Необходимость расширения ресурсной базы добычи нефти в России
Запасы нефти месторождений России, находящихся в разработке, постоянно уменьшаются. Ухудшается
и качество запасов: на добычу 1 т нефти затраты выросли в 2,4 раза. В Западной Сибири, в Ханты-Мансийском автономном округе – крупнейшем производителе нефти в России – падение добычи нефти продолжается более 10 лет (рис.).
По прогнозу Минэнерго РФ, «если ничего не предпринимать», с 2022 г. начнется спад производства и к 2035г. добыча нефти снизится до 310 млн т, т.е. уменьшится почти вдвое. Бюджетные и социальные последствия такого развития очевидны.
Специалисты указывают на необходимость использования ресурсного и добычного потенциала давно известных российских «нетрадиционных» месторождений нефти, в том числе и приуроченных к плотным породам таких нефтематеринских толщ, как баженовская свита (бажен) и доманик. В первую очередь это относится к наиболее изученному бажену.
Нефтематеринские породы баженовской свиты распространены на всей территории Западной Сибири, на площади 1,2 млн квадратных километров.
Первая залежь нефти в бажене была открыта случайно в 1968 г., когда на одной из скважин Салымской площади при технической остановке бурения произошел открытый фонтан с производительностью от 700 до 1200 м3 нефти в сутки из плотных пород нефтематеринской баженовской свиты, откуда притока нефти (по тогдашним представлениям) быть не могло.
В первую очередь это относится к наиболее изученному бажену.
Запасы нефти в бажене, по оптимистическим оценкам, составляют 20 – 40 млрд т (академик Конторович А.Э., 2015 г.), что кратно превышает суммарную добычу из всех нефтяных месторождений Западной Сибири (12 млрд т) за все годы их эксплуатации.
Освоение бажена началось в 1975 г. и продолжается с перерывами до настоящего времени. К 2015 г. пробурено около 1000 скважин. Результаты обескураживают. Так, на территории деятельности «Сургутнефтегаза», где пробурено более половины баженовских скважин, 70% из них оказались практически бесприточными («сухими»). Такие результаты делают добычу нефти из бажена убыточной. Отсюда – ничтожный объем бурения. Как следствие — годовая добыча из бажена составляет всего около 0,1 % от годовой добычи по России, что совершенно не соответствует его запасам и резервам.
«Сланцевая революция»
В 1981 г. George Mitchel, владелец компании Mitchel Energy, (по образованию геолог) предположил, что по аналогии с залежами газа, приуроченными к девонским нефтематеринским породам («сланцам») Пенсильвании и сопредельных штатов, промышленная добыча природного газа возможна из плотных пород нефтематеринской формации Barnett в центральном Техасе.
Mitchel Energy бурила по 5 – 7 скважин в год в течение почти 15 лет. Только в 1996 г. были пробурены первые коммерчески успешные скважины, чему в немалой степени способствовала отмена государственного контроля цен на газ.
В печати появились многочисленные публикации об открытии нового, якобы ранее не известного геологической науке вида месторождений газа. Начиналась «сланцевая газовая революция». Уже к 2000 г. примерно двадцатью компаниями было пробурено около 800 вертикальных скважин на формацию Barnett. Немедленно началось освоение газовых ресурсов формаций Marcellus, Haynesville и др.
В 2008 г. была открыта нефть в плотных породах нефтематеринской формации Eagle Ford (Техас). Стремительно росли объемы бурения и добыча нефти. «Сланцевая газовая революция» стала просто «сланцевой революцией», которая остановила падение добычи нефти и природного газа в США, начавшуюся в 1970-х гг., и обеспечила наивысший уровень добычи нефти в стране за всю историю индустрии.
За рубежом скопления углеводородов, более или менее похожих на бажен, называют «сланцевая нефть» (shale oil), или «нефть плотных пород» (tight oil) и «сланцевый газ», а соответствующие зоны нефтегазонакопления – плей («play»).
«Сланцевая революция» в США нашла отклик и в России. Необходимость освоения газовых ресурсов «сланцев» в нашей стране вызывала большие сомнения, как среди добывающих компаний, так и среди научного сообщества. Причина этого – огромные запасы природного газа традиционных месторождений России. Что касается нефти, то неудачные многолетние попытки освоения ресурсов нефти баженовской свиты вызвали своеобразную «аллергию», основным «лекарством» от которой (правда, не очень эффективным) более 10лет были зарубежные технологии и оборудование. Доступ к ним прекратился в связи с введением антироссийских экономических санкций. Остро встал вопрос об избавлении от импортной зависимости, разработке собственных технологий.
Методология и технологии «сланцевой революции»
Первоначально поисковая модель компании Mitchel Energy предусматривала заложение скважин вблизи разломов, где предполагалось развитие трещиноватых пород. Результаты оказались отрицательными. Перенесли бурение на участки вне зон разломов и начали экспериментировать с технологиями гидроразрыва. Остановились на технологии Slick Water («скользкая вода»). Разведочные скважины были вертикальными. Компания Mitchel Energy пробурила первую и свою единственную горизонтальную скважину, но она оказалась некоммерческой. Кстати, горизонтальная часть ствола пробурена на деньги правительства.
Компания Devon Energy, которая приобрела компанию Mitchel Energy, доказала преимущество горизонтальных скважин с многостадийным гидроразрывом.
Методология «сланцевой революции» быстро приобрела законченную форму: «ковровое» размещение скважин практически вне зависимости от геологии; длина горизонтальной секции 1500 – 3000 м; число стадий гидроразрыва – 50 и более (при размещении их равномерно в горизонтальной секции скважины); постоянное увеличение количества проппанта до 6000 т на скважину (до примерно 4 т на метр горизонтальной секции).
Совершенствование технических средств для бурения и заканчивания скважин обеспечило высокие технико-экономические показатели строительства скважин, включая почти двукратное сокращение времени бурения. Однако высокая стоимость скважин в сочетании с необходимостью непрерывного бурения новых делают экономику и обьемы добычи сланцевых углеводоровов чрезмерно зависимыми от колебания цен на нефть и газ.
Рост добычи углеводородов в США в результате «сланцевой революции» происходит за счет вовлечения огромных финансовых ресурсов для создания и постоянного увеличения эксплуатационного фонда скважин, превышающего 100 тыс. ед. При этом оказалось, что добыча «сланцевого» газа для большей части компаний является убыточной. В меньшей степени это относится к нефти.
Затраты по многостадийному гидроразрыву составляют примерно 50 % от стоимости скважины. При этом по 50 – 60 % стадий гидроразрыва приток углеводородов отсутствует. То есть затраты денег на их проведение напрасны.
Департамент Энергетики правительства США (DOE) рассматривает поиск путей снижения затрат на добычу «сланцевых» углеводородов как необходимое условие обеспечения «энергетической безопасности страны и конкурентоспособности независимой нефтяной и газовой индустрии» и принимает меры по усилению научно-исследовательских работ с целью углубленного изучения основных аспектов технологии гидроразрыва.
Научно-технические полигоны в США
С 2013 г. DOE создает сеть научно-технических полигонов, официально называемых Федеральными лабораториями. Они рассматриваются как краеугольный камень технологического развития и размещаются в основных бассейнах добычи «сланцевых» углеводородов. В некоторых бассейнах имеются или создаются последовательно две лаборатории. Эти полигоны функционируют под эгидой DOE и входящей в его состав Национальной лаборатории технологии энергетики (National Energy Technology Laboratory – NETL) или Газового технологического института (GTI). Программы полевых работ, наблюдения, сбор данных, обработка результатов, составление промежуточных и окончательных отчетов проводят университеты на основе договоров. Обычный срок функционирования лаборатории составляет 3 – 5 лет. Работы на ее участке включают бурение скважин с отбором керна в пределах резервуара, оборудование скважин глубинными измерительными приборамим, оптико-волоконными каналами связи, сейсмическую 3Д-съемку, микросейсмические наблюдения и др. Затраты по этим скважинам кратно превосходят стоимость обычных разведочных и эксплуатационных скважин. Имеется в виду, что эти скважины обеспечат калибровку и повышение информативности стандартных исследований, а отработанные технические решения повысят эффективность нефтегазодобычи в данном бассейне, а возможно, и за его пределами.
Финансирование осуществляется за счет средств DOE или из фонда, создаваемого из средств Департамента и взносов привлеченных компаний. Во втором случае полученные результаты остаются в течение двух лет конфиденциальными для сохранения конкурентного преимущества участвующих компаний.
Ниже приводятся два примера, созданных лабораторией.
Первый пример (JOURNAL OF PETROLEUM TECHNOLOGY – JPT, ноябрь 2018 г., стр. 28 – 35). В 2015г. Газовый технологический институт организовал и осуществляет общее руководство лабораторией, получившей название Участок № 1, для комплексного исследования гидроразрыва. Участок № 1 находится в пределах Пермского бассейна. Исследования включали отбор образцов (керна) из ранее созданных трещин гидроразрыва специальными скважинами. До 2018 г. полученные результаты были конфиденциальными. Бюджет проекта – 25 млн долл.
Результаты оказались неожиданными, полностью противоречащими имеющимся представлениям и компьютерным моделям.
Ранее, по данным интерпретации микросейсмики, считалось, что высота трещин гидроразрыва составляет около 1000 футов (330 м). Фактическая высота – 30 футов (10 м).
Распределение проппанта оказалось спорадическим, даже отдаленно не напоминающим широко известные картинки, представляющие трещины гидроразрыва в виде мочковатого корня помидорного куста. Эти представления лежат в основе идеи о создании в результате гидроразрыва так называемого искусственного коллектора.
В образцах из зоны гидроразрыва обнаружены три трещины шириной до 1 см, заполненные проппантом. Около 300 мелких трещин оказались заполненными глиной бурового раствора, кальцитом и другими минералами.
Трещины гидроразрыва реактивировали естественные трещины. Наиболее заполненными проппантом оказались трещины на контактах пород с контрастными свойствами.
На участке № 1 исследовалось и взаимодействие скважин, построенных на одном кусте с использованием технологии гидроразрыва, когда операции проводятся не последовательно от скважины к скважине, а постадийно на всех скважинах поочередно (zipper fracturing).
В результате опытов с пульсирующей подачей воды и песка достигнуто увеличение продуктивности скважины примерно на 20 %.
Были внесены соответствующие изменения в компьютерные программы моделирования гидроразрыва.
Второй пример (World Oil, май 2019 г., стр. 45 – 48). Проект включает создание лаборатории в северной части плея Марцеллас (Marcellus).
Здесь особо выделяются две задачи: установление стимулированного объема резервуара и выявление причин наличия неработающих стадий гидроразрыва.
Актуальность первой задачи определяется постоянным увеличением количества песка и воды, не имеющим научного обоснования, и связанных с этим многомиллиардных денежных затрат.
Важность второй задачи связана с тем, что более 50% стадий гидроразрыва бесприточны, т.е. затраты на их проведение (2 – 3 млн долл. на скважину) — напрасны. Потери индустрии от этого превышают 40 млрд долл. в год.
Для решения первой задачи в лаборатории использовалась в основном микросейсмика.
Для решения второй задачи кластеры перфорации размещались в интервалах пород с близкими по данным промысловой геофизики механическими характеристиками.
Установленное повышение доли «отдающих» стадий (перфорационных кластеров) рассматривается участниками проекта как положительный результат.
Поиск путей увеличения числа «отдающих» стадий продолжается в этом же бассейне, на участке очередной лаборатории, где работы начались в апреле 2019 г.
Необходимо заметить, что при очень высоком научно-техническом уровне работ Федеральных лабораторий, процесс разработки и внедрения промышленных технологий, основанных на полученных результатах, происходит достаточно медленно в силу нескольких причин. Одна из них – сопротивление сервисных компаний, создавших огромные производственные мощности под имеющиеся технологии. Другая причина – недостаточные инжиниринговые и тем более внедренческие ресурсы университетов.
Технологический полигон «бажен»
Лидером в поисках эффективной методологии и технологии освоения ресурсов баженовской свиты (бажена) в последние годы становится «Газпром нефть».
Площадкой для отработки новых технологий строительства баженовских скважин и испытания нового оборудования выбрана Пальяновская площадь Красноленинского месторождения в Ханты-Мансийском автономном округе. В 2013 г. «Газпром нефть» пробурила на Пальяновской площади вертикальную скважину в потенциально высокопродуктивной зоне естественной трещиноватости, приуроченной к крупному разлому. Из этой скважины получен приток нефти 60 — 70 м3/сут без интенсификации притока. В течение 2014 г. в этой зоне были пробурены еще четыре скважины. Но ни одна из этих скважин не повторила успеха первой.
По результатам строительства этих скважин компания в корне изменила концепцию изучения и разработки баженовской свиты. Идея поиска высокопродуктивных зон сменилась идеей создания «искусственного коллектора» в практически непроницаемых породах.
Предполагается, что углеводороды в «сланцах» находятся в изолированных микроскопических порах, что определяет близкую к нулю проницаемость породы. Далее постулируется, что трещины гидроразрыва соединяют изолированные поры между собой, делая породу проницаемой.
Концепция создания «искуственного коллектора» была применена на Пальяновской площади в 2016 г. Были пробурены две скважины с длиной горизонтальной секции 1000 м и многостадийным ГРП (гидравлическим разрывом пласта). Получен промышленный приток в 45 т нефти в сутки. Накопленная добыча по ним за срок около полутора лет достигла 15 и 5 тыс. т, т.е. в среднем 4 т в сутки.
Результаты этих скважин были оценены компанией как положительные, хотя и указывалось, что для отработки технологий, которые сделают добычу нефти из бажена рентабельной, необходимо строительство значительного числа скважин.
В качестве базовой технологии для разработки баженовской свиты «Газпром нефть» первоначально выбрала вариант скважины с длиной горизонтальной секции в 1000 м и многостадийным «гибридным» гидроразрывом пласта в зацементированных хвостовиках (МГРП).
«Гибридный» ГРП предполагает использование комбинаций технологических жидкостей с различной реологией. По мнению авторов концепции, гибридный гидроразрыв позволяет создать на каждой стадии гидроразрыва сеть трещин («искусственный коллектор»).
В 2017 г. на Пальяновской площади «Газпром нефть» пробурила шесть скважин с горизонтальной секцией от 300 до 600 м. По ним получены промышленные дебиты.
В 2018 г. на Пальяновской площади пробурено 10скважин. В пресс-релизе «Газпром нефти» (январь 2019 г.) данных о длине горизонтальных секций нет. По приведенным цифрам (общее число стадий гидроразрыва (70), число гидроразрывов (15) на 1000 м ствола) средняя расчетная длина горизонтального участка составляет около 500 м. По всем скважинам «получены промышленные дебиты», хотя и не называются их величины.
Программой бурения на Пальяновской площади на 2019 г. предусматривается увеличение длины горизонтальной секции до 1500 м, а число стадий гидроразрыва на скважину – до 30.
Многие российские специалисты считают, что эта модель неприемлема для бажена, что нужно искать другие решения, в полной мере учитывающие горно-геологические условия бажена, особенности географии и логистики, а также условия финансирования отрасли.
Таким образом, за основу при строительстве скважин бажена «Газпром нефть» приняла американскую модель освоения углеводородных ресурсов «сланцев».
Многие российские специалисты считают, что эта модель неприемлема для бажена, что нужно искать другие решения, в полной мере учитывающие горно-геологические условия бажена, особенности географии и логистики, а также условия финансирования отрасли.
Проекту «Бажен» в 2017 г. присвоен статус национального. «Газпром нефть» выделила «Технологический проект бажен» в отдельную структурную единицу, которой передана лицензия на разработку Пальяновского и нескольких других участков. В качестве основного вида деятельности компании лицензией определена «добыча сырой нефти».
В 2021 г. планируется завершить основной этап разработки технологий и оборудования.
Однако до настоящего времени никаких контуров коммерчески приемлемой методологии разведки и технологии строительства скважин бажена не просматривается. Из-за отсутствия эффективных технологий не выполняется программа увеличения числа построенных скважин. Программой центра «Бажен» предусматривалось, что число новых скважин увеличится с 7 единиц в 2017 г. до 100 в 2019 г. Но в плане на 2019 г. значится строительство только 15 скважин. При таких темпах ни о какой тысяче скважин в 2025 г. речи быть не может, равно как и о добыче из бажена 10 млн т нефти в год.
Важнейшей причиной такого положения является избранная форма функционирования Технологического центра «Бажен». Он одновременно является коммерческой структурой по добыче нефти и структурой, определяющей перечень технологий и оборудования, которые необходимо разработать для эффективного освоения бажена. Он же является структурой, предоставляющей площадку для испытания технологий и оборудования сторонних организаций. Имеется в виду, что работы по испытанию разработок сторонних организаций будут финансироваться последними или инвесторами.
Неудовлетворительное состояние освоения ресурсов «сланцев», других нетрадиционных ресурсов требует расширения фронта научно-исследовательских работ и совершенствования инновационного процесса в нефтегазодобывающем комплексе.
Академик А.Э. Конторович в своих публикациях и выступлениях настаивает на том, что для эффективного освоения бажена нужны принципиально новые технологии и слаженная работа специалистов из разных областей науки в соответствии с широкой программой научных исследований. Такая программа должна обеспечить создание методики выявления залежей нефти в бажене, их подготовку к эксплуатации, включая подсчет запасов, а также технологий строительства баженовских скважин, в том числе – бурение, заканчивание и интенсификацию притока.
Организационно-структурные изменения
С учетом того положительного, что было создано для реализации крупнейших инвестиционных проектов нефтегазовой отрасли в СССР, опыта работы с баженом последних лет, а также зарубежного опыта освоения ресурсов «сланцев», представляется целесообразным реализовать следующие изменения научно-исследовательского и инновационного процесса в нефтегазовой отрасли.
1. Создать Нефтегазовый институт технологического развития (НИТР), который должен находиться в непосредственном подчинении Минэнерго РФ и финансироваться за счет средств федерального бюджета. В составе НИТР будут функционировать научно-исследовательские подразделения, инжиниринговый и внедренческий центры, конструкторский отдел.
2. Институт определяет перечень разработок, необходимых для эффективного долгосрочного развития отрасли, включая использование ресурсов «сланцев». НИТР создает сеть научно-технологических полигонов (НТП) как основы для научного обоснования принимаемых решений по методике геолого-разведочных работ, технологии строительства скважин, рациональной эксплуатации залежей и месторождений углеводородов.
3. Институт заключает договора на выполнение
научно-исследовательских работ с университетами, академическими институтами, научно-техническими подразделениями компаний, контролирует их выполнение, обеспечивает использование полученных результатов для разработки технологий и оборудования.
4. Внедренческий центр Института обеспечивает осуществление демонстрационных проектов, разработанных инновационных технологий, а также принимает меры по их тиражированию.
Правительство РФ 22 декабря 2018 г. издало постановление № 2914 «Об утверждении Стратегии развития минерально-сырьевой базы РФ до 2035 года». Данной стратегией предусмотрены меры и по развитию нефтегазового комплекса, в том числе добычи углеводородов из бажена, доманика и их аналогов. Предложенные выше изменения инновационного процесса в нефтегазодобывающем комплексе могут стать важной предпосылкой достижения поставленных целей.
