Представитель "Газпром нефти": Ни одна скважина с низкопроницаемыми коллекторами не вводится без ГРП
- Первая и основная составляющая эффективности геолого-технических мероприятий - качественный подбор кандидатов и точек расположения для проведения геолого-технических мероприятий, - сказал в интервью журналу «Газовая промышленность» директор дирекции по геологии и разработке «Газпром нефти» Виктор Савельев. - Если говорить о бурении скважин, то необходима надежная геологическая основа, надежная геологическая модель, которая дает возможность с наибольшей долей вероятности представить, каково наличие запасов, их активность и характеристики. Я имею в виду хорошую геологическую изученность месторождений.
Сегодня практически все месторождения «Газпром нефти» покрыты сейсморазведкой 3D. По всем месторождениям построены 3D-геологические, и по большей части из них — 3D-гидродинамические модели. Гидродинамические модели позволяют уточнять зоны остаточных запасов и размещать на этих объектах зарезки боковых стволов, проводить работы по углублению скважин в случае обнаружения перспективных нижележащих объектов. Что касается мероприятий по гидроразрыву пласта (ГРП), возвратам на выше- и нижележащие горизонты скважин для вовлечения их в активную разработку, то определяющим в таких мероприятиях также является наличие зон и карт остаточных запасов. Оставаясь на сегодняшний день самым эффективным инструментом, 3D-модели полностью оправдывают себя лишь в случае постоянной актуализации. Бурение скважин, проведение ремонтных работ на скважинах, ограничение водопритоков, изменение фронта нагнетания влияют на движение запасов внутри пласта и меняют гидродинамическую модель. Все наши базовые месторождения, на которых осуществляются геолого-технические мероприятия, покрыты секторными гидродинамическими моделями в зонах активных работ. Подобный режим стал для нас стандартом и нормой, что позволило по итогам последних двух-трех лет существенно повысить успешность практически всех геолого-технических мероприятий. Сегодня в компании базовый уровень успешности не опускается ниже 85 %. Если по предварительным оценкам выясняется, что мы не достигаем этой успешности, то мероприятие просто не проводится. Также важен и показатель экономической эффективности. Любое геолого-техническое мероприятие должно иметь индекс рентабельности (pi) не менее 1,2, т. е. мы не просто окупаем мероприятие, но и зарабатываем на нем.
Вторая составляющая — техническое исполнение работ. Ни для кого не секрет, что качественное, эффективное выполнение заказа подрядчиком является очень важной составляющей успеха. В «Газпром нефти» применяется жесткая процедура отбора контрагентов, включающая предквалификацию претендентов. Мы оцениваем, как они работали на наших и сторонних объектах, сравниваем, анализируем, проводим технический аудит, проверяем кадровый потенциал. Только прошедшие эту стадию компании допускаются к участию в тендере. Но даже когда подрядчик уже выбран и приступил к работе, положительный результат еще не гарантирован. Ход выполнения работ необходимо постоянно контролировать. Для этого мы применяем систему внутреннего и внешнего супервайзинга, хотя оба вида имеют свои нюансы. Внутренний супервайзинг повышает административно-управленческие расходы, а сторонних супервайзеров необходимо постоянно тестировать. Одной-двух неудач достаточно для проведения серьезного разбора ситуации и отстранения либо супервайзера, либо подрядчика.
— Какие новые методы в области геологоразведки появились в арсенале компании за последнее время? Как их внедрение отразилось на эффективности работ?
— В Российской Федерации, да и в мире, новые методы геологического изучения появляются в лучшем случае раз в 20 лет. Таким образом, основное — это постоянная шлифовка уже наработанного опыта. В настоящее время «Газпром нефть» широко применяет на новых месторождениях комплексную сейсмо- и электроразведку. Первый метод хорош для глубинного изучения участков, а электроразведка незаменима в части площадного исследования и дает возможность посмотреть зоны пониженных сопротивлений, которые так или иначе связаны с потенциальными ловушками углеводородов. Сейсморазведка помогает определить, на каких глубинах эти объекты расположены. Поскольку такой метод хорош для работы в новых регионах, мы будем активно применять его в Восточной Сибири на Игнялинской, Тымпучиканской и Вакунайской площадях. На старых месторождениях более важно дальнейшее совершенствование 3D-сейсморазведки, применение которой позволило в последнее время выявлять не только стандартные антиклинальные ловушки, но и сделать упор на неантиклинальные стратиграфические ловушки, которых выявляется все больше и больше. Подобные работы, проведенные на Еты-Пуровском, Вынгаяхинском, Вынгапуровском месторождениях, продемонстрировали, что компания располагает потенциальными объектами для разбуривания и наращивания запасов. Скважины дают хорошие дебиты — 100 т и выше. Это позволяет приращивать ресурсную базу и сразу же активно вводить эти запасы в разработку.
На новых территориях — Мессояхе на севере Ямала, на Куюмбе в Восточной Сибири, где сейчас проводятся геолого-разведочные работы, самым главным является вопрос качественного вскрытия продуктивных пластов. Сегодня подрядчики обращают мало внимания на скин-фактор. А ведь он показывает потенциал пласта! Мы либо его раскрываем, либо кольматируем призабойную зону и в результате испытания пласта получаем непромышленный приток. Практика последних лет показала, что в случае проведения последующего ГРП именно на разведочных скважинах мы снимаем этот скин-фактор и получаем высокие дебиты. Мы понимаем, что такая практика требует дополнительных финансовых вложений, но одновременно она является залогом получения качественной информации, на базе которой можно будет работать еще долгое время.
Перечисленные методы позволяют формировать актуальную картину месторождений и даже при действующей налоговой системе готовить корректные инвестиционные проекты их развития. Если же для районов Крайнего Севера будет применяться налоговое стимулирование, можно будет говорить о существенном расширении ресурсной базы в масштабах всей страны. Применение новых технологий и методов плюс налоговые льготы позволят ранее нерентабельные территории сделать рентабельными, в том числе для недропользователей.
— Какие технические решения по повышению коэффициента извлечения нефти (КИН) применяются в компании? Что нового внесли специалисты компании в технологии добычи трудноизвлекаемых нефтей?
— Мы не отказываемся от традиционного метода заводнения, но значительно продвинулись в его совершенствовании. Сегодня это не только закачка от нагнетательной к добывающей скважине. Применяются и другие способы повышения пластового давления: активизация работы приконтурной и законтурной областей, подошвенной части месторождения. Самое главное в заводнении — управление закачкой. В настоящее время гидродинамические модели позволяют переносить зону нагнетания для увеличения выработки запасов. Мы говорим не о стандартных регулярных сетках из семи и девяти точек с четким размещением нагнетательных и добывающих скважин. Если гидродинамическая модель показывает наличие зон остаточных запасов, мы переносим фронт нагнетания туда и на 1–3 пункта повышаем коэффициент извлечения нефти.
Ни одна скважина с низкопроницаемыми коллекторами не вводится без ГРП. Повторный и третичный ГРП, которые проводятся через три-четыре года после начала работы скважины, позволяют работать с удаленной зоной пласта, увеличивать зону охвата и также улучшать коэффициент извлечения нефти.
Следующее направление повышения КИН заключается во внедрении физико-химических методов. Закачка поверхностно-активных веществ (ПАВ) также позволяет управлять разработкой скважин. ПАВ закупоривают высокопроницаемые пласты, по которым в основном движется вода, тем самым вовлекая в работу малодренируемые участки. Особенно полезен этот метод на месторождениях третьей-четвертой стадии разработки, его использование тоже добавляет 2–3 пункта к коэффициенту извлечения нефти. А каждый пункт, при наличии у компании 1 млрд т извлекаемых запасов, составляет 100 млн т нефти.
Ни для кого не секрет, что существуют полностью разбуренные месторождения с остаточными запасами. Для их разработки применяются метод зарезки вторых стволов и многоступенчатый ГРП. В настоящее время есть возможность в зависимости от длины ствола провести до трех-четырех ГРП и подключить несколько разных зон месторождения. Это, опятьтаки, помогает лучше управлять разработкой. Если одна часть скважины обводнилась, ее перекрывают пакером, а оставшаяся продолжает работать. Сейчас утвержденные проектные документы компании предусматривают коэффициент извлечения нефти в размере 0,32, а все упомянутые технологии позволяют увеличить его до 0,35–0,37.
— Удалось ли специалистам компании каклибо усовершенствовать технологию добычи трудноизвлекаемой нефти?
— С перспективой разработки высоковязкой нефти мы сталкиваемся только сейчас, с началом освоения Мессояхского месторождения. Здесь будет применяться технология смешивания вязкой нефти с находящейся в нижележащих пластах нефтью низкой вязкости, таким образом мы сможем готовить сырье к транспортировке. Специалистам нашей компании чаще приходится иметь дело с нефтью низкопроницаемых коллекторов в 1·10—3—2·10—3 мкм2, а коегде даже меньше: 1·10—3 мкм2, например в южной части Приобского месторождения. Раньше эти зоны не считали коллектором. Но в 2011 г. добыча на нашем участке Приобского месторождения составила около 11 млн т. В основе таких успехов, бесспорно, лежит применение правильной технологии разработки, которая включает теоретические, математические и гидродинамические расчеты. Практика доказала, что в таких коллекторах наиболее эффективна рядная система заводнения, позволяющая жестко регулировать отборы и управление разработкой — закачкой. Темпы отбора трудноизвлекаемых запасов на Приобском месторождении уже достигают 5–6 %, при том что на хорошо проницаемых коллекторах это количество составляет 7–8 %. При работе на низкопроницаемых коллекторах Ноябрьской зоны успешно зарекомендовал себя метод углубления скважин. Там есть пробуренный фонд скважин на вышележащие пласты, которые либо уже выработаны, либо вырабатываются. Но под ними выявлено более двух десятков новых потенциальных ловушек. Углубление существующих скважин позволило начать эффективную разработку этих запасов, которая в случае бурения новых скважин стала бы нерентабельной.
В Восточной Сибири на Куюмбе и на месторождениях Чонской группы наши специалисты сталкиваются с трещиноватыми коллекторами, где необходимо изучать направления трещин, их влияние на процессы выработки запасов. Такая работа ведется, у нас уже есть хорошие примеры по работе в Томской обл. на палеозойских коллекторах Урманского и Арчинского месторождений. Накопленный опыт работы с трещиноватыми коллекторами поможет нам в будущем.
Что касается термогазового метода повышения нефтеотдачи, то, по моему мнению, он станет методом будущего. Сейчас Россия не очень готова к его применению, так как необходимое оборудование, в частности компрессоры, придется закупать за границей. Российских компрессоров, которые позволяют нагнетать такой объем воздушной массы в пласт, создавая фронт вытеснения, в нашей стране нет. «Газпром нефть» намерена попробовать начать работать этим методом на опытных участках. Технологические документы готовы, мы планируем вынести этот вопрос на Центральную комиссию по разработке месторождений.
Также мы начинаем работу с ачимовскими отложениями, которые тоже относятся к категории низкопроницаемых. Для этих пластов характерно наличие глинистых перемычек, так что в случае применения массированного ГРП существует опасность прорыва в нижележащий пласт воды. Сейчас мы выбрали два участка, на которых в 2012 г. начнем опытно-промышленные работы. В рамках кооперации с «Салым Петролеум Девелопмент» со следующего года начинается проект по работе в баженовской свите, встречающейся на наших месторождениях в ХМАО. Уже выбран участок, будем бурить горизонтальные скважины, применять многоступенчатый ГРП, чтобы расширять зону выработки запасов, и по результатам будем принимать решение об использовании данного опыта на других участках.
Об этом порталу "Нефть России" сообщили из пресс-службы "Газпром нефти".
Сегодня практически все месторождения «Газпром нефти» покрыты сейсморазведкой 3D. По всем месторождениям построены 3D-геологические, и по большей части из них — 3D-гидродинамические модели. Гидродинамические модели позволяют уточнять зоны остаточных запасов и размещать на этих объектах зарезки боковых стволов, проводить работы по углублению скважин в случае обнаружения перспективных нижележащих объектов. Что касается мероприятий по гидроразрыву пласта (ГРП), возвратам на выше- и нижележащие горизонты скважин для вовлечения их в активную разработку, то определяющим в таких мероприятиях также является наличие зон и карт остаточных запасов. Оставаясь на сегодняшний день самым эффективным инструментом, 3D-модели полностью оправдывают себя лишь в случае постоянной актуализации. Бурение скважин, проведение ремонтных работ на скважинах, ограничение водопритоков, изменение фронта нагнетания влияют на движение запасов внутри пласта и меняют гидродинамическую модель. Все наши базовые месторождения, на которых осуществляются геолого-технические мероприятия, покрыты секторными гидродинамическими моделями в зонах активных работ. Подобный режим стал для нас стандартом и нормой, что позволило по итогам последних двух-трех лет существенно повысить успешность практически всех геолого-технических мероприятий. Сегодня в компании базовый уровень успешности не опускается ниже 85 %. Если по предварительным оценкам выясняется, что мы не достигаем этой успешности, то мероприятие просто не проводится. Также важен и показатель экономической эффективности. Любое геолого-техническое мероприятие должно иметь индекс рентабельности (pi) не менее 1,2, т. е. мы не просто окупаем мероприятие, но и зарабатываем на нем.
Вторая составляющая — техническое исполнение работ. Ни для кого не секрет, что качественное, эффективное выполнение заказа подрядчиком является очень важной составляющей успеха. В «Газпром нефти» применяется жесткая процедура отбора контрагентов, включающая предквалификацию претендентов. Мы оцениваем, как они работали на наших и сторонних объектах, сравниваем, анализируем, проводим технический аудит, проверяем кадровый потенциал. Только прошедшие эту стадию компании допускаются к участию в тендере. Но даже когда подрядчик уже выбран и приступил к работе, положительный результат еще не гарантирован. Ход выполнения работ необходимо постоянно контролировать. Для этого мы применяем систему внутреннего и внешнего супервайзинга, хотя оба вида имеют свои нюансы. Внутренний супервайзинг повышает административно-управленческие расходы, а сторонних супервайзеров необходимо постоянно тестировать. Одной-двух неудач достаточно для проведения серьезного разбора ситуации и отстранения либо супервайзера, либо подрядчика.
— Какие новые методы в области геологоразведки появились в арсенале компании за последнее время? Как их внедрение отразилось на эффективности работ?
— В Российской Федерации, да и в мире, новые методы геологического изучения появляются в лучшем случае раз в 20 лет. Таким образом, основное — это постоянная шлифовка уже наработанного опыта. В настоящее время «Газпром нефть» широко применяет на новых месторождениях комплексную сейсмо- и электроразведку. Первый метод хорош для глубинного изучения участков, а электроразведка незаменима в части площадного исследования и дает возможность посмотреть зоны пониженных сопротивлений, которые так или иначе связаны с потенциальными ловушками углеводородов. Сейсморазведка помогает определить, на каких глубинах эти объекты расположены. Поскольку такой метод хорош для работы в новых регионах, мы будем активно применять его в Восточной Сибири на Игнялинской, Тымпучиканской и Вакунайской площадях. На старых месторождениях более важно дальнейшее совершенствование 3D-сейсморазведки, применение которой позволило в последнее время выявлять не только стандартные антиклинальные ловушки, но и сделать упор на неантиклинальные стратиграфические ловушки, которых выявляется все больше и больше. Подобные работы, проведенные на Еты-Пуровском, Вынгаяхинском, Вынгапуровском месторождениях, продемонстрировали, что компания располагает потенциальными объектами для разбуривания и наращивания запасов. Скважины дают хорошие дебиты — 100 т и выше. Это позволяет приращивать ресурсную базу и сразу же активно вводить эти запасы в разработку.
На новых территориях — Мессояхе на севере Ямала, на Куюмбе в Восточной Сибири, где сейчас проводятся геолого-разведочные работы, самым главным является вопрос качественного вскрытия продуктивных пластов. Сегодня подрядчики обращают мало внимания на скин-фактор. А ведь он показывает потенциал пласта! Мы либо его раскрываем, либо кольматируем призабойную зону и в результате испытания пласта получаем непромышленный приток. Практика последних лет показала, что в случае проведения последующего ГРП именно на разведочных скважинах мы снимаем этот скин-фактор и получаем высокие дебиты. Мы понимаем, что такая практика требует дополнительных финансовых вложений, но одновременно она является залогом получения качественной информации, на базе которой можно будет работать еще долгое время.
Перечисленные методы позволяют формировать актуальную картину месторождений и даже при действующей налоговой системе готовить корректные инвестиционные проекты их развития. Если же для районов Крайнего Севера будет применяться налоговое стимулирование, можно будет говорить о существенном расширении ресурсной базы в масштабах всей страны. Применение новых технологий и методов плюс налоговые льготы позволят ранее нерентабельные территории сделать рентабельными, в том числе для недропользователей.
— Какие технические решения по повышению коэффициента извлечения нефти (КИН) применяются в компании? Что нового внесли специалисты компании в технологии добычи трудноизвлекаемых нефтей?
— Мы не отказываемся от традиционного метода заводнения, но значительно продвинулись в его совершенствовании. Сегодня это не только закачка от нагнетательной к добывающей скважине. Применяются и другие способы повышения пластового давления: активизация работы приконтурной и законтурной областей, подошвенной части месторождения. Самое главное в заводнении — управление закачкой. В настоящее время гидродинамические модели позволяют переносить зону нагнетания для увеличения выработки запасов. Мы говорим не о стандартных регулярных сетках из семи и девяти точек с четким размещением нагнетательных и добывающих скважин. Если гидродинамическая модель показывает наличие зон остаточных запасов, мы переносим фронт нагнетания туда и на 1–3 пункта повышаем коэффициент извлечения нефти.
Ни одна скважина с низкопроницаемыми коллекторами не вводится без ГРП. Повторный и третичный ГРП, которые проводятся через три-четыре года после начала работы скважины, позволяют работать с удаленной зоной пласта, увеличивать зону охвата и также улучшать коэффициент извлечения нефти.
Следующее направление повышения КИН заключается во внедрении физико-химических методов. Закачка поверхностно-активных веществ (ПАВ) также позволяет управлять разработкой скважин. ПАВ закупоривают высокопроницаемые пласты, по которым в основном движется вода, тем самым вовлекая в работу малодренируемые участки. Особенно полезен этот метод на месторождениях третьей-четвертой стадии разработки, его использование тоже добавляет 2–3 пункта к коэффициенту извлечения нефти. А каждый пункт, при наличии у компании 1 млрд т извлекаемых запасов, составляет 100 млн т нефти.
Ни для кого не секрет, что существуют полностью разбуренные месторождения с остаточными запасами. Для их разработки применяются метод зарезки вторых стволов и многоступенчатый ГРП. В настоящее время есть возможность в зависимости от длины ствола провести до трех-четырех ГРП и подключить несколько разных зон месторождения. Это, опятьтаки, помогает лучше управлять разработкой. Если одна часть скважины обводнилась, ее перекрывают пакером, а оставшаяся продолжает работать. Сейчас утвержденные проектные документы компании предусматривают коэффициент извлечения нефти в размере 0,32, а все упомянутые технологии позволяют увеличить его до 0,35–0,37.
— Удалось ли специалистам компании каклибо усовершенствовать технологию добычи трудноизвлекаемой нефти?
— С перспективой разработки высоковязкой нефти мы сталкиваемся только сейчас, с началом освоения Мессояхского месторождения. Здесь будет применяться технология смешивания вязкой нефти с находящейся в нижележащих пластах нефтью низкой вязкости, таким образом мы сможем готовить сырье к транспортировке. Специалистам нашей компании чаще приходится иметь дело с нефтью низкопроницаемых коллекторов в 1·10—3—2·10—3 мкм2, а коегде даже меньше: 1·10—3 мкм2, например в южной части Приобского месторождения. Раньше эти зоны не считали коллектором. Но в 2011 г. добыча на нашем участке Приобского месторождения составила около 11 млн т. В основе таких успехов, бесспорно, лежит применение правильной технологии разработки, которая включает теоретические, математические и гидродинамические расчеты. Практика доказала, что в таких коллекторах наиболее эффективна рядная система заводнения, позволяющая жестко регулировать отборы и управление разработкой — закачкой. Темпы отбора трудноизвлекаемых запасов на Приобском месторождении уже достигают 5–6 %, при том что на хорошо проницаемых коллекторах это количество составляет 7–8 %. При работе на низкопроницаемых коллекторах Ноябрьской зоны успешно зарекомендовал себя метод углубления скважин. Там есть пробуренный фонд скважин на вышележащие пласты, которые либо уже выработаны, либо вырабатываются. Но под ними выявлено более двух десятков новых потенциальных ловушек. Углубление существующих скважин позволило начать эффективную разработку этих запасов, которая в случае бурения новых скважин стала бы нерентабельной.
В Восточной Сибири на Куюмбе и на месторождениях Чонской группы наши специалисты сталкиваются с трещиноватыми коллекторами, где необходимо изучать направления трещин, их влияние на процессы выработки запасов. Такая работа ведется, у нас уже есть хорошие примеры по работе в Томской обл. на палеозойских коллекторах Урманского и Арчинского месторождений. Накопленный опыт работы с трещиноватыми коллекторами поможет нам в будущем.
Что касается термогазового метода повышения нефтеотдачи, то, по моему мнению, он станет методом будущего. Сейчас Россия не очень готова к его применению, так как необходимое оборудование, в частности компрессоры, придется закупать за границей. Российских компрессоров, которые позволяют нагнетать такой объем воздушной массы в пласт, создавая фронт вытеснения, в нашей стране нет. «Газпром нефть» намерена попробовать начать работать этим методом на опытных участках. Технологические документы готовы, мы планируем вынести этот вопрос на Центральную комиссию по разработке месторождений.
Также мы начинаем работу с ачимовскими отложениями, которые тоже относятся к категории низкопроницаемых. Для этих пластов характерно наличие глинистых перемычек, так что в случае применения массированного ГРП существует опасность прорыва в нижележащий пласт воды. Сейчас мы выбрали два участка, на которых в 2012 г. начнем опытно-промышленные работы. В рамках кооперации с «Салым Петролеум Девелопмент» со следующего года начинается проект по работе в баженовской свите, встречающейся на наших месторождениях в ХМАО. Уже выбран участок, будем бурить горизонтальные скважины, применять многоступенчатый ГРП, чтобы расширять зону выработки запасов, и по результатам будем принимать решение об использовании данного опыта на других участках.
Об этом порталу "Нефть России" сообщили из пресс-службы "Газпром нефти".