Щуров Ігор В’ячеславович
Генеральний директор ДТЕК «Нафтогаз»
Гафич Іван Петрович
Директор з розвідки і перспективного розвитку ДТЕК «Нафтогаз»
За матеріалами доповіді на ІІ Київській конференції з сучасних методів буріння і збільшення видобутку нафти і газу «Буріння. Інтенсифікація. Екологія та охорона праці»)
Україна сьогодні, як ніколи, потребує виважених дій щодо нарощування ресурсного потенціалу вуглеводнів (ВВ) і видобутку нафти й газу для забезпечення власних потреб і зміцнення енергонезалежності держави.
Позитивні зміни законодавчої бази надрокористування та інвестиційного клімату останніх років призвели до зупинки падіння і поступового збільшення видобутку природного газу. Найбільшого поширення набули заходи «швидкого успіху» - робота з діючим фондом свердловин: гідророзриви пластів (ГРП) та інтенсифікація, капітальні ремонтні та відновлювальні роботи у свердловинах. Однак ефект цих заходів спостерігається переважно в короткостроковій перспективі.
Повільнішими темпами просуваються роботи з буріння нових свердловин, приросту запасів і нарощування видобутку ВВ на нових перспективних ділянках. Незважаючи на те що результати геологорозвідувальних робіт (ГРР) і пошукового буріння на нових перспективних об’єктах дозволили б істотно наростити запаси ВВ і обсяги видобутку газу, вони вимагають часу (у середньому 5-7 років) і значних інвестицій в умовах високого ризику капіталу. Останньому сьогодні не сприяє ні регуляторне середовище, ні інвестиційний клімат, що існує.
Нові «трендові» напрями, такі як shale gas, не набули поширення в Україні. Якщо не торкатися екологічних питань, головними перешкодами для їх реалізації гравцями міжнародного рівня стали нестабільне політичне середовище і пов’язані з ним ризики капіталу. Для українських компаній, крім іншого, це і значні обсяги необхідних інвестицій, відсутність технологій і досвіду робіт. Істотного нарощування видобутку, імовірно, може бути досягнуто з об’єктів типу tight gas, оскільки такого роду об’єкти існують на більшості діючих родовищ і з ними пов’язані значні нерозроблені запаси газу. Разом з тим така робота вимагає часу, коштів, відповідних технологій та вміння їх застосовувати в конкретних геологічних умовах.
Таким чином, якщо продовжувати рухатися екстенсивним шляхом розвитку, ми приречені постійно надолужувати наші державні завдання, намагаючись стати енергетично незалежними і покривати потреби в нафті й газі власним видобутком. Незважаючи на всі спроби вітчизняних видобувних і сервісних компаній перейти до інтенсивного типу розвитку, нафтогазовий бізнес продовжує розвиватися переважно екстенсивним шляхом. Такий підхід не відповідає вимогам часу і не забезпечує швидкого збільшення темпів видобутку ВВ. Інтенсивний шлях розвитку, в першу чергу, передбачає широке використання більш ефективних і досконалих факторів виробництва: сучасної техніки, передових технологій, досягнень науки, відповідної організації виробництва і підвищення професійного рівня фахівців.
Чи існують передумови нарощування видобутку ВВ в Україні? Безсумнівно, оскільки Україна має істотний ресурсний потенціал і запаси нафти й газу (табл. 1). Однак видобуток газу в останні десятиліття різко знизився і не перевищує 18-19 млрд м3 газу на рік із перспективою збільшення до 2020 р. до 24-25 млрд м3, а темпи добування розвіданих запасів є значно нижчими, ніж в інших європейських країнах (табл. 2). Стоїть питання про те, як забезпечити швидке і стійке збільшення видобутку ВВ, передусім природного газу. Одним із таких шляхів є раціональне освоєння ресурсного потенціалу діючих родовищ. Прикладом може бути освоєння нафтогазових активів ДТЕК «Нафтогаз».
ДТЕК «Нафтогаз» розробляє два родовища в Полтавській області. Мачуське газоконденсатне родовище - унікальне за своєю складністю родовище в Україні. Воно характеризується великими глибинами, надвисокими пластовими тисками і температурами. Це тріщинний колектор. Пошуково-розвідувальне буріння на цьому родовищі почалося у 80-х роках, але тоді жодну свердловину з п’яти пробурених не вдалося ввести в експлуатацію. Семиренківське родовище - це традиційний порово-тріщинний колектор. Однак при проведенні бурових робіт стало очевидно, що Семиренки набагато складніші, ніж раніше припускали геологи. При бурінні нових свердловин водоносні ділянки були виявлені в центрі родовища, пластові поклади перетворювалися на лінзоподібні об’єкти. ДТЕК «Нафтогаз» виробив комплексний підхід до освоєння ресурсного потенціалу цих родовищ із залученням нових технологій у геології, бурінні, розробці родовищ, оптимізації роботи свердловинного фонду й інтенсифікації видобутку, в інфраструктурних проектах і впровадженні IT-технологій у всі сфери виробничої діяльності (рис. 1).
На першому етапі було виконано детальне геологічне вивчення об’єктів. Воно включало широкоазимутальну сейсморозвідку, яку спеціально проектували виходячи з геології об’єктів, особливостей будови покладів ВВ, з розуміння тих завдань, які було необхідно вирішити для ефективного освоєння резервуарів (рис. 2).
Для подальшого освоєння запасів і ресурсного потенціалу ВВ діючих родовищ потрібні були нові підходи до моделювання їх геологічної будови та процесів розробки, а саме створення постійно діючих геолого-технологічних моделей (ПДГТМ) родовищ з інтерактивними базами даних, які формуються в режимі реального часу за алгоритмом «пласт – свердловина – родовище - об’єкти наземної інфраструктури – трубопровід». Застосування цього підходу дозволило оптимізувати процеси дренування запасів покладів ВВ, роботу свердловинного фонду і наростити обсяги видобутку газу без буріння додаткових свердловин. Моделі родовищ стали інструментом прийняття управлінських рішень щодо буріння, оптимізації видобутку, інфраструктурних об’єктів.
Особливо важливим для українських газодобувних компаній сьогодні є нарощування ресурсного потенціалу. Приріст запасів - це основа майбутнього розвитку, без якої важко утримувати досягнуті темпи видобутку та збільшувати їх. В Україні на цей момент обмежено кількість ліцензійних ділянок, збільшується частка важковидобувних запасів. Тому важливо шукати нові перспективні об’єкти. Нові технології геологорозвідки, використані на Мачуському родовищі ДТЕК «Нафтогаз», дозволили виділити низку нетрадиційних об’єктів пошуку: русла річок, прибережні й авандельтові піщані тіла (рис. 4). Частина з них підтверджена розвідувальними свердловинами, якими розкриті їх крайові частини. Це досить великі ресурси для невеликої ліцензійної ділянки площею 18 км2. Дорозвідка Семиренківського родовища показала, що навколо нього є перспективні зони, пов’язані з горизонтами карбону й девону, які глибоко залягають, а також низка нових об’єктів стратиграфічного і літолого-фаціального характеру в окраїнних частинах родовища. Це складні об’єкти, які дуже важко ідентифікуються під час геологорозвідувальних робіт. З огляду на великі глибини їх залягання, ризики пошуково-розвідувального буріння залишаються високими. Однак імовірні оцінки ресурсного потенціалу таких об’єктів перевищують 20 млрд. м3 газу. Тому перед ДТЕК «Нафтогаз» стоїть завдання підвищувати достовірність прогнозів і геологічних моделей перспективних об’єктів, використовуючи комплексний підхід до їх вивчення та нові технології обробки геолого-геофізичної інформації.
Більше трьох років тому ДТЕК «Нафтогаз» пробурив і ввів в експлуатацію найглибшу продуктивну свердловину в Європі - свердловину №17 Семиренківського родовища, із якої було отримано промисловий приплив газу на глибині 6750 м. Раніше багато фахівців стверджували, що на такій глибині не може бути колектору. Однак зараз, на думку вчених, на таких глибинах зосереджена половина ресурсного потенціалу основного видобувного регіону країни (рис. 5). У результаті комплексних геолого-геофізичних досліджень, які включали широкоазимутальну тривимірну сейсморозвідку, відбір і дослідження керна, промислово-геофізичні роботи й аналіз даних глибокого буріння, тільки цієї свердловиною було нарощено понад 2 млрд м3 запасів і понад 4 млрд м3 газу категорії С2. Виходячи з отриманих результатів і аналізу інших аналогічних об’єктів, мова може йти про відкриття в приосевої частини Дніпровсько-Донецької западини нових покладів УВ під діючими родовищами з економічно рентабельними для освоєння запасами газу, порівнянними за обсягами з основними об’єктами експлуатації, як це відбувається в інших нафтогазових регіонах світу. Таким чином, буріння глибоких свердловин також дозволяє наростити ресурсний потенціал родовищ.
До досліджень і розробки виробничих програм для ДТЕК «Нафтогаз» були залучені як українські, так і зарубіжні наукові установи, приватні експерти, організації світового рівня, які мають досвід роботи з такого роду об’єктами. Наприклад, з огляду на великі глибини (5,5 - 6,5 км) і вторинну природу колекторів важливим стає завдання вивчення пустотного простору і зон розущільнення порід як резервуарів скупчень природного газу. У вітчизняних лабораторіях і зарубіжних дослідницьких центрах проводяться комплексні дослідження пустотного простору тріщинно-порових колекторів по керну (комп’ютерна томографія, дослідження фільтраційних властивостей і шляхів руху пластових флюїдів в умовах, наближених до пластових, із моделюванням гірських тисків). Для прогнозу систем тріщин та їх азимутального розвитку використані поряд із традиційними сучасні технології аналізу анізотропії породних масивів (RS-360, 5D, DWM). Проведено спеціальні високотехнологічні дослідження розрізів свердловин (FMI, CXD, MPD тощо).
На Мачуському родовищі було важливо зрозуміти особливості блокової будови резервуара і провідності розломів, розвиток тріщин у карбонатному масиві, оскільки дебіт свердловин формують переважно тріщинуваті інтервали. Для розв’язання цього завдання була створена й реалізована програма ГРР, свердловинних досліджень, обробки геолого-геофізичних даних та інтеграції результатів, до якої вдалося залучити високотехнологічні компанії з Великої Британії, Канади і США, українські та європейські науково-дослідні інститути й організації. У результаті були отримані прогнози анізотропії властивостей породного масиву, систем розвитку в них тріщин і їх азимутального розподілу, тобто спрогнозовані канали, якими рухаються пластові флюїди. Це дозволило скоротити обсяги буріння й оптимізувати розташування свердловин.
Реалізація програм геолого-розвідувальних робіт і пошукового буріння вимагає значних інвестиційних витрат. Оптимізація бурових програм і процесів освоєння родовищ дозволяє скоротити обсяги інвестицій, а частину коштів, що звільнилися, направити на впровадження нових технологій і геологорозвідку. Так, застосування такого комплексного підходу дозволило оптимізувати програму освоєння Мачуського родовища, скоротивши обсяги буріння з 8 до 4 свердловин глибиною 6000 м, зберігши при цьому темпи й обсяги видобутку газу. Це дозволило скоротити обсяги інвестицій в розробку родовища, які оцінюються приблизно у 80 млн доларів США.
Оптимізація програми буріння, будівництва і роботи наземних інфраструктурних об’єктів Семиренківського родовища також дозволили на третину скоротити інвестиції в розробку родовища. За результатами оптимізації для ефективного й економічно рентабельного добування запасів родовища досить 25 свердловин замість 41, як проектувалося раніше. При цьому використання технологій параметрів пласта в комплексі з новими підходами до технології буріння, облаштування вибоїв свердловин і їх освоєння дозволили істотно (на 30-40%) підвищити їх середній дебіт.
Застосування вищезазначених підходів до раціонального використання надр дозволило компанії за 3 роки виробничої діяльності втричі збільшити обсяги річного видобутку з великих глибин, досягнувши рівня видобутку в 1,655 млрд м3 газу і близько 55 тис. тон конденсату в 2017 році, відкрити і розвідати низку нових перспективних об’єктів, ресурсний потенціал яких оцінюється в 17 млрд м3 газу. За результатами ГРР і пошуково-розвідувального буріння нарощено 3 млрд м3 запасів газу, а ресурсний потенціал діючих об’єктів збільшений в 2,4 рази.
Досягнуті темпи розробки основних об’єктів експлуатації складають 10-16% від їх поточних запасів і будуть збільшені після завершення програми буріння в 2018-2019 рр. дев’яти нових свердловин глибинами 5,5-6,2 км рівня 16-19%. При цьому варто зазначити, що для газодобувної галузі держави в цілому цей показник не перевищує 5-10%.
Досвід ДТЕК «Нафтогаз» свідчить про те, що в Україні існує значний ресурсний потенціал на окремих діючих об’єктах нафтогазовидобутку, раціональний підхід до виявлення і освоєння якого разом із сучасними технологіями розвідки і розробки дозволить в короткостроковій перспективі підвищити обсяги видобутку газу і нафти, наростити запаси без істотного збільшення інвестиційних витрат у порівнянні з традиційними методами геолого-розвідувальної та видобувної діяльності.
Компанія ДТЕК «Нафтогаз» відкрита для співпраці, обміну результатами застосування сучасних технологій на об’єктах, за якими в нас накопичені необхідна експертиза і досвід.
ЛІТЕРАТУРА
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
