Щуров Игорь Вячеславович
Генеральный директор ДТЭК Нефтегаз
Гафич Иван Петрович
Директор по разведке и перспективному развитию ДТЭК Нефтегаз
По материалам доклада на ІІ Киевской конференции Ньюфолк НКЦ по современным методам бурения и увеличения добычи нефти и газа «Бурение. Интенсификация. Экология и охрана труда»)
Украина сегодня, как никогда, требует взвешенных действий относительно наращивания ресурсного потенциала углеводородов (УВ) и добычи нефти и газа для обеспечения собственных потребностей и укрепления энергонезависимости государства.
Положительные изменения законодательной базы недропользования и инвестиционного климата последних лет привели к остановке падения и постепенному увеличению добычи природного газа. Наибольшее распространение получили мероприятия «быстрого успеха» - работа с действующим фондом скважин: гидроразрывы пластов (ГРП) и интенсификация, капитальные ремонтные и восстановительные работы в скважинах. Однако эффект этих мероприятий наблюдается, в основном, только в краткосрочной перспективе.
Более медленными темпами продвигаются работы по бурению новых скважин, приросту запасов и наращиванию добычи УВ на новых перспективных участках. Несмотря на то что результаты геологоразведочных работ (ГРР) и поискового бурения на новых перспективных объектах позволили бы существенно нарастить запасы УВ и объемы добычи газа, они требуют времени (в среднем, 5-7 лет) и значительных инвестиций в условиях высокого риска капитала. Последнему сегодня не содействует ни регуляторная среда, ни существующий инвестиционный климат.
Новые «трендовые» направления, такие как shale gas, не получили широкого распространения в Украине. Если не касаться экологических вопросов, главными препятствиями для их реализации игроками международного уровня стали нестабильная политическая среда и связанные с ним риски капитала. Для украинских компаний, кроме прочего, это и значительные объемы необходимых инвестиций, отсутствие технологий и опыта работ. Существенное наращивание добычи, вероятно, может быть достигнуто из объектов типа tight gas, поскольку такого рода объекты существуют на большинстве действующих месторождений и с ними связаны значительные неразработанные запасы газа. Вместе с тем, такая работа требует времени, средств, соответствующих технологий и умения их применять в конкретных геологических условиях.
Таким образом, если продолжать двигаться экстенсивным путем развития, мы обречены постоянно догонять наши государственные задачи в попытке стать энергетически независимыми и покрывать потребности в нефти и газе собственной добычей. Несмотря на все попытки отечественных добывающих и сервисных компаний перейти к интенсивному типу развития, нефтегазовый бизнес продолжает развиваться преимущественно экстенсивным путем. Такой подход не соответствует требованиям времени и не обеспечивает быстрого увеличения темпов добычи УВ. Интенсивный путь развития, в первую очередь, предусматривает широкое использование более эффективных и совершенных факторов производства: современной техники, передовых технологий, достижений науки, соответствующей организации производства и повышения профессионального уровня специалистов.
Существуют ли предпосылки наращивания добычи УВ в Украине? Несомненно, поскольку Украина владеет существенным ресурсным потенциалом и запасами нефти и газа (табл. 1). Однако добыча газа в последние десятилетия резко понизилась и не превышает 18-19 млрд м3 газа в год с перспективой увеличения к 2020 г. до 24-25 млрд м3, а темпы извлечения разведанных запасов значительно ниже, чем в других европейских странах (табл. 2). Стоит вопрос, как обеспечить быстрое и устойчивое увеличение добычи углеводородов и, в первую очередь, природного газа. Одним из таких путей является рациональное освоение ресурсного потенциала действующих месторождений. Примером может служить освоение нефтегазовых активов ДТЭК Нефтегаз.
ДТЭК Нефтегаз разрабатывает два месторождения в Полтавской области. Мачухское газоконденсатное месторождение - уникальное по своей сложности месторождение в Украине. Оно характеризуется большими глубинами, сверхвысокими пластовыми давлениями и температурами. Это трещинный коллектор. Поисково-разведочное бурение на этом месторождении началось в 80-х годах, но тогда ни одну скважину из пяти пробуренных не удалось ввести в эксплуатацию. Семиренковское месторождение – это традиционный терригенный коллектор. Однако при проведении буровых работ стало очевидно, что Семиренки намного сложнее, чем ранее предполагали геологи. При бурении новых скважин водоносные участки были выявлены в центре месторождения, пластовые залежи превращались в линзовидные объекты. ДТЭК Нефтегаз выработал комплексный подход к освоению ресурсного потенциала этих месторождений с привлечением новых технологий в геологии, бурении, разработке месторождений, оптимизации работы скважинного фонда и интенсификации добычи, в инфраструктурных проектах и внедрении IT-технологий во все сферы производственной деятельности (Рис.1).
На первом этапе было выполнено детальное геологическое изучение объектов. Оно включало широкоазимутальную сейсморазведку, которую специально проектировали, исходя из геологии объектов, особенностей строения залежей УВ, из понимания тех задач, которые было необходимо решить для эффективного освоения резервуаров (Рис.2).
Для дальнейшего освоения запасов и ресурсного потенциала УВ действующих месторождений потребовались новые подходы к моделированию их геологического строения и процессов разработки. А именно, создание постоянно действующих геолого-технологических моделей (ПДГТМ) месторождений с интерактивными базами данных, которые формируются в режиме реального времени по алгоритму пласт-скважина-месторождение-объекты наземной инфраструктуры-трубопровод. Применение этого подхода позволило оптимизировать процессы дренирования запасов залежей УВ, работу скважинного фонда и нарастить объемы добычи газа без бурения дополнительных скважин. Модели месторождений стали инструментом принятия управленческих решений относительно бурения, оптимизации добычи, инфраструктурных объектов.
Особенно важным для украинских газодобывающих компаний сегодня является наращивание ресурсного потенциала. Прирост запасов – это основа будущего развития, без которой тяжело удерживать достигнутые темпы добычи и увеличивать их. В Украине на данный момент ограничено количество лицензионных участков, увеличивается доля трудноизвлекаемых запасов. Поэтому важно искать новые перспективные объекты. Новые технологии геологоразведки, использованные на Мачухском месторождении ДТЭК Нефтегаз, позволили выделить ряд нетрадиционных объектов поиска: русла рек, прибрежные и авандельтовые песчаные тела (Рис.4). Часть из них подтверждена разведочными скважинами, которыми вскрыты их краевые части. Это достаточно большие ресурсы для небольшого лицензионного участка площадью 18 км2. Доразведка Семиренковского месторождения показала, что вокруг него есть перспективные зоны, связанные с глубокозалегающими горизонтами карбона и девона, а также ряд новых объектов стратиграфического и литолого-фациального характера в окраинных частях месторождения. Это сложные объекты, которые очень тяжело идентифицируются геологоразведочными работами. Учитывая большие глубины их залегания, риски поисково-разведочного бурения остаются высокими. Однако вероятностные оценки ресурсного потенциала таких объектов превышают 20 млрд. м3 газа. Поэтому перед ДТЭК Нефтегаз стоит задача повышать достоверность прогнозов и геологических моделей перспективных объектов, используя комплексный подход к их изучению и новые технологии обработки геолого-геофизической информации.
Более двух лет назад ДТЭК Нефтегаз пробурил и ввел в эксплуатацию самую глубокую продуктивную скважину в Европе – скважину №17 Семиренковского месторождения, из которой был получен промышленный приток газа на глубине 6750 м. Ранее многие специалисты утверждали, что на такой глубине не может быть коллектора. Однако сейчас, по мнению ученых, на таких глубинах сосредоточена половина ресурсного потенциала основного добывающего региона страны (Рис.5). В результате комплексных геолого-геофизических исследований, которые включали широкоазимутальную трехмерную сейсморазведку, отбор и исследования керна, промышленно-геофизические работы и анализ данных глубокого бурения, только этой скважиной были нарощены более 2 млрд м3 запасов и более 4 млрд м3 газа категории С2. Исходя из полученных результатов и анализа других аналогичных объектов, речь может идти об открытии под действующими месторождениями в приосевой части Днепровско-Донецкой впадины новых залежей УВ с экономически рентабельными для освоения запасами газа, соизмеримыми по объемам с основными объектами эксплуатации, как это имеет место в других нефтегазовых регионах мира. Таким образом, бурение глубоких скважин также позволяет нарастить ресурсный потенциал месторождений.
К исследованиям и разработке производственных программ для ДТЭК Нефтегаз были привлечены как украинские, так и зарубежные научные учреждения, частные эксперты, организации мирового уровня, которые имеют опыт работы с такого рода объектами. Например, учитывая большие глубины (5,5 – 6,5 км) и вторичную природу коллекторов, важной становится задача изучения пустотного пространства и зон разуплотнения пород в качестве резервуаров скоплений природного газа. В отечественных лабораториях и зарубежных исследовательских центрах проводятся комплексные исследования пустотного пространства трещинно-поровых коллекторов по керну (компьютерная томография, исследования фильтрационных свойств и путей движения пластовых флюидов в условиях, приближенных к пластовым с моделированием горных давлений). Для прогноза систем трещин и их азимутального развития использованы, наряду с традиционными, современные технологии анализа анизотропии породных массивов (RS-360, 5D, DWM). Проведены специальные высокотехнологичные исследования разрезов скважин (FMI, CXD, MPD и др).
На Мачухском месторождении было важно понять особенности блокового строения резервуара и проводимости разломов, развитие трещин в карбонатном массиве, поскольку дебит скважин формируют, главным образом, трещиноватые интервалы. Для решения этой задачи была создана и реализована программа ГРР, скважинных исследований, обработки геолого-геофизических данных и интеграции результатов, к которой удалось привлечь высокотехнологические компании из Великобритании, Канады и США, украинские и европейские научно-исследовательские институты и организации. В результате получены прогнозы анизотропии свойств породного массива, систем развития в них трещин и их азимутального распределения, то есть спрогнозированы каналы, по которым движутся пластовые флюиды. Это позволило сократить объемы бурения и оптимизировать местоположение скважин.
Реализация программ геолого-разведочных работ и поискового бурения требует значительных инвестиционных затрат. Оптимизация буровых программ и процессов освоения месторождений позволяет сократить объемы инвестиций, а часть освободившихся средств направить на внедрение новых технологий и геологоразведку. Так, применение такого комплексного подхода позволило оптимизировать программу освоения Мачухского месторождения, сократив объемы бурения с 8 до 4 скважин глубиной 6000 м, сохранив при этом темпы и объемы добычи газа. Это позволило сократить объемы инвестиций в разработку месторождения, которые оцениваются приблизительно в 80 млн дол. США.
Оптимизация программы бурения, строительства и работы наземных инфраструктурных объектов Семиренковского месторождения также позволили на треть сократить инвестиции в разработку месторождения. По результатам оптимизации для эффективного и экономически рентабельного извлечения запасов месторождения, достаточно 25 скважин вместо 41, как проектировалось ранее. При этом использование технологий параметров пласта в комплексе с новыми подходами к технологии бурения, обустройства забоев скважин и их освоения, позволили существенно (на 30-40%) повысить их средний дебит.
Применение вышеупомянутых подходов к рациональному использованию недр позволило компании за 3 года производственной деятельности в 3 раза увеличить объемы годовой добычи с больших глубин, достигнув уровня добычи в 1,655 млрд м3 газа и около 55 тыс. тонн конденсата в 2017 году, открыть и разведать ряд новых перспективных объектов, ресурсный потенциал которых оценивается в 17 млрд м3 газа. По результатам ГРР и поисково-разведочного бурения нарощено 3 млрд м3 запасов газа, а ресурсный потенциал действующих объектов увеличен в 2,4 раза.
Достигнутые темпы разработки основных объектов эксплуатации составляют 10-16% от их текущих запасов и будут увеличены после завершения программы бурения в 2018-2019 гг. девяти новых скважин глубинами 5,5-6,2 км уровня 16-19%. При этом стоит отметить, что для газодобывающей отрасли государства в целом этот показатель не превышает 5-10%.
Опыт ДТЭК Нефтегаз свидетельствует о том, что в Украине существует значительный ресурсный потенциал на отдельных действующих объектах нефтегазодобычи, рациональный подход к выявлению и освоению которого, в совокупности с современными технологиями разведки и разработки, позволит в краткосрочной перспективе повысить объемы добычи газа и нефти, нарастить запасы без существенного увеличения инвестиционных затрат в сравнении с традиционными методами геолого-разведочной и добывающей деятельности.
Компания ДТЭК Нефтегаз открыта для сотрудничества, обмена результатами применения современных технологий на объектах, по которым у нас накоплены необходимая экспертиза и опыт.
Литература
1. Лукин А.Е. Углеводородный потенциал больших глубин и перспективы его освоения в Украине. «Геофизический журнал», 2014, том. 36, С. 3 – 23.
2. https://www.geoilandgas.com/our-voice/21st-century-innovation-requires-new-approach
3. https://economics.unian.ua/industry/2358458-ukrajina-volodie-velicheznimi-resursami-gazu-ekspert-nazvav-tsifru-v-mayje-6-trilyoniv-kubiv.html
4. https://economics.unian.ua/energetics/2343367-rozvidanih-zapasiv-gazu-v-ukrajini-vistachit-na-22-roki-vidobutku.html
