Миллиарды тонн геологических запасов ачимовской толщи на протяжении многих лет остаются практически недоступными: они надежно запечатаны в низкопроницаемых коллекторах и дополнительно защищены аномально высоким пластовым давлением. «Газпром нефть» ищет технологические ключи к этим колоссальным ресурсам, реализуя проект «Большая Ачимовка»
Что такое ачимовка?
Это колоссальные геологические запасы нефти, которые некоторые эксперты оценивают более чем в 60 млрд тонн. При этом распределяются они на площади 920 тыс. кв. км, то есть практически на всей территории Западной Сибири. В свою очередь, Западная Сибирь — по большей части освоенный регион, что значительно сокращает затраты нефтедобытчиков, так как не надо строить инфраструктуру, разрабатывать новые логистические схемы. Все уже построено, разработано и налажено. Правда, есть одно но: до сих пор по-настоящему задействовать колоссальный потенциал ачимовских отложений даже в рамках локальных проектов никому не удавалось. Дело в том, что запасы эти трудноизвлекаемые (ТРИЗ). Как и положено нормальным ТРИЗ, ачимовские залежи собрали целый набор осложнений: это и низкие фильтрационно-емкостные свойства, и плохая сообщаемость коллектора, и зоны аномально высокого пластового давления и высокое газосодержание. Поэтому до сих пор ачимовские запасы во многом оставались запасами неприкосновенными — для вовлечения их в разработку или не существовало необходимых технологий, или разработка оставалась за гранью рентабельности.
Однако сегодня набившая оскомину фраза о том, что легкой нефти в мире практически не осталось, в полной мере отражает ситуацию в нефтедобыче. Поэтому решение о выделении ачимовской толщи в самостоятельный поисковый объект и о начале реализации проекта «Большая Ачимовка», принятое в «Газпром нефти» в 2016 году, было очевидным и логичным.
Где разрабатывать ачимовку?
Прежде чем говорить об эффективной рентабельной добыче, необходимо максимально точно определить, где залегает нефть, в каких условиях. Ачимовская толща с этой точки зрения очень неудобный объект, так как особенности пластов меняются от региона к региону. В северном кластере ачимовки расположены более мощные залежи, однако добыча здесь осложняется большими глубинами, высокими пластовым давлением и газосодержанием. В восточном и западном кластерах пласты имеют меньшую мощность, разделены прослоями песчаников и глин и содержат много воды. То есть рассчитывать на то, что удастся найти какое-то одно универсальное решение, не приходится: для разных зон, разных геологических условий нужны свои технологии.
Нет шансов и на то, что комплексный технологический пакет, с помощью которого можно будет взять ачимовские запасы, найдется на просторах мировой нефтегазовой отрасли. Аналитический обзор, который специалисты «Газпром нефти» делали в партнерстве с коллегами из Halliburton, показал, что прямых аналогов у ачимовской толщи нет. Из порядка 60 рассмотренных вариантов лишь пять оказались близки к ачимовке по генезису, восемь — по свойствам. Так что сначала нужно как можно лучше изучить этот непростой геологический объект, а точнее, совокупность близких по свойствам, но все же далеко не идентичных формаций.
«Локализация и определение свойств» — отдельный технологический блок «Большой Ачимовки» со своим пулом проектов. В частности, в рамках проекта «Объектно-ориентированный подход к сейсмогеологической интерпретации» за счет анализа имеющихся данных сейсмических исследований ачимовской толщи выделяются и типизируются объекты, образы, характерные для таких отложений, что позволяет научить искусственный интеллект находить их в большом объеме геологической информации.
То, как работают новые подходы к изучению ачимовской толщи, наглядно видно на примере активов юга ЯНАО. Результаты комплексного изучения геологического строения ачимовских пластов были декомпозированы до масштабов Ноябрьского региона. В периметр исследования вошли 20 лицензионных участков (ЛУ) «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаза». На семи ЛУ были переинтерпретированы данные сейсмики, составлена карта перспективности ачимовской толщи. За счет этого объем ресурсов увеличился более чем в 25 раз. Начальные геологические запасы в периметре проекта оцениваются более чем в 1 млрд тонн нефти. Для «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаза», разрабатывающего самые старые месторождения компании, это означает новую жизнь.
Как работать с высоким давлением?
На таком сложном объекте, как ачимовка, без особых технологий не обойтись. Всему виной как раз аномально высокое пластовое давление. На ачимовке оно превышает 500 атмосфер, в то время как нормальное гидростатическое давление для такой глубины не более 350 атм. По словам руководителя проекта «Западно-Юбилейное» Игоря Тихомирова, если ошибиться с выбором скорости подъема керна из скважины, при снижении давления углеводород начнет разрывать поры породы, а значит, изменится структура порового пространства. Снижение давления при проведении скважинных работ создает проблемы и при отборе пробы флюидов. Часть газа, растворенного в нефти, отделяется и идет отдельно по скважине — получается мультифазный, многокомпонентный поток. А для качественного анализа нужна однофазная проба нефти, то есть точно такая же по составу, какой она была в пласте.
Получить такую пробу позволяет модульный пластоиспытатель MDT, оснащенный глубинными анализаторами флюида. Технология позволяет в течение 10–20 суток провести испытание всех перспективных пластов в скважине с отбором качественных проб и записью данных. При традиционных методах испытание каждого пласта занимает месяц.
Кроме того, испытания проводятся в скважине с открытым стволом, стенки которого состоят из естественных пород и не обсажены трубами после окончания бурения. При бурении используется раствор на углеводородной основе: он минимизирует проникновение фильтрата в пласт и препятствует образованию в стенках ствола каверн, которые могут вызвать прихват исследовательского оборудования.
Как улучшить экономику проекта?
Точный результат геологоразведки и комплексного исследования керна и флюидов — основа для правильного подбора оптимальных технологий эксплуатации месторождений. А это, в свою очередь, залог хорошей экономики проектов. Необходимо искать оптимум между количеством скважин — дебиты скважин на ТРИЗ, как правило, ниже, чем при работе с традиционными коллекторами, а значит, их нужно больше, — и качеством скважинной инфраструктуры — жизненный цикл нетрадиционных коллекторов гораздо короче обычных, соответственно, и запас прочности для скважины требуется более низкий.
Собственно, в этих направлениях сейчас и ведется технологический поиск. Вариантов снижения стоимости инфраструктуры перебирается множество: использование композитных материалов, сокращение диаметра скважин, разработка мобильных решений для бурения. По самой конструкции оптимальные скважины, возможно, будут многоствольными, с одним вертикальным участком и двумя горизонтальными. Это тоже должно значительно сэкономить на бурении. Однако окончательное решение пока не найдено. А вот в деле повышения нефтеотдачи ачимовских залежей флагманские технологии, похоже, уже определены.
Как улучшить проницаемость пластов?
Как обеспечить хороший приток нефти в коллекторе с низкой проницаемостью, где практически нет пор, по которым нефть попадала бы в скважину? Ответ найден давно: необходимо искусственно создать трещины с помощью гидроразрыва пласта (ГРП). Однако для разных условий необходимо создавать собственный дизайн ГРП.
После длительных камеральных исследований специалисты «Газпромнефть-ГЕО», Научно-технического центра компании «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» и исследовательского центра МФТИ остановились на многостадийном гибридном ГРП. Его отличие от стандартной технологии — в использовании жидкостей разрыва с разной вязкостью. Сначала самый мелкий пропант с фракцией 0,212—0‚425 мм закачивается в скважину с помощью линейной жидкости, за счет меньшей вязкости которой и высокой скорости закачки трещина распространяется на большое расстояние. Более крупный пропант с фракцией до 0,85–1,18 мм закачивается на традиционной жидкости, загущенной с помощью полимеров (сшитого геля), что обеспечивает максимальную проницаемость в районе прискважинной зоны — самой нагруженной части трещины.
Для технолого-геологических условий Вынгаяхинского месторождения, где проводились испытания новой технологии, был разработан и специальный дизайн ГРП, который позволял получить прирост добычи независимо от параметров развития и конфигурации трещин. «Было два варианта — либо получится множественная разветвленная сеть трещин, либо плоские неразветвленные (планарные) трещины с полудлиной в 400–500 м (при обычном ГРП — 180–200 м), что значительно увеличивает коэффициент охвата одной скважиной, — пояснил руководитель направления по геологии и разработке проекта „Большая Ачимовка“ Денис Метелкин. — Ни один эксперт не мог спрогнозировать, какой вариант реализуется, поэтому нашей задачей было смоделировать такой дизайн ГРП, который хорошо работал бы и в том и в другом сценарии и мы получали бы хороший прирост дебита». Трещины в итоге получились длинные, а запускной дебит скважины составил 300 тонн в сутки, что втрое превысило ожидаемые параметры. Такая конфигурация трещин разрыва частично решает и задачу снижения стоимости бурения, ведь рост охвата пласта трещинами гидроразрыва, сделанного в одной скважине, позволит сократить количество строящихся скважин.
Повышение нефтеотдачи
В целом, подбор оптимальной для ачимовки конструкции скважин с проведением гибридного ГРП уже создает технологический комплекс, позволяющий эффективно работать с новыми запасами. Если к этому добавить подходящий третичный метод повышения нефтеотдачи, то можно будет говорить о значительном расширении сегмента рентабельного освоения запасов ачимовской толщи. Как показывает опыт партнеров «Газпром нефти» из компании Shell, в низкопроницаемых коллекторах хорошо работает технология смешивающего вытеснения. Ее смысл — в закачке в пласт газа, который, смешиваясь с нефтью, вытесняет углеводороды в скважину.
Это далеко не новая технология. Та же Shell на нефтяных месторождениях в Техасе применяет метод закачки газа в смешивающемся режиме (MGI) еще с 1970-х годов. «Мы не рассматриваем это как новую технологию, — подтвердил руководитель развития проектов на ранней стадии Shell Exploration & Production Services (RF) B.V. Бруно Пеннингс, — но она может считаться прорывной, если будет использована в регионе, где до этого не применялась». Опытной площадкой применения MGI стало Меретояхинское месторождение в ЯНАО, лицензия на разработку которого принадлежит «Меретояханефтегазу».
В Shell, конечно, не случайно готовы присвоить статус прорывной технологии, которая используется уже 40 лет. Для новых условий это, фактически, новый продукт. А ачимовка, напомним, — это аномально высокие давления и условия залегания, которые могут меняться даже в пределах одного участка. Подбирать необходимую конфигурацию закачки для конкретных условий должен помочь проект «Цифровой керн».
Сегодня керн, отобранный из скважин Меретояхи, исследуется специалистами «Газпром нефти» вместе с учеными Сколтеха специальными методами. Это должно подтвердить возможность смешения газа и нефти в пластовых условиях, определить коэффициент вытеснения и подтвердить PVT-модель, дающую информацию о свойствах пластовой углеводородной системы. На основе этих данных будет обучаться цифровая модель, которая впоследствии по заданным петрофизическим характеристикам керна будет выдавать результаты о его фильтрационных свойствах и прогнозировать механизм вытеснения нефти углеводородными газами в конкретных условиях.
По предварительной оценке, применение MGI позволит вовлечь в разработку порядка 250 млн тонн геологических запасов ачимовки. Ожидаемое повышение KPI — с 4% до 33%. В 2020 году возможный эффект будет оценен опытной закачкой азота. Затем для подтверждения планируется реализовать пилотный проект, подготовительные работы к которому могут занять около двух лет. В условиях промышленного применения технологии для закачки планируется использовать попутный нефтяной газ из разрабатываемого пласта, который будет хорошо смешиваться с нефтью в пластовых условиях ачимовской толщи и позволит в том числе упростить задачу утилизации попутного нефтяного газа.
Ранее мы уже писали о том, что такое трудноизвлекаемая и сланцевая нефть, а также о том, где будут добывать нефть завтра.
Заинтересовала статья? Или вам интересны другие темы? Оставляйте свои комментарии - нам важно знать ваше мнение.
Оригинал статьи и другие материалы об энергетике читайте на сайте журнала «Энергия+».
