шпільмана», до 2030 року на родовищах баженівської почту має можливість видобувати 18–20 млн тонн нафти на рік, але за умови зберігання пакету пільг. При цьому пільги, видані сьогодні, окупляться наступного дня. За оцінкою Центру ім. Шпільмана, видобуток приблизно 600 млн тонн нафти з родовищ баженівської почту може доставити в бюджет до 2 трлн руб.

У «Газпром нафти» (та й загалом у галузі) припускають, що пільгування розробки ТРИЗів - лише перший період шляху збільшення привабливості видобутку складної нафти у РФ. Діяльні пільги досить вузькозастосовні, і під їх вплив потрапляє лише невелика частина запасів, що характеризуються складністю розробки. Кращим механізмом стимулювання розробки цих запасів нафтовики називають податку допоміжний заробіток, який гарантуватиме складання оподатковуваної бази залежно від кінцевих фінансових результатів роботи. При цьому ПДВ дозволить фірмам мінімізувати фіскальне навантаження на початковій стадії справ, коли вкладення максимальні, а віддачі ще немає.

Втім, в уряді поки що немає цілісності з цього приводу. У Міненерго в автентичний момент диспутується ймовірність набуття ПДВ для окремих планів, але Мінфін каже, що цей зміст зараз не пріоритетний. Адепти ж гілки не втрачають надії і продовжують знаходити свіжі розклади до розробки важких запасів.