Нефтяная оторочка
НЕФТЯНАЯ ОТОРОЧКА (а. oil fringe; н. Erdolsaum; ф. lisiere de petrole, anneau d’huile; и. margen de petroleo, parte petrolero en yacimientos de gas у соndensado) — нефтяная часть газонефтяной или газоконденсатно-нефтяной залежи, размеры и геологические запасы которой намного меньше газовой (газоконденсатной) части двухфазной залежи. В зависимости от размеров нефтяные оторочки разделяют на промышленные и непромышленные. По условиям залегания относительно газовой части залежи выделяют подстилающие и окаймляющие нефтяные оторочки.
Нефтяные оторочки газоконденсатных залежей могут иметь разное происхождение. Конденсационные нефтяные оторочки формируются в пластовых условиях за счёт ретроградной конденсации из сжатых газов значительной части растворённых жидких углеводородов; обычно отличаются низкой плотностью нефти (800-830 кг/м 3 ), высоким выходом бензинокеросиновых фракций (до 90%), небольшой концентрацией смол (до 2%) и твёрдых н-алканов (большей частью до 2%). Остаточные нефтяные оторочки образуются в результате обратного испарения определённого количества бензинокеросиновых и масляных компонентов нефтей: имеют повышенные значения плотности (до 880-900 кг/м 3 ), содержания смолистых веществ (свыше 10-15%), твёрдых углеводородов (до 12-15%); выход бензиновых фракций до 15%. Нефтяные оторочки смешанного генезиса образуются в газоконденсатно-нефтяных залежах в результате частичной конденсации из газовой части дополнительного количества жидких углеводородов. Вопрос о критериях диагностики генетического типа нефтяной оторочки газоконденсатных залежей остаётся дискуссионным.
Залежи с нефтяной оторочкой разрабатываются как газовые (газоконденсатные) залежи, если оторочка имеет непромышленное значение; как газо (газоконденсатно)-нефтяные — в случае её оценки в качестве промышленной.
Нефтяные оторочки что это
Нефтесервис и геологоразведка
Проект «Нефтяные оторочки»
Песцовое и Ен-Яхинское месторождения
Разработку нефтяных оторочек Песцового и Ен-Яхинского месторождений «Газпром нефть» будет ведет совместно с «Газпромом». Операторский договор на освоение этих участков компания «Газпромнефть-Развитие» заключила в августе 2017 года. В конце января 2018 от «Газпрома» было получено право на разработку конденсатных залежей Валанжинских отложений Песцового месторождения.
Главная особенность проекта заключается в том, что кроме нефти добывать здесь будут природный газ из газовых шапок оторочек и газовый конденсат из небольших конденсатных залежей. До недавнего времени эти запасы не пользовались большим спросом у российских нефтяников, однако развитие технологий добычи сделало подобные активы привлекательными.
Сейчас на Песцовом и Ен-Яхинском месторождении идут опытно-промышленные работы, которые позволят оценить потенциал нефтяных оторочек. Для инфраструктуры проекта планируется использовать максимально легкие мобильные модульные решения, а также имеющиеся промышленные объекты: существующие автодороги, энергоцентры, жилые вахтовые комплексы. Это позволит проекту минимизировать капитальные затраты и повысить рентабельность. В дальнейшем модульные конструкции могут быть использованы при разработке других месторождений.
Разработку нефтяных оторочек Песцового и Ен-Яхинского компания планирует начать в 2021 году.
Результаты изучения и примеры реализации проектов разработки месторождений с нефтяными оторочками компании «Газпром нефть»
С.В. Ковальчук, Е.В. Полушина, Е.А. Горенкова
Научно-Технический Центр «Газпром нефти» (ООО «Газпромнефть НТЦ»)
Ключевые слова: трудноизвлекаемые запасы, нефтяная оторочка
Нефтяные оторочки содержат трудноизвлекаемые запасы, однако являются перспективными объектами разработки. Существует ряд факторов, которые затрудняют применение традиционных методов, в связи с чем возникла необходимость рассмотреть новые технологические решения, которые позволят вовлечь в эксплуатацию сложные запасы подгазовых залежей.
Представлен опыт реализуемых в компании ООО «Газпромнефть-НТЦ» проектов развития активов нефтегазоконденсатных месторождений с нефтяными оторочками. Рассмотрены ключевые особенности геологического строения и параметров разработки, выявлены основные проблемы и пути их решения, а также представлены полученные результаты. Все изучаемые объекты: Заполярное, Восточно-Мессояхское, Чаяндинское, Новопортовское, Ен-Яхинское, Песцовое, Уренгойское месторождения, — характеризуются сложным геологическим строением, вторичными преобразованиями коллекторов, расположением в регионах со слабо развитой инфраструктурой.
Применен подход поиска зон улучшенных коллекторов, рассмотрены методики определения оптимальных параметров системы разработки, в ходе реализации проектов получен опыт бурения многозабойных горизонтальных скважин для разработки нефтяных оторочек. Приведены основные выводы и рекомендации, которые в дальнейшем могут применяться на подобных объектах.
Results of studying and realization examples of oil rims fields development in the Gazpromneft company
PRONEFT». Professional’no o nefti, 2019, no. 1(11), pp. 12-17
S.V. Kovalchuk, Е.V. Polushina, Е.А. Gorenkova
Gazpromneft NTC LLC, RF, Saint-Petersburg
Keywords: hard-to-recover reserves, oil rim
Oil rims refer to hard-to-recover oil reserves, but at the same time these objects are perspective for development. There are a lot of factors which make traditional methods of development difficult to use. In this regard, there is a need to consider new solutions which will allow to involve hard-to-recover reserves oil rims reserves in development. This article contains the experience of oil rims field development planning in the Gazpromneft Scientific and Technical Center. Key features of field geology and field development plans are considered in the article. Main issues and solution are also revealed. All studied fields (Zapolyarnoye, Vostochno-Messoyakhskoye, Chayandinskoye, Novoportovskoye, Han-Yakhinskoye, Pestsovoye, Urengoskoye fields) are characterized by a complex geology, secondary transformations of reservoir and arrangement in regions with poorly developed infrastructure. Approaches of searching high-quality reservoir zones is applied within fields study. Methods of field development parameters optimization are considered in the article as well as experience of drilling of branched-hole horizontal wells. Recommendations for similar oil rims reservoir development are provided by authors.
ВВЕДЕНИЕ
В настоящее время в ресурсной базе «Газпром нефти» увеличивается доля запасов, приходящаяся на многокомпонентные залежи, содержащие нефть и газ. Поэтому одной из приоритетных задач стратегического развития компании является программа реализации проектов разработки подгазовых залежей. Нефтяная оторочка – это часть нефтегазовой или нефтегазоконденсатной залежи, в которой газ занимает существенно больший объем, чем нефть. Запасы нефтяных пластов с газовой шапкой относятся к трудноизвлекаемым, но в то же время такие объекты перспективны для разработки.
Вовлечение в разработку нефтяных оторочек позволяет существенно увеличить добычу нефти в компании. Суммарные извлекаемые запасы нефти и конденсата в подгазовых залежах «Газпром нефти» превышают 500 млн т [1]. Месторождения с нефтяными оторочками характеризуются сложным геологическим строением, вторичными преобразованиями коллекторов. Они расположены в регионах со слабо развитой инфраструктурой и суровыми климатическими условиями (рис. 1). Данные факторы затрудняют применение традиционных методов разработки таких месторождений, в связи с чем возникла необходимость создания и внедрения новых технологий и подходов, которые позволяют получить максимальный экономический эффект. В настоящее время не существует конкретной методики изучения и определения оптимальных параметров системы разработки для подгазовых залежей. Каждый изучаемый объект (см. рис. 1) требует индивидуального подхода. Все проекты, реализуемые в «Газпром нефти», отличаются различной степенью геологической неопределенности изучаемых объектов и сложностью выполнения программ.
Рис. 1. Проекты с нефтяными оторочками ПАО «Газпром нефть»
ПРОБЛЕМЫ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ ОТОРОЧЕК
Ключевые проблемы разработки нефтяных оторочек связаны с геологическими, технологическими и экономическими аспектами.
К основным геологическим аспектам относятся:
Главным осложняющим фактором является геологическое строение объектов. Так, на Восточно-Мессояхском месторождении основные запасы сосредоточены в пластах, сформированных в речных и дельтовых условиях, что обусловливает высокую латеральную и вертикальную неоднородность [2]. В пределах пластов ПК1-3 Восточно-Мессояхского месторождения выделены три седиментологических циклита разного генезиса в рамках континентальной среды осадконакопления: русловый комплекс, дельтовая равнина и приливно-отливные отмели (рис. 2). Циклиты различаются фильтрационно-емкостными и динамическими свойствами. В каждом циклите выделяются зоны с улучшенными коллекторскими свойствами и низкопроницаемые отложения с высокой расчлененностью, вследствие чего пласты характеризуются высокой неоднородностью по проницаемости (0,05–2,5 мкм2). Основным фактором, влияющим на успешность бурения проектных скважин, является принадлежность к фациальной обстановке. Благодаря комплексному анализу сейсмических, седиментологических и петрофизических данных удалось спрогнозировать распространение фаций по площади пласта, что позволило успешно пробурить более 300 горизонтальных скважин (ГС). Для решения геологических задач, обусловленных неоднородностью коллектора, а также экономических проблем, связанных с отношением накопленной добычи к капитальным вложениям в строительство и эксплуатацию, на Восточно-Мессояхском нефтегазоконденсатном месторождении (НГКМ) применяется бурение ГС с удлиненными стволами (до 1800 м), многоствольных скважин и скважин со сложной конструкцией fishbone («рыбья кость»). Применение данных технологий позволяет уменьшить площадь кустовой площадки, увеличить время работы скважины до прорыва газа, достичь плановых показателей, вовлечь в разработку запасы краевых частей месторождения, увеличить площадь дренирования меньшим числом скважин.
Рис. 2. Возможная модель строения отложений пласта ПК1-3 Восточно-Мессояхского месторождения [3]
Другим немаловажным геологическим фактором является влияние вторичных процессов преобразования коллектора. Отличительная особенность коллектора пласта БТ10 на Заполярном месторождении – наличие в песчанике цеолитов. Интенсивность цеолитизации варьируется от низкой (10–20 ) до высокой (50 ), или цеолитизация полностью отсутствует. В рамках опытно-промышленных работ (ОПР) проведены исследования на керновом материале, которые выявили двукратное снижение проницаемости и гелеобразование при взаимодействии цеолитизированного песчаника с пресными жидкостями и растворами хлористого кальция, что также негативно влияет на разработку месторождения. Кроме того, цеолитизация коллектора влияет на значения электрического сопротивления, поэтому интерпретация насыщения по данным ГИС и определение граничных значений вызывали существенные трудности [4]. В связи с указанным специалистами компании «Газпром нефть» было принято решение использовать буровой раствор на углеводородной основе.
Заполярное месторождение относится к сложным объекта для изучения, этот проект дал возможность специалистам накопить уникальный опыт, тиражирование которого планируется на подобных месторождениях, где существует проблема цеолитизации коллектора, например, на Яро-Яхинском месторождении.
Влияние вторичных процессов преобразования коллекторов отмечено также на Чаяндинском месторождении. Его нефтяные оторочки являются одним из перспективных объектов для разработки в Восточной Сибири. Нефтяные залежи приурочены к ботуобинскому и хамакинскому горизонтам. Коллектор представлен среднезернистым песчаником, хорошо сортированным, характеризуется хорошими ФЕС. При детальном изучении литологического состава пласта были выявлены вторичные преобразования, к которым относятся засолонение и ангидритизация (рис. 3), значительно ухудшающие коллекторские свойства. На основании анализа палеотектоники и седиментационной модели пласта было принято решение выделить зону ухудшенных коллекторов.
Рис. 3. Вторичные преобразования коллектора Чаяндинского месторождения
Описанный подход к выделению зон с разными коллекторскими свойствами также применим к месторождениям, где отмечается неравномерное распределение ФЕС. Фациальные модели послужили основой для разделения проекта на этапы, в первую очередь разрабатываются выделенные зоны улучшенных коллекторов. Успешный опыт имеется на Самбургском месторождении.
Кроме геологических проблем, существует риск неподтверждения результатов испытаний разведочных скважин, которые были взяты за основу при построении геологической модели и оценки активов на начальном этапе. Так, на Заполярном месторождении проводились ОПР, включавшие бурение четырех ГС и семи пилотных стволов. Ни одна пробуренная скважина не подтвердила результаты проведенных испытаний разведочных скважин, что обусловило сокращение нефтенасыщенных толщин и послужило причиной пересмотра геологической модели. В связи с этим рекомендуется уточнение геологической информации на старте проекта и проведение повторного испытания пробуренных скважин.
Вовлечь в разработку трудноизвлекаемые запасы нефтяных оторочек и существенно повысить их рентабельность позволяет решение технологических проблем, к которым относятся:
Нефтяные оторочки являются одним из наиболее сложных объектов с точки зрения разработки. Массивные газовые шапки и подстилающая вода существенно осложняют освоение залежей и предъявляют более высокие требования к формированию оптимальной стратегии разработки.
ВыРаботка эффектиВной стРатегии РазРаботки местоРождения с нефтяными отоРочками
Выработка эффективной стратегии разработки месторождения с нефтяными оторочками – ключевая задача, стоящая перед инженерамиразработчиками Научно-Технического Центра «Газпром нефти». Она может быть выполнена только с использованием интегрированного подхода, охватывающего все аспекты развития актива.
Одним из первых месторождений, прошедших через сложную последовательную цепочку выработки оптимальных решений по развитию актива, является Новопортовское НГКМ.
В процессе многовариантных расчетов по выбору оптимальных параметров системы разработки месторождения были определены различные типы заканчивания скважин, систем разработки и режимов эксплуатации скважин. Принцип разделения месторождения на зоны позволил провести оптимизацию системы разработки индивидуально для каждого участка месторождения. Для пластов группы НП была принята рядная система разработки ГС длиной 10001500 м с поддержанием пластового давления путем обратной закачки пластовой воды. Для пласта Ю2-6 (рис. 4) выбрана система разработки ГС длиной 1000 м с проведением многостадийного гидроразрыва пласта.
Рис. 4. Геологический разрез пласта Ю2-6 Новопортовского месторождения
Однако опыт бурения скважин на Новопортовском НГКМ показывает динамику увеличения длины горизонтального участка ствола от 1000 до 1500-2000 м. Практически достигнув технологических пределов при бурении ГС на месторождении при длине горизонтального ствола до 2000 м, специалисты «Газпром нефти» выполнили качественный переход от одноствольных ГС к многоствольным.
Анализ эффективности бурения скважин показывает, что многозабойные скважины дают возможность вовлечь в разработку участки залежей меньшим числом скважин, что в свою очередь позволит снизить объем капитальных вложений, необходимых для разработки месторождения (рис. 5).
Рис. 5. Результаты повышения эффективности бурения
Опыт решения оптимизационных, технических и технологических задач на Новопортовском месторождении при выборе оптимальной стратегии разработки будет востребован при дальнейшем освоении новых месторождений во всех регионах нефтедобычи, где имеются месторождения с нефтяными оторочками.
ВЛИЯНИЕ ГАЗОВОЙ шАПКИ И ПОДСТИЛАющЕЙ ВОДЫ НА РАЗРАБОТКУ НЕФТЯНОЙ ОТОРОчКИ
Одним из основных факторов, оказывающих негативное воздействие на выработку запасов нефти нефтяных оторочек, является процесс добычи газа из газовой шапки залежи. К основным отрицательным процессам относятся следующие:
Разработка газовой шапки может быть как опережающей, так и одновременной с разработкой нефтяной оторочки, однако наиболее выраженное отрицательное влияние на конечный КИН нефтяной оторочки оказывает опережающая разработка газовой шапки.
На Заполярном НГКМ, где «Газпром нефть» ведет работы по изучению нефтяной оторочки, разработка газовых шапок началась в 2011 г., разработка нефтяной оторочки находится на стадии ОПР. Специалистами Научно-Технического Центра «Газпром нефти» были проведены расчеты по оценке степени текущей расформированности нефтяной залежи, которые позволяют определить потенциальные потери подвижной нефти вследствие опережающей разработки газовой шапки. Снизить отрицательный экономический эффект от расформирования нефтяных залежей возможно только за счет консервации либо сдвига начала разработки газовой шапки.
Описанный процесс расформирования очень важно учитывать при прогнозных расчетах показателей разработки с целью недопущения переоценки нефтеотдачи залежи. Для этого в подразделениях Научно-Технического Центра «Газпром нефти» все гидродинамические расчеты показателей разработки проводятся на единых гидродинамических моделях «газовая шапка + нефтяная оторочка», которые позволяют учесть негативное влияние на разработку нефтяной оторочки вовлечения в добычу газа на месторождении (рис. 6). С целью оптимизации расчетного времени единой полномасштабной гидродинамической модели газовой и нефтяной залежей специалистами компании отработана методика построения секторных моделей нефтяных оторочек с небольшими сегментами газовой части залежи, без создания моделей с записью перетоков за границы участка моделирования. Данный подход позволяет максимально снизить расчетное время при прогнозировании показателей разработки нефтяной оторочки, учесть негативное влияние разработки газовой шапки залежи и воспроизвести динамику расформирования нефтяной оторочки.
Рис. 6. Влияние отборов газа на выработку запасов нефтяной оторочки (расчет на гидродинамической модели)
Проблемы разработки нефтяных оторочек также связаны с возможностью прорыва газа и воды к добывающим скважинам при интенсивном отборе нефти. Для снижения рисков необходимы корректное задание свойств пластовых флюидов и достоверное воспроизведение переходной водонефтяной зоны.
Вследствие наличия высокой депрессии в процессе отбора проб в пробоотборники попадает разгазированный флюид, свойства которого существенно отличаются от свойств пластового флюида.
От правильного воспроизведения обводненности по разрезу нефтяной оторочки зависит корректность динамики конусообразования воды, следовательно, точность прогнозных показателей разработки месторождения в целом.
Описанные выше задачи могут быть успешно решены при помощи современных промыслово-геофизических методов исследования пластов – испытателей пластов на трубах. Успешный опыт применения данного метода на Заполярном, Новопортовском, Яро-Яхинском месторождениях позволяет рекомендовать его к применению на месторождениях с нефтяными оторочками.
Кроме того, использование испытателей пласта на трубах дает возможность точно определить уровни флюидальных контактов, что является одной из основных задач при разработке нефтяных оторочек в связи с небольшой толщиной пластов.
ВЫВОДЫ
Список литературы
Reference
Ссылка на статью в русскоязычных источниках:
The reference to this article in English is:
S.V. Kovalchuk, Е.V. Polushina, Е.А. Gorenkova, Results of studying and realization examples of oil rims fields development in the Gazpromneft company(In Russ.), PRONEFT». Professional’no o nefti, 2019, no. 1(11), pp. 12–17.
С.В. Ковальчук, Е.В. Полушина, Е.А. Горенкова
Научно-Технический Центр «Газпром нефти» (ООО «Газпромнефть НТЦ»)
Нефтяные оторочки составляют 15-20% добычи «Газпром нефти» и еще увеличат свой вклад
«Газпром» владеет огромным числом газовых месторождений, часть из которых содержит нефтяные оторочки — тонкую прослойку нефти между газовой шапкой и водоносным слоем. Право осваивать нефтеоторочки энергетический концерн много лет назад передал своей «дочке» — «Газпром нефти». Однако сложность освоения оторочек долгие годы делала добычу нефти из них неэффективной, и «Газпром нефть» не знала, как к ним подступиться.
Развитие технологий позволило «Газпром нефти» некоторое время назад найти способы освоения этих активов, уже по итогам 2018 года нефтяные оторочки составляют порядка 20% в общей добыче НК. О том, как компания перевела нефтеоторочки в разряд экономически рентабельных, о текущем их освоении и перспективах в интервью «Интерфаксу» рассказал глава дирекции по крупным проектам Блока разведки и добычи «Газпром нефти», генеральный директор «Газпромнефть-Развития» Денис Сугаипов.
— Проблема освоения нефтяных оторочек на месторождениях «Газпрома» существовала всегда, но раньше по значимости она была на втором или даже третьем месте. Как случилось, что сейчас это один из приоритетов «Газпром нефти»?
— Почти 10 лет назад, в самом начале процесса передачи нефтяных месторождений «Газпрома» в «Газпром нефть», в первый перечень вошли крупные проекты — Новый порт, Мессояха, Восточный участок Оренбургского месторождения, позже — Приразломное. Первые три по качеству запасов как раз относятся к категории нефтяных оторочек, сложнейших для освоения запасов. Поскольку каждый из этих активов имеет большие запасы, то их разработку отнесли к экономически рентабельным. Нам пришлось здесь с нуля построить всю инфраструктуру, но именно на Новом порту, Мессояхе и Оренбурге мы отработали основные технологии освоения нефтяных оторочек.
Вместе с тем, со временем многое изменилось как в макроэкономической ситуации, так и с налоговой составляющей нефтяной отрасли России. Ситуация с оторочками принципиально поменялась в тот период, когда были введены льготы по экспортной пошлине на нефть. Это совпало с запуском упомянутых выше крупных активов «Газпром нефти», стало понятно, что вторые фазы этих проектов тоже будут эффективными. И тогда перед нами встала новая задача, а что делать с более мелкими нефтеоторочками, которые находятся непосредственно на газовых месторождениях «Газпрома»?
Нефтяная оторочка не может быть отделена от основной газовой залежи, лицензия на нефтяную оторочку не может быть выделена в отдельную, ее нельзя продать или перевести. То есть лицензия всегда будет за «Газпромом», однако компетенций освоения нефтеоторочки больше у нефтяной компании. При этом экономически рентабельным ввод нефтяной оторочки становится только в случае, когда уже затрачены большие капвложения в газовую инфраструктуру. Потому что на оторочках много попутного нефтяного газа (ПНГ), через лет нефтяные скважины становятся газовыми, и ПНГ нужно не просто утилизировать, его нужно монетизировать.
При освоении нефтеоторочки синергия работы с «Газпромом» должна быть максимальной. За счет наличия готовой инфраструктуры основного акционера «Газпром нефть» получила стратегическое преимущество.
— Да, но и у них есть свои преимущества. Во второй группе месторождений и нефтяных оторочек, которые «Газпром» недавно передал «Газпром нефти» — Северо-Самбургское и Тазовское месторождения. Оба находятся по соседству с уже осваиваемыми активами, в обжитых регионах с имеющейся инфраструктурой. На сегодняшний день по этим двум проектам мы подошли к стадии принятия финального инвестиционного решения. Здесь будет бурение многозабойных горизонтальных скважин с общей протяженностью до 4 км. При чем на Тазовском придется обойтись без гидроразрыва пласта (ГРП), а на Северо-Самбургском, где частично ачимовские отложения — наоборот, с многостадийным ГРП.
Тазовское и Северо-Самбургское — очень сложные месторождения. Еще 10 лет назад их невозможно было разрабатывать по технологическим и экономическим причинам. Но сегодня наши расчеты показывают, что и там, и там может быть найден экономически рентабельный кейс с учетом новых видов горизонтального бурения и применения налога на добавленный доход (НДД). На оба проекта, а также на Новый Порт с этого года распространяется режим НДД.
— Какой вклад в общий объем добычи нефти компании вносят уже помянутые крупные проекты освоения нефтяных оторочек? И как может измениться этот вклад после введения новых оторочек?
— Де-факто нефтяные оторочки Нового порта, Оренбурга и Мессояхи уже сейчас составляют добычи «Газпром нефти». Повторюсь, что технологически они не менее сложные, чем все другие оторочки, просто объем их запасов намного больше, и это позволяет существенно сократить удельные затраты на инфраструктуру. На других оторочках запасы будут кратно меньше, поэтому ищем инновационные подходы временной инфраструктуры, чтобы снизить затраты.
Очередным этапом введения оторочек станут проекты Надым-Пур-Тазовской зоны: Тазовское, Ен-Яхинское, Песцовое, Западно-Таркосалинское месторождения, а также оторочки Оренбургского и Чаяндинского месторождений. В 2019 году «Газпром нефть» планирует направить на программу окончания опытно-промышленных работ и начало строительства указанных нефтяных оторочек порядка млрд рублей. В следующую трехлетку затраты компании на эти цели составят еще порядка 180 млрд рублей. Рассчитываем, что годы станут этапом запуска всех этих оторочек.
Что касается объемов добычи, то Ен-Яха, Песцовое и Северо-Самбург совместно дадут от 2 до 3 млн тонн нефти на пике, и до 6 млрд кубов газа. Если оценивать весь потенциальный объем, то только добыча на новых оторочках Надым-Пур-Таза в недалеком будущем может суммарно достичь млн тонн н.э. Это много. Плюс потенциал Чаянды и Оренбурга, а они пока находятся на более раннем этапе. На Оренбурге мы сейчас в стадии расконсервации, поэтому нет даже предварительных цифр, а на Чаянде на раннем этапе ждем млн тонн нефти.
— Вы много говорите о сложных запасах нефтяных оторочек и необходимости технологических решений для их освоения. Компания в основном использует собственные наработки? Или эти проекты продвинулись благодаря общему развитию нефтяной отрасли?
— Для примера: когда в 2013 году принималось инвестрешение по Новому Порту и по Мессояхе, в техсхеме закладывалась основная длина горизонтальной скважины в среднем 600 м. Сегодня средняя длина горизонтальной скважины по этим месторождениям 2 км. Причем мы начали бурить здесь фишбоны, разветвленные горизонтальные скважины с ГРП. И это на месторождениях в условиях Крайнего Севера.
Естественно, «Газпром нефть» не одна в отрасли движется в этом направлении, многие компании добились больших успехов. Однако во многом мы шли вперёд благодаря собственному опыту. Надо отдать должное нашему научно-технологическому центру, который управляет бурением на всех месторождениях компании и помогает справиться с самыми сложными скважинами. Применение цифровых, когнитивных методик, искусственного интеллекта сокращает ошибки во время бурения, максимально увеличивает проводку в пласте. Для нефтяных оторочек это особенно важно. Потому что оторочка очень тонкая, любой выход из нефтяной части пласта приводит к быстрому прорыву газа, и мы получаем газовую скважину вместо нефтяной.
Еще одним нововведением «Газпром нефти» можно назвать использование относительно недорогой мобильной инфраструктуры для подготовки нефти и газа. Это перевозной центр сбора и подготовки углеводородов. Так как нефтяные оторочки — это небольшие запасы, то строить большие пункты сбора нерентабельно. Мы перешли на стратегию использования мобильных установок, используем как имеющиеся на рынке — арендуем, так и закупаем собственные.
Обычно это установки до 1 млн тонн нефти в год. Они кратно снижают затраты на инфраструктуру, и что еще более важно — увеличивают скорость освоения нефтяных оторочек. Для понимания: строительные работы на Новом Порту начались в 2011 году, запуск в промышленную разработку состоялся в 2016 году. То есть мы потратили на него 5 лет, с Мессояхой примерно та же история. В случае со вторым этапом нефтяных оторочек мы хотим сократить этот срок с 5 до 3 лет. Мобильные установки дают такую возможность. Если бы мы не применили мобильный способ сбора нефти, то добычи нефти с новых нефтяных оторочек не было бы вообще.
— «Газпром нефть» недавно приняла долгосрочную стратегию до 2030 года. Какое место там занимают нефтяные оторочки?
— Сейчас у «Газпром нефти» есть общее стратегическое видение, в рамках которого список приоритетных проектов делится на три большие группы: освоение нефтяных оторочек, дальнейшее развитие Ямала (все, что севернее и южнее Нового Порта) и ачимовские отложения. Практически все проекты в ЯНАО. В перспективе мы планируем, что половина всей добычи компании «Газпром нефть» будет сосредоточена именно в этом регионе.
Нефтяные оторочки на наиболее продвинутом этапе. Вторая группа — ачимовские отложения. Яркими примерами ачимовки частично является Северо-Самбург, а также вторая фаза Тазовского и Ямбург. На Самбурге и Тазовском мы рассчитываем отработать стартовые действия, а вот Ямбург с его запасами, оценки которых разнятся от 1 до 3 млрд т. н. э., может стать новым вызовом для «Газпром нефти». Масштаб проекта очень большой, здесь можно добывать от 5 до 20 млн тонн нефти. По Ямбургу мы надеемся выбрать концепцию в этом году, предварительное инвестиционное решение принять в следующем году, финальное инвестрешение — это уже 2021 год.
В целом ачимовских отложений у «Газпром нефти» много, они есть и на Мессояхе, по всей Западной Сибири. Самое ценное для нас — северный кластер, запасы в ЯНАО, которые оцениваются в несколько миллиардов т. н.э. Если говорить о стратегии после 2023 года, то до 2030 года она будет во многом связана с освоением месторождений ачимовских отложений.
Третья группа новых проектов «Газпром нефти»- освоение Ямала, месторождений вокруг Нового порта, которые тоже имеют огромные запасы до 1 млрд т. н. э. Здесь у компании есть логистическое преимущество — терминал по отгрузке нефти, и мы приступаем к строительству газопровода. «Газпром нефть» первая зашла в этот регион, сложно будет кому-то конкурировать с ней.
Принимать решение — какой из новых проектов станет наиболее приоритетным — «Газпром нефти» придется уже через
— А почему вы не упоминаете ресурсы Восточной Сибири? Здесь «Газпром нефть» начинает работать на нефтяных оторочках Чаянды и реализует геологоразведочный проект Чона.
— Качество запасов, которые нам достались в Восточной Сибири, чрезвычайно сложное. Пока мы во многом связываем развитие «Газпром нефти» в Восточной Сибири с успехом освоения нефтяных оторочек Чаяндинского месторождения. Если удастся выйти там на достаточный уровень добычи нефти, то может возникнуть вариант создания кластера, связывающего Чону и Чаянду. И тогда возможно говорить о развитии «Газпром нефти» в Восточной Сибири.
По-прежнему, рассматриваем партнерство в Чоне, надеемся вскоре договориться с потенциальным инвестором. Но вхождение партнера не гарантирует успех на геологоразведочном проекте такого уровня трудности. Это только снижение рисков. Успех зависит от того, как мы разберемся с инфраструктурой и геологией Чаянды, и что сможем с точки зрения синергии сделать между двумя месторождениями.
Пока на Чаянде продолжаются опытно-промышленные работы. В этом году начнем самостоятельное бурение горизонтальной скважины, в следующем году продолжим. Наша задача — подтвердить предпосылки по накопленной добыче на одну скважину из нефтяной оторочки Чаянды. В случае положительного результата возможно бурение порядка скважин на этом месторождении. Надеемся, что инвестрешение по Чаянде будет принято в 2020 году.
Мы не скрываем, что не все нефтяные оторочки подтвердили свою эффективность. Есть пример Заполярного месторождение, на котором мы провели опытно-промышленные работы, пробурили несколько скважин и поняли, что нужно остановиться. Там нет запасов, на которые мы рассчитывали. Так что риски с запасами на нефтяных оторочках существуют всегда.
— Вы также координируете крупные зарубежные проекты «Газпром нефти». Один их ключевых — иракская Бадра. Компания снизила полку добычи на нем из-за сложной геологии и высоких затрат, просила местные власти согласовать новый план освоения. Какова позиция властей Ирака по поводу развития Бадры?
— Да, мы несколько раз обсуждали обновлённый план разработки месторождения с иракскими властями. В итоге в конце прошлого года его удалось согласовать. Согласно новому плану, суточный уровень добычи на проекте — 75 тыс. баррелей в сутки (первоначальный план предполагал постепенный рост добычи до 170 тыс. барр./сут., затем «Газпром нефть» предложила Ираку остановиться на текущем уровне — 75 тыс. барр./сут.).
В части утвержденных уровней добычи наша аргументация была следующей: на начальном этапе мы располагали информацией по одной разведочной скважине, предоставленной иракской стороной. В ходе дальнейшего разбуривания информация не подтвердилась. Основное несоответствие первоначальным данным состояло в том, что мы ожидали наличия на Бадре двух нефтяных пластов с предварительными запасами порядка 110 млн тонн нефти. В итоге один пласт оказался совершенно не продуктивным, что уменьшило запасы фактически в 2 раза.
— И каковы ближайшие перспективы освоения Бадры?
— В самом начале мы планировали бурение 22 скважин, плюс бурение горизонтальных скважин, что позволило бы увеличить добычу. Но эти планы совпали с ограничениями в рамках сделки ОПЕК+, и власти Ирака не приняли наши предложения.
Однако понятно, что созданная на Бадре инфраструктура требует дозаполнения дополнительным бурением. Более того, с точки зрения экономики осталось не так много времени на его активизацию. Если сейчас оставить все, как и есть, и вернуться к бурению только через 3 года, это будет уже экономически нерентабельно, потому что приблизится срок действия контракта. Сейчас мы возобновили переговоры с Ираком по дополнительному бурению трех скважин.
Бадра остается для «Газпром нефти» эффективным проектом. Правда, если оценивать по критериям российских проектов, то она не настолько эффективна, как хотелось бы. Но мы смотрим на Бадру под другим ракурсом. Во-первых, в Ираке компания получила очень много компетенций в работе с иностранными партнерами. Сейчас здесь работают наши специалисты с международным опытом. Во-вторых, проект Бадра — прибыльный. И по сравнению с проектами других международных компаний в Ираке он выглядит достойно.
И сам Ирак для «Газпром нефти» очень перспективный регион. Здесь мы смотрим новые проекты, не только рядом с Бадрой. Смотрим весь южный Ирак и центральные его районы тоже. Надеемся, что правительство страны положительно оценивает проделанную нами работу и сможет предложить «Газпром нефти» интересные варианты углеводородных участков. Мы работаем с иракскими властями в этом направлении.
— Почему «Газпром нефть» не сообщает об открытиях в Курдистане?
— Возможно те проекты, которыми мы занимались в Курдистане — Саркала, Шакал и Халабджа — изначально были несколько переоценены. Как известно, уже принято решение о выходе из Халабджи.
На Шакале в прошлом году проведена расконсервация скважин, ее результат серьезно снизил уровень ожиданий. Пока продлили с курдской стороной период доразведки этого месторождения, чтобы проанализировать, стоит ли вообще им заниматься. До конца года примем решение — остаемся в нем или нет.
Продолжаем работать на Саркале — только что завершили бурение третьей скважины, которая подтвердила продуктивность пласта. Скважина будет запущена в добычу до конца марта, она дает порядка 1200 тонн в сутки. И это хороший результат. Скважина Саркала-3 является веховой, потому что в зависимости от ее результатов должно приниматься решение о дальнейшем бурении. Так что проект Саркала идет по плану. Ранее добыча здесь составляла 25 тыс. баррелей в сутки, после запуска третьей скважины она вырастет до 35 тыс. баррелей. В целом надеемся держать полку на Саркале в более 40 тыс. баррелей в сутки.
Поэтому мы постоянно изучаем новые опции, в первую очередь, имеющие синергию с уже существующими проектами в стране. При этом мы не ориентируемся на какие-либо количественные цели по развитию в Ираке и в иракском Курдистане — ключевым для нашего международного бизнеса является формирование устойчивого и экономически эффективного бизнеса на долгосрочную перспективу.
Стратегия «Газпром нефти» за рубежом — действовать точечно. Компания не стремится добывать за пределами РФ нефть в масштабных объёмах, у нас много хороших российских проектов. Заграничный опыт важен повышением квалификации своих специалистов и налаживаем широкого спектра международных контактов.
