Бурить или не бурить – вот в чем вопрос

To drill or not to drill? – that is the question

V. Bessel, NewTech Services
A. Dorf, Integra Group

Существует ли прямая взаимосвязь между объемами добычи углеводородов и объемами бурения? Очевидно, что да. Можно ли обеспечить стабильный рост добычи нефти на фоне относительно невысокой проходки в бурении и постоянного снижения качества запасов?

Чтобы ответить на этот вопрос, авторы статьи предпринимают исторический экскурс в постсоветское прошлое России, а также проводят сравнение двух стран с мощным ресурсным потенциалом – России и США.

Is there a direct correlation between volumes of hydrocarbon production and drilling footage? Obviously, yes. Is it possible to maintain sustainable growth of oil production against relatively low drilling footage and constant deterioration in reservoir quality?

По данным Минэкономразвития РФ, рост российской экономики в первом полугодии 2013 г. резко замедлился по сравнению с аналогичным периодом предыдущего года, а в июне экономика России показала нулевой рост. При сохранении данной негативной динамики рецессия может наступить уже к концу текущего года. Для нефтегазовой отрасли это означает сокращение капиталовложений в добычу и обустройство вертикально-интегрированными нефтяными компаниями (ВИНК). Основную часть затрат ВИНК традиционно составляют расходы на поисково-разведочное (3,5 – 4,5% от общих затрат) и эксплуатационное (35 – 42% от общих затрат) бурение [1], причем общая доля затрат на бурение в некоторых компаниях достигает 60%. Поэтому логично, что при общем сокращении издержек бурение «пострадает» одним из первых. «Бурить или не бурить?» – задаются вопросом топ-менеджеры нефтегазодобывающих компаний. «Как сокращение объемов бурения отразится на объемах добычи?» – вторят им специалисты по стратегии и отраслевые аналитики.

Как видно из графика (рис. 1) [2], объемы добычи нефти в России в 1990 г. и в 2010 – 2012 гг. были приблизительно одинаковыми – немногим больше 500 млн тонн нефти в год. Однако уровень эксплуатационного бурения в 1990 г. был в два раза выше: 32,7 млн м против 16,5 млн м в 2010 г. Отчасти это можно объяснить повышением эффективности строительства эксплуатационных скважин, повсеместным внедрением современных методов управляемого наклонно-направленного и горизонтального бурения, первичного и вторичного вскрытия продуктивных горизонтов и т. д., но главный вопрос, волнующий экспертное сообщество, – сможет ли российская нефтегазовая отрасль сохранить достигнутый уровень добычи нефти при столь существенном падении объемов эксплуатационного бурения? И как скажется на добыче возможное дальнейшее снижение этого уровня на фоне сокращения эксплуатационных затрат ВИНКами?
Рис. 1. Эксплуатационное бурение и добыча нефти в России с 1990 по 2013 гг.
Это очень интересный вопрос, практический ответ на который во многом будет определять тенденции добычи жидких углеводородов в среднесрочной перспективе. В этом плане интересно обратиться к сравнительным характеристикам нефтегазовой отрасли России и США за 2011 г., приведеным в табл. [3, 4, 5, 6].
Табл. Нефтегазовая отрасль России и США в 2011 г.
*– [4] ** – [5] *** – [6] **** – с учетом попутного нефтяного газа [4]
При составлении такого рода таблиц всегда заранее предполагаются определенные погрешности, так как значения приведенных показателей варьируют в различных источниках. Однако порядку приведенных цифр можно доверять вполне. Как следует из приведенной таблицы, России удается сохранять лидирующие позиции в мире по добыче жидких углеводородов в настоящий момент при том, что бурим мы в 5 раз меньше, чем в США, фонд скважин у нас меньше в 3,5 раза, а проектный коэффициент извлечения нефти (КИН) меньше на 5 – 8%. Закономерно возникает вопрос: а надо ли нам вообще сейчас бурить, тратя на это значительные средства и силы, если «и так все хорошо»?

На самом деле, не все так просто с оценкой приведенных выше цифр, как кажется на первый взгляд. Если еще раз вернуться к таблице, то вряд ли удастся подвергнуть серьезному сомнению данные по тоннам и кубическим метрам добытых углеводородов, пробуренным метрам в поисково-разведочном и эксплуатационном бурении, количеству находящихся на балансе и вводимых ежегодно в эксплуатацию новых скважин – эти данные официально публикуются отраслевыми органами статистики соответствующих стран – но вот что касается показателей КИН, тут необходимы определенные пояснения. В публикуемых в открытой печати работах [7, 8, 9] речь идет о значении так называемого проектного КИН, т. е. соотношения количества нефти, предполагаемого к извлечению из вновь вводимого в эксплуатацию месторождения к значению первоначальных геологических запасов этого месторождения, причем динамика значения этого коэффициента в России и США всеми авторами оценивается примерно одинаково (рис. 2) [7].
Рис. 2. Сравнительные показатели нефтеотдачи пластов в России и США с 1955 по 2010 гг.
А так как качество запасов во вновь открываемых месторождениях в России падает повсеместно, т. е. растет доля трудноизвлекаемых запасов, то и значение проектного КИН по крайней мере не увеличивается (рис. 3) [8].
Рис. 3. Характеристики запасов углеводородного сырья России (1961 – 2009 гг.)
Выступая недавно на Саммите деловых кругов «Сильная Россия-2013», один из авторов приведенного выше анализа, профессор В.А. Жданов, отметил, что доля активных запасов, эксплуатируемых в настоящий момент в России, составляет 45% и постоянно снижается, а значение КИН по активным запасам составляет 0,45.

Однако так же существенно падает и качество запасов в США, где быстрыми темпами растет добыча нефти и газа из сланцев, которые никак нельзя отнести к качественным запасам. В какой-то степени тенденцию роста «американского» КИН можно отнести на большие объемы бурения, а также на все более совершенные технологии бурения, добычи и повышения нефтеотдачи пластов (ПНП), безусловными лидерами в разработке и применении которых являются сервисные и добывающие компании из США [10]. Но подобные технологии с незначительным опозданием (3 – 5 лет) приходят и на рынок России, где они также, в принципе, могут применяться, но зачастую не применяются из-за их высокой стоимости. Тем не менее, в США ежегодные объемы бурения в 2004 – 2011 гг. колебались в пределах 65 – 93 млн м, а количество скважин, законченных бурением, составляло 37 – 52 тысячи штук в год [11]! Сложно представить, что наши американские коллеги-нефтяники тратят столько денег на бурение просто потому, что не умеют их считать.

На самом деле при напорных режимах, учитывая физическую сторону процесса вытеснения нефти и реальное движение жидкости к системе скважин, коэффициент нефтеотдачи (нефтеизвлечения) представляет собой (по А.П. Крылову) произведение коэффициентов вытеснения нефти из пласта и охвата пласта разработкой [12]:

КИН=Квытохв.

В гидрофильных высокопроницаемых пористых средах при малой вязкости нефти коэффициент вытеснения может достигать 0,8 – 0,9 [13]. В слабопроницаемых частично гидрофобных средах при повышенной вязкости нефти он составляет 0,5 – 0,65, а в гидрофобных пластах – не более 0,25 – 0,4. Вместе с тем при смешивающемся вытеснении нефти газом высокого давления, углекислым газом и мицеллярным раствором, т. е. при устранении существенного влияния капиллярных сил, коэффициент вытеснения достигает 0,95 – 0,98. Такого же значения коэффициент вытеснения достигается и при создании системы трещин в пласте, возникающей в процессе гидроразрыва пласта (ГРП). Таким образом, в результате применения вторичных и третичных методов ПНП можно ожидать повышения нефтеотдачи на 20 – 75% [8].

Под коэффициентом охвата понимается отношение объема породы, охваченной вытеснением, ко всему объему нефтесодержащей породы [13]. Охват разрабатываемой залежи вытеснением обеспечивается сеткой эксплуатационных и нагнетательных скважин, бурящихся по определенным схемам и с определенной плотностью (на большинстве крупных месторождений России, эксплуатирующихся с середины–конца прошлого столетия, эта плотность составляет 30 – 60 га/скважина). Практикой разработки месторождений установлено [14], что в реальных неоднородных пластах плотность сетки скважин оказывает существенное влияние на нефтеотдачу. Это влияние тем больше, чем более неоднородны и прерывисты продуктивные пласты, хуже литолого-физические свойства коллекторов, выше вязкость нефти в пластовых условиях, больше нефти первоначально заключено в водонефтяных и подгазовых зонах. Уплотнение сетки скважин в неоднородно-линзовидных пластах существенно увеличивает нефтеотдачу (охват разработкой), особенно при удачном размещении скважин относительно разрабатываемых объектов. При постоянном увеличении плотности сетки скважин теоретически коэффициент охвата может достигать значения 1, т. е. вся нефтесодержащая порода будет охвачена воздействием вытесняющего агента.

В целом нефтеотдача зависит от многих факторов, пути управления которыми в настоящее время известны или изучаются во всем мире, так как большая доля запасов нефти все еще остается в пласте в ходе разработки месторождения. Но, как следует из вышеизложенного, определенно можно утверждать, что нефтеотдача напрямую зависит от объемов бурения поисково-резведочных, эксплуатационных и нагнетательных скважин, а также методов воздействия на пласт. Поэтому на вопрос «бурить или не бурить?», риторически заданный авторами этой статьи, следует однозначный ответ – бурить! И чем больше Россия будет бурить, чем современнее будут технологии, применяемые при строительстве скважин, тем с большей уверенностью мы сможем обеспечить необходимый стране уровень добычи нефти и газа.

Литература

  1. Нефтегазовая вертикаль. 2011. №4.
  2. Добыча углеводородов и нефтесервисный рынок России 2013. REnergyCO, 2013.
  3. British Petroleum // Statistical Review of World Energy. June 2012.
  4. ТЭК России. 2013. №1.
  5. Oil and Gas Journal. 2012. January 9.
  6. Шмаль Г.И. Доклад на Московском международном нефтегазовом конгрессе, июнь 2012.
  7. Муслимов Р.Х. КИН – его прошлое, настоящее и будущее на месторождениях России // Бурение и нефть. 2011. №2. С. 27 – 31.
  8. Крянев Д.Ю., Жданов В.А. Применение методов увеличения нефтеотдачи пластов в России и за рубежом, опыт и перспективы // Бурение и нефть. 2011. №2. С. 22 – 26.
  9. Кашин В.И. Председатель комитета Государственной думы РФ по природным ресурсам, природопользованию и экологии. Выступление на заседании Государственной думы РФ 13.03.2013 г.
  10. Эксперт. 2011. №12.
  11. Oil and Gas Journal. 2011. January 3.
  12. Максимов В.М. О современном состоянии нефтедобычи, коэффициенте извлечения нефти и методах увеличения нефтеотдачи // Бурение и нефть. 2011. №2. С. 12 – 16.
  13. Сургучев М.Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. М.: Недра, 1985. 308 с.
  14. Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти. М.: 2003. 816 с.

References

  1. R.Kh. Muslimov. O.R.C. – its pas, present and future at fields of Russia//Burenie & neft. 2011. №2. Pp 27-31.
  2. D.Yu. Kryanev, V.A. Zhdanov. Using of methods to increase oil recovery of layers in Russia and abroad, experience and prospects// Burenie & neft. 2011. №2. Pp. 22-26.
  3. V.I. Kashin. Chairman of RF Parliament’s committee on natural resources, nature using and ecology. Speech at RF Parliament’s session on March 13, 2013.
  4. “Expert”journal. 2011. №12.
  5. “Oil and gas vertical” journal. 2011. №4.
  6. British Petroleum// Statistical Review of World Energy June 2012.
  7. “Production of hydrocarbons and oilfield service market of Russia in 2013”, REnergyCO, 2013
  8. “Fuel-energy complex of Russia” journal. 2013. №1.
  9. Oil and Gas Journal. January 9, 2012.
  10. G.I. Shmal’. Report at Moscow international oil and gas congress, June 2012.
  11. V.M. Maximov. On present status of oil production, oil recovery coefficient (O.R.C.) and methods to increase oil recovery// Burenie & neft . 2011.№2. Pp. 12-16.
  12. M.L. Surguchev. Secondary and tertiary methods to increase oil recovery of layers. М.: Nedra (bowels), 1985. - 308 pages.
  13. I.T. Mishchenko. Well production of oil. М. 2003.-816 pages.
  14. Oil and Gas Journal. January 3, 2011.

Комментарии посетителей сайта

  • Nikolay 10.09.2013, 11:35 ссылка
    Уважаемые коллеги, в дополнение к вашим выводам, хотелось бы сказать о необходимости оценивать экономическую целесообразность разработки любого месторождения/залежи. Плотность сетки скважин и система (рядная, точечная и т.д) разработки - зависит от множества факторов. Но основополагающим был и остаётся фактор денег, а не КИН. Поэтому математические расчёты уровней добычи у.в., построение трёхмерной модели месторождения и ТЭО проекта - являются основополагающими факторами для принятия решения инвестором о вложении средств в разработку любого месторождения.
    Функция комментирования доступна только для зарегистрированных пользователей
Функция комментирования доступна только для зарегистрированных пользователей


Авторизация


регистрация

Бессель В.В.

Бессель В.В.

к.т.н., профессор РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, исполнительный вице-президент

ГК «НьюТек Сервисез»

Дорф А.А.

Дорф А.А.

директор по маркетингу

ГК «Интегра»

Просмотров статьи: 3426

Рейтинг@Mail.ru

admin@burneft.ru