Главная страница / Нефть и Капитал №05/2016 / Добыча


Нам рано жить воспоминаньями!

Нефтяной потенциал Самотлора далеко не исчерпан


В апреле при вводе двух новых горизонтальных скважин на Самотлоре был получен рекордный приток безводной нефти. За годы эксплуатации из недр месторождения извлечено более 2,7 млрд тонн черного золота. При этом, по данным геологов, нефтяной гигант, в прошлом году отметивший 50-летие с момента открытия, хранит до 1 млрд тонн остаточных запасов. Почти все они относятся к трудноизвлекаемым, но в «Роснефти» утверждают, что компания обладает всем необходимым для их разработки.
С 2014 года «Роснефть» реализует на Самотлоре крупный инвестпроект, предусматривающий бурение свыше 500 новых скважин. Цель этих работ наряду с масштабным применением ГТМ и внедрением новых технологий — продлить жизнь легендарному месторождению. Впрочем, речь сегодня идет о стабилизации не столько добычи, сколько темпов ее падения, причем такая задача актуальна для всех недропользователей западной Сибири (см., например, «35 лет «Ноябрьскнефтегаза» на стр. 18). На Самотлоре в последнее время в целом удается справляться с этой задачей.

Нам рано жить воспоминаньями!. Нефтяной потенциал Самотлора далеко не исчерпан

История Самотлора ведет отсчет с 1965 года, когда разведочная скважина Р-1 дала первую нефть небывалым дебитом — более 1 тыс. м3 в сутки. В 1969-м Самотлор был введен в промышленную разработку. Несмотря на сложные условия — месторождение со всех сторон было окружено непроходимыми болотами, — оно осваивалось стремительными темпами, что во многом объяснялось крупнейшим в стране ресурсным потенциалом: 7,1 млрд тонн суммарных геологических и 2,7 млрд тонн извлекаемых запасов. Уже через пять лет после начала добычи здесь добывалось 100 млн твг, а в начале 1980-х был достигнут пик производства в 158,9 млн тонн нефти. В те времена Самотлор обеспечивал около четверти общесоюзной нефтедобычи.

Вместе с тем судьба этого промысла — наглядное свидетельство того, что за интенсивную эксплуатацию рано или поздно приходится расплачиваться. К середине 1990-х годов обводнение месторождения достигло 94%, суточная добыча упала до 36 тыс. тонн. К счастью, вывод о бесперспективности дальнейшей разработки Самотлора оказался ошибочным. Ввод новых участков (Усть-Вахская площадь, Каспаровский купол) и современные на тот момент способы интенсификации добычи обеспечили очередной рост — но, увы, временный.

Со второй половины 2000-х падение добычи составляло около 6% в год.

Планы ТНК-ВР, тогдашнего недропользователя Самотлора, к 2014 году снизить эту цифру до 1% казались абсолютно несбыточными.

Основная стратегия

С приходом на Самотлор «Роснефти» в судьбе месторождения наметился если не кардинальный поворот, то как минимум перемены к лучшему. В марте 2013 года Самотлор стал первым объектом, который посетил глава «Роснефти» Игорь Сечин после приобретения госкомпанией ТНК-ВР. Этот факт свидетельствует о важном значении, которое «Роснефть» придает стабилизации добычи на своих зрелых, в том числе недавно приобретенных промыслах (см., например, «Трудное наследство» в «НиК» № 8, 2015 г.).

Согласно отчетности «Роснефти», степень выработанности Самотлора к началу 2014 года превышала 70%; основные остаточные запасы, трудноизвлекаемые, были в основном сконцентрированы в пласте «Рябчик». По итогам 2013 года падение добычи на Самотлоре оказалось минимальным за последние пять лет.

По данным госкомпании, этого удалось добиться «за счет повышения качества управления фондом и системой разработки месторождения». Кроме того, внедрение программы многостадийного ГРП и зарезки боковых стволов (113 скважин/стволов) обеспечило в 2013 году дополнительную добычу 243 тыс. тонн нефти.

Дальнейшие перспективы Самотлора связывались с масштабным проектом по бурению, в рамках которого за пять лет предстояло построить более 500 скважин. За этот период инвестиции в развитие месторождения должны были составить более $1 млрд в год. «Интенсивное бурение — наша основная стратегия», — говорил генеральный директор «Самотлорнефтегаза» Валентин Мамаев, подводя итоги прошлого года.

В 2015 году на месторождении была введена 151 новая скважина, проведено более 360 ЗБС (рост к позапрошлому году — на 52 и 28% соответственно). При этом, по данным «Нефтяной торговли», компания практически вдвое нарастила эксплуатационное бурение, основные объемы которого пришлись на горизонтальную проходку. Для снижения инфраструктурных расходов на старых скважинах активно использовались мобильные буровые установки.

Вероятно, в этом году прошлогодние показатели будут перекрыты.

За первые три месяца «Самотлорнефтегазом» (с учетом «РН-Нижневартовска») было введено 40 новых скважин против 22 годом ранее. По этому показателю предприятие внутри «Роснефти» уступает только «Юганскнефтегазу». К апрелю на Самотлоре работали 23 бригады по вводу новых скважин и 37 бригад ЗБС; для реализации буровой программы были дополнительно привлечены буровые станки. В соответствии с курсом на импортозамещение буровые работы поручены российским компаниям (см. «Schlumberger за нашими не угнаться?»).

Комплексный подход

По словам Валентина Мамаева, разработка месторождения ведется системно и комплексно, с применением всех ключевых методов повышения нефтеотдачи — технологий ограничения водопритока, химической обработки призабойной зоны пластов, бурения многозабойных скважин, ЗБС и, конечно, гидроразрыва (см. также «Живая легенда» в «НиК» № 3, 2014 г.).

В конце прошлого года на Самотлоре впервые в стране был проведен 20-стадийный ГРП. Как говорит Мамаев, «подобные операции дают ключ к запасам нефти, залегающим на краевых зонах месторождения».

До последнего времени освоение этих зон не велось, поскольку считалось нерентабельным (см. «20 стадий — кто больше?»).

На труднодоступных площадях, где невозможно применение МГРП, оптимальным решением может стать строительство многозабойных скважин. Опыт показал, что данная технология также позволяет не только повысить нефтеотдачу пласта и интенсифицировать приток, но и вовлекать в разработку удаленные продуктивные коллекторы. Параллельно компанией осваивались технологии, позволяющие сократить сроки ввода скважин после проведе ния МГРП (см. «Быстрее и дешевле»).

Программа по развитию производства «Самотлорнефегаза» на 2016 год включает 25 проектов. На новых скважинах и новых боковых стволах реализуются пять технологий, направленных на сокращение сроков строительства скважин, снижение затрат и увеличение нефтеотдачи. В частности, на этот год запланированы работы по выбору оптимальной конструкции скважин, длин горизонтальных стволов, количества ГРП и объема закачиваемого проппанта с целью сбалансированного вовлечения запасов в зонах уплотнения сетки и неразбуренной части месторождения.

Есть еще порох!

Подтверждением правильности курса «Роснефти» в отношении Самотлора стал рекордный за последние годы приток безводной нефти, полученный здесь в апреле. Суммарный дебит двух новых горизонтальных скважин на кустовой площадке 1827 составил 880 тонн в сутки при обводненности не более 5%. Обе скважины были выполнены без гидроразрыва пласта, что по нынешним временам редкость. Как отмечают в «Самотлорнефтегазе», поскольку пласт высокопродуктивный, ГРП просто не понадобился.

Новая залежь, получившая название Приобской площади, была выявлена по результатам сейсморазведки, а ее перспективность подтверждена зарезкой бокового ствола. Суммарные извлекаемые запасы залежи предварительно оценены в 1 млн тонн. Площадь поделена на два участка — западный и восточный, где до конца года запланировано строительство девяти добывающих и трех нагнетательных скважин. При этом используется технология уплотняющего бурения, позволяющая минимизировать риски.

Как отмечают в «Самотлорнефтегазе», последний раз дебиты, подобные нынешним, были зафиксированы восемь лет назад при разбуривании Усть-Вахской площади. В отличие от нее Приобская расположена в самом центре месторождения. Примечательно, что нынешний приток получен не из главного на сегодняшний день продуктивного пласта Самотлора — «Рябчика», а из пласта БВ8, который наряду с пластом АВ4-5 давал основные объемы добычи на заре самотлорской истории. А низкую обводненность в компании связывают с локальным расположением залежи, доступ к которой ранее был невозможен.

Нынешний успех — лишнее доказательство того, что старые пласты рано списывать со счетов — современные технологии способны выявить в них скрытые резервы.

Поиск продолжается

Понятно, впрочем, что для существенного замедления темпов падения добычи на Самотлоре запасов Приобской площади недостаточно.

Еще в мае прошлого года, когда месторождение отмечало 50-летий юбилей, здесь с опережающими сроками был введен в эксплуатацию Южно-Мыхпайский лицензионный участок с извлекаемыми запасами нефти АВС1+С2 около 5 млн тонн. В прошлом году на нем планировалось добыть более 200 тыс. тонн.

Как сообщил СМИ замначальника управления геологического сопровождения ввода новых скважин и ЗБС «Самотлорнефтегаза» Сергей Потяков, сегодня на месторождении выявлено еще 22 перспективных участка, которые, однако, требуют доразведки. «Сбор данных с использованием современных и надежных технологий помогает снизить геологические риски при дальнейшей разработке месторождения, точно определить площадь и объемы залежей, выявить наилучшие зоны с точки зрения фильтрационных свойств, грамотно расположить разведочные скважины и впоследствии вести эффективное эксплуатационное бурение», — отметил специалист.

Кроме того, в ближайшее время компания намерена вплотную заняться новыми горизонтами — пластами покурской свиты, ачимовскими и юрскими отложениями; также ведутся работы по оценке нефтеносности палеозойских отложений. До сих пор их освоение не велось из-за отсутствия технологий добычи из низкопроницаемых коллекторов.

Стабилизируй это

За счет разработки ТРИЗ, повышения эффективности бурения и работы с базовым фондом скважин «Роснефть» намерена снизить темпы падения добычи на зрелых месторождениях до 2–3% в год. По данным госкомпании, уже в 2013–2014 годах снижение добычи на приобретенных у ТНК-ВР зрелых активах («Самотлорнефтегаз», включая «РН-Нижневартовск», «Варьеганнефтегаз» и «РН-Нягань») составило 3,8% вместо 5,2% в 2012–2013-м. Новейший самотлорский успех укрепляет предположение, что в обозримой перспективе одна из стратегических целей «Роснефти» будет достигнута.

Schlumberger за нашими не угнаться?

В апреле 2016 года ООО «Смит Сайбириан Сервисез» (входит в группу «Интегра») и ОАО «Пермнефтемашремонт» выиграли тендер на техническое и технологическое сопровождение бурения на Самотлоре. Первая компания стала победителем по двум из четырех лотов в тендере — на бурение 98 скважин (73 горизонтальные, 3 горизонтальные с пилотом и 22 наклоннонаправленные) и на 102 скважины (77, 3 и 22 соответственно). Победителем двух других лотов — на бурение 89 и 115 скважин — признан «Пермнефтемашремонт». Работы должны быть выполнены до конца 2017 года.

Заявки на участие в тендере подавали более 10 компаний, в том числе российские филиалы Schlumberger, Halliburton и Weatherford.

20 стадий — кто больше?

В январе «Роснефть» сообщила о завершении опытно-промышленных работ по бурению на Самотлоре новой горизонтальной скважины с проведением 20 стадий ГРП. Пилотная скважина была пробурена в течение 23 суток, длина ее горизонтального участка составила 510 м, расстояние между разрывными портами — 24 м. Дебит скважины — около 100 тонн в сутки. Технология многостадийного ГРП заключалась в спуске манжетного пакера, его позиционировании и выполнении операций по разрыву пласта напротив каждой муфты. Анализ всех стадий ГРП подтвердил отсутствие дополнительных утечек жидкости и сообщения между зонами разрыва.

Работы были выполнены ООО «РН-ГРП» — «дочкой» «Роснефти», созданной на базе ООО «Трайкан Велл Сервис», приобретенного госкомпанией в 2015 году.

Быстрее и дешевле

К сентябрю прошлого года на трех скважинах Самотлора была испытана технология активации муфт ГРП растворимыми шарами при выполнении многостадийного гидроразрыва пласта в горизонтальных скважинах. Как сообщалось, новая технология позволяет сократить с 18 до 8 суток сроки освоения скважины после проведения операции. Данный метод позволяет исключить этап разбуривания, который ранее требовался при выполнении МГРП по обычной технологии с нерастворимыми шарами. До конца прошлого года новую технологию планировалось применить еще на 16 скважинах месторождения; общее снижение затрат должно было составить 255 млн рублей.

Операция МГРП с растворимыми шарами с 2014 года успешно применяется в крупнейшем добывающем предприятии «Роснефти» — «Юганскнефтегазе».


Нефть и Капитал №05/2016

Х Закрыть

Выберите год и месяц

Х Закрыть

Выберите год и месяц

Нефть и Капитал


События

21.03. Гагаузская автономия хочет запретить американской компании разведку нефти и газа

21.03. Сотрудники ФСБ пресекли хищения нефти на АО «Транснефть-Приволга»

21.03. Биржевые цены на бензины показывают рост