В последнее время крупные российские компании стали заниматься разработкой технологий добычи сланцевых углеводородов. Это даст возможность доступа к отечественным месторождениям с трудноизвлекаемыми запасами со сложной геологией и, прежде всего, к ресурсам баженовской свиты. В прошлом году инвесторы дали импульс развитию российских технологий бурения и высокотехнологичного гидроразрыва пласта.
Сланцевая нефть залегает в плотных горных породах на глубине 2–3 км и более. Главная проблема заключается в том, что её сложно добывать. Сланцы — горная порода, похожая на множество пластинок, между которыми залегает нефть. Извлекать такие углеводороды сложнее, чем традиционные. Если бурить скважину обычным способом, то пластинки сланца вокруг ствола плотно смыкаются из-за мощного вертикального давления. В результате нефть закупоривается между слоями, и поток из скважины останавливается. Таким образом, в связи с тем, что сланцы обладают большой плотностью, требуется специальная технология для работы с месторождением.
Особенности добычи
Самый популярный сегодня способ добычи сланцевой нефти был изобретён в 1957 году в СССР. Он заключается в бурении наклонно-направленной скважины, в которую закачивают химический раствор под давлением до 1 тыс. атмосфер. Этот метод называется гидроразрыв пласта (ГРП), он является одним из наиболее эффективных способов повышения нефтедобычи и увеличения коэффициента извлечения нетрадиционной нефти из недр. Средняя стоимость одной такой операции в России составляет 5-7 млн рублей.
После гидроразрыва пласта сланцевые породы трескаются в вертикальном направлении, и в итоге через трещины нефть устремляется в скважину. Затем раствор откачивают из скважины и утилизируют. Здесь нужно отметить, что после применения метода ГРП почва и подземные воды перенасыщаются химикатами, опасными для здоровья человека. В их состав, по оценкам экспертов, входит до 700 наименований веществ, что наносит вред экологии.
Сланцевые скважины бурят гораздо чаще, чем обычные, и они располагаются плотнее друг к другу. При этом продолжительность их работы меньше, чем традиционных. Если обычная нефтяная скважина работает 10 лет, то сланцевая — 3 года, к тому же для добычи аналогичного объёма их потребуется уже 5 единиц.
Добыча нефти в сланцевых породах является дорогостоящим делом. Например, в США себестоимость производства сегодня составляет $45 за баррель. Прежде этот показатель в Северной Америке превышал отметку в $70 за баррель. Для сравнения, себестоимость традиционной нефти в Саудовской Аравии составляет $6–8, в России — $16–18 за баррель.
Основными недостатками сланцевой нефти являются — высокая себестоимость добычи по сравнению с производством традиционной нефти, дорогостоящие технологии, большая глубина залегания и негативное влияние на экологию. Главным преимуществом является то, что этих запасов больше, чем обычной нефти. Согласно оценкам ряда отраслевых экспертов, имеющиеся мировые запасы составляют 3 трлн барр., в то время как ресурсы традиционной нефти — 1,3 трлн баррелей. По своим химическим и топливно-энергетическим свойствам оба вида нефти мало чем отличаются друг от друга.
Баженовская свита
По запасам сланцевой нефти Россия признана мировым лидером. По оценке информационного управления министерства энергетики США Energy Information Administration (EIA), в 42 странах имеется 345 млрд барр. сланцевой нефти, из которых 21%, или 74,6 млрд барр., сосредоточены в баженовской свите, на площади 1,2 млн кв. километров. Это половина территории Западной Сибири. В баженовской свите сконцентрирована большая часть горючих сланцев России.
Согласно оценке экспертов Тюменского нефтегазового университета, геологические запасы баженовской свиты в Западной Сибири составляют более 1 трлн баррелей. По мнению специалистов Института нефтегазовой геологии и геофизики имени А. А. Трофимука, на баженовскую свиту приходится от 131 млрд барр. до 440 млрд барр. нефти.
В общероссийской добыче доля трудноизвлекаемой нефти, по данным Минэнерго России, составляет 7,2%, и этот показатель ежегодно растет. Объем добычи «трудной» нефти, согласно оценке российского ведомства, может составлять до 200 млрд тонн.
145 млн лет назад
Нефть баженовской свиты, которая сформировалась 145 млн лет назад, была открыта в 1967 году. В конце семидесятых годов прошлого века здесь впервые провели гидроразрыв пласта. Он подтвердил потенциал объекта со значительными промысловыми запасами. Однако при последующем разбуривании Салымского месторождения из 72 скважин в половине получены ничтожные притоки, а 15% оказались непродуктивными. Лишь четверть скважин имела хороший дебет. Оказалось, что пласт очень сложный, а геологи не могли точно описать строение залежей баженовской свиты в целом.
Это месторождение ученые исследовали свыше 50 лет, тем не менее, оценки запасов сланцевой нефти разнятся в десятки раз, так как для изучения месторождения использовались методики, предназначенные для традиционных запасов углеводородов. Для точных и достоверных данных необходимо провести комплекс геохимических исследований.
Привлекательность в инфраструктуре
Наиболее эффективной технологией при разработке бажена в России считается горизонтальное бурение с множественными гидроразрывами пласта.
Долгое время к ресурсам свиты относились как к непригодным для практического использования. Однако сегодня освоение этих запасов выглядит привлекательнее ряда альтернативных направлений, ориентированных на поддержание нефтедобычи — работы на северном шельфе восточнее Урала, в неосвоенных районах Восточной Сибири. Ведь в регионе, где простирается свита, уже есть вся необходимая инфраструктура.
По своему геологическому строению баженовский комплекс кардинально отличается от всех других в разрезе Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции, отмечают эксперты «Газпром нефти». Он представляет собой карбонатно-силикатно-глинистую породу с аномально высоким, до 20% и более, содержанием органического вещества. Свойства создают трудности для моделирования продуктивных залежей с помощью дистанционных геофизических методов.
В баженовской свите выделено 92 залежи нефти. Здесь работает несколько российских нефтяных компаний. «Сургутнефтегаз» много лет занимался поиском, разведкой и разработкой залежей на своих месторождениях. ВИНК с 2005 года добыла нефти больше других из недр баженовской свиты. Но в абсолютном измерении это небольшая величина, не соответствующая перспективам запасов.
Новые разработки «Газпром нефти»
«Газпром нефть» активно использует на бажене многоступенчатый гидроразрыв пласта в горизонтальном стволе. Этот метод уже прижился в Западной Сибири. По итогам 2019 года компания в 2,5 раза увеличила производство нетрадиционной нефти, если сравнивать с 2018 годом. Совершенствование технологий разработки позволило вдвое сократить стоимость добычи нефти на Пальяновском месторождении с 30 тыс. руб. за тонну на старте проекта в 2017 году до 16 тыс. руб. за тонну в 2019 году, что, в свою очередь, на 20% ниже уровня 2018 года. Рентабельный уровень производства в 8,5 тыс. руб. за тонну компания планирует достичь в 2021 году.
Повышение эффективности освоения «трудной» нефти было достигнуто благодаря развитию инновационных инструментов и внедрению новых подходов к разработке свиты. ВИНК привлекла научно-производственный коллектив для разработки технологий в деле освоения этого месторождения. Технологический центр «Бажен», который является дочерней компанией «Газпром нефти», совершенствует технологию ГРП, экспериментируя с составом и объемом жидкостей гидроразрыва, скоростью закачки и количеством стадий. Тестирование новых подходов к освоению бажена ведется на Пальяновской площади Красноленинского месторождения в Ханты-Мансийском автономном округе.
Подробнее на сайте «ЦДУ ТЭК»
