В будущем новые месторождения углеводородов будут открываться в более сложных условиях, с труднооткрываемыми и трудноизвлекаемыми запасами (ТЗН). В этой связи большой интерес представляют предложения академика Алексея Конторовича о необходимости смены нынешней парадигмы развития. Об этом говорится в докладе профессора Казанского федерального университета Рената МУСЛИМОВА, подготовленном к конференции  «О новой парадигме развития нефтегазовой геологии». Информагентство «Девон» приводит его доклад с сокращениями.

ПЕРЕОЦЕНКА ЗАПАСОВ – ЭТО НЕ ПРИПИСКИ

Прежняя состояла в последовательном освоении новых нефтегазоносных провинций, двигаясь с Запада на Восток. При этом главный упор делался на открытие и освоение в первую очередь крупных и гигантских месторождений.

Конторович пишет: «Парадигма Губкина-Байбакова-Трофимука себя исчерпала. Когда мы реализовывали первую парадигму, мы шли по гигантам, мелкие месторождения часто не замечали, их никто не вводил в разработку, они не представляли интереса. Особенность парадигмы развития нефтегазовой отрасли России в XXI веке будет состоять, в частности, в освоении в старых районах нефтедобычи мелких месторождений нефти с запасами до 5 млн тонн. Освоение мелких и мельчайших месторождений теперь становится важной государственной задачей и первой задачей отрасли».

«Вторая задача – крайне аккуратно, бережно, с помощью самых новейших технологических разработок продолжать разрабатывать одряхлевшие гиганты, извлекать остаточную нефть из залежей», добавляет он.

Парадигму Губкина –Байбакова – Трофимука в полной мере можно использовать в поисках и разработке месторождений в новых объектах – шельфа и более глубоководных отложениях восточных и северных морей. 

На суше РФ приоритетное внимание необходимо также уделять гигантским и супергигантским месторождениям. Находящиеся в длительной эксплуатации они имеют огромный нереализованный потенциал развития. В чем он заключается?

Дело в том, что принятая практика периодического пересчета запасов таких месторождений, как правило, показывает постоянное их увеличение.

Технический прогресс в освоении ультранизкопроницаемых пластов обосновывает переход на подсчет геологических запасов вместо так называемых балансовых. 

Так, на Ромашкинском месторождении в Татарстане за счет доразведки первоначальные запасы увеличились в 1,32 раза. А с учетом дальнейшей переоценки за счет перехода на подсчет геологических запасов и повышение коэффициента извлечения нефти (КИН) это увеличение составит 2,1 раза (а это более 1,7 млрд тонн). Дальнейшая доразведка позволит еще более нарастить геологические запасы. Все это позволяет увеличить сроки разработки месторождения с 40–50 лет (как планировалось первоначально) до 200 лет.

Комментарий ИА «Девон»:

На этой же конференции о «фантастических приписках» запасов углеводородов в РФ заявил  президент Союза нефтегазопромышленников России Генадий ШМАЛЬ. По его оценкам, 40% запасов существуют только на бумаге. Возможно, он как раз имел в виду переоценку запасов.

Кроме того, считает Муслимов, развитие теории и практики подпитки месторождений углеводородами из глубин недр Земли увеличивает ресурсный потенциал и неопределенно долго обеспечивает добычу из месторождений. 

УПЛОТНИТЬ СЕТКУ И ОБНУЛИТЬ НАЛОГИ

На крупных и гигантских месторождениях резервы заключаются в сравнительно низких проектных КИН – 0,4–0,5 по причине применения в основном только методов заводнения. Поэтому здесь на третьей и четвертой стадиях разработки, можно применить более мощные системы разработки с тепловым, газовым или комплексным воздействием. Это в РФ практически еще не применялось. А на Западе уже применяется широко.

При этом потребуется уплотнение ранее применяемых редких сеток скважин в основном за счет бурения инжекционных горизонтальных скважин (ГС), а в отдельных случаях и добывающих многозабойных скважин (МЗС).

Нужно, чтобы в РФ появилась заинтересованность в существенном увеличении извлекаемых запасов на старых высокопродуктивных месторождениях за счет роста КИН с 0,4–0,5 до 0,6–0,7 и выше. Государству на этот период разработки месторождения надо обнулить все налоги и платежи до выхода на окупаемость проектов разработки, а затем – оставить один налог – на прибыль. Этого будет достаточно, чтобы истощенные месторождения обрели вторую жизнь.

Что касается мелких и средних месторождений, то 45-летний опыт их освоения в Татарстане, свидетельствует о больших перспективах их освоения.

Она основана на разработке ТЗН. Их не нужно путать с нетрадиционными месторождениями. Геологические условия их весьма различны. Но и сами трудноизвлекаемые запасы традиционных нефтей характеризуются большим разнообразием геологического строения.

Так, в РТ категорий трудноизвлекаемой нефти выделено большое количество – 21. Все они требуют своих особых подходов к разработке. Анализ разработки нефтяных месторождений малыми нефтяными компаниями (МНК) республики указывает на большие успехи в рациональном их освоении. Так за немногим более 20 лет балансовые запасы этих месторождений увеличились в 1,25 раза, извлекаемые – более чем в 1,7 раз.

Развитие переоценки запасов, применения новых МУН, новых методов исследований позволят в перспективе вдвое увеличить запасы нефти (по сравнению с современным уровнем), утроив объемы бурения скважин.

СЛАНЦЕВАЯ РЕВОЛЮЦИЯ - НЕ ПОСЛЕДНЯЯ

Ряд месторождений нетрадиционных топливно–энергетических ресурсов (ТЭР) будут более привлекательны для освоения, чем ряд залежей ТЗН. К примеру, сверхвязкие нефти (СВН) в терригенном комплексе нижней перми в Татарстане более эффективны для освоения, чем некоторые залежи высоковязких нефтей в карбонатных породах традиционно нефтеносных горизонтов девона и карбона РТ.

Благодаря ускорившемуся процессу накопления новых знаний в передовых странах современная сланцевая революция - не последняя. За ней последуют и другие. Различные страны занимаются различными видами традиционных углеводородов. Например, Канада и Венесуэла –природными битумами, отдельные страны Европы – сланцевыми отложениями, Япония – газогидратами.

А США, Китай и Россия как великие державы в ТЭК должны заниматься всеми видами ТЭР. 

Запасы сверхвязкой нефти в РТ по сложности и стоимости освоения весьма различны. Так, наиболее благоприятные из них составляют не более 10%, благоприятные около 15%. Остальные требуют новых технологий и только при их создании могут быть рентабельны для разработки.

Что касается сланцевых и им подобных отложений (доманик Волго-Уральской НГП, бажен Западной Сибири), видимо, серьезно рассчитывать на них в текущем столетии вряд ли стоит. Слишком сложные геологические условия и наличие легких нефтей в малом количестве. А основные запасы находятся в керогене. Технологий добычи нефти из них нет, и они пока даже не просматриваются. Это весьма осложняет поиск новых технологий добычи.

Прим. Информ-Девон: Такие компании, как «Татнефть», «Оренбургнефть» уже приступили  к изучению доманика. А «Газпром нефть» активно разрабатывает  новые решения для освоения баженовской свиты.

МУН В ПОЗДНЕЙ И ПОСТПОЗДНЕЙ СТАДИЯХ

Конторович пишет: «В новую парадигму перейдут и проблемы освоения Арктики. Это гигантские ресурсы нефти и газа, и это замерзающие моря, льды, чрезвычайно ранимая природа, а значит, это совершенно иные подходы и технологии. Но, как это ни печально, для работы на таких акваториях ни технологий, ни оборудования нет ни в России, ни в других странах».

Если мы будем применять другие подходы к добыче УВ из этих отложений, о чем справедливо говорит Конторович, то мы будем вынуждены заниматься не только добычей легкой нефти, но и добычей из основной массы – керогена. (полимерные органические материалы в нефтеносных сланцах, форма нетрадиционной нефти - прим. ИА «Девон»).

 

Создание таких методов потребует существенно большего времени, чем понадобилось США для освоения современных методов добычи из сланцевых отложений (около 30 лет). 

Высокопродуктивные объекты следует осваивать с применением гидродинамических методов. Третичные МУН следует широко применять в конце второй – начале третьей стадии разработки, когда на участке воздействия уже сформировалась внутрипластовая динамика потоков нагнетаемой воды и определялись направления обводнения залежи.

Подход к применению МУН в поздней и постпоздней (четвертой и пятой) стадиях имеет особенности. Они заключаются:

в массированности и адресности их применения, охватывающей все нагнетательные и добывающие скважины объектов, подходящих по геолого-физическим условиям к применению МУН;

во внедрении МУН по системной технологии с обязательной регулярностью (не реже одного раза в 1,5–2,5 года в зависимости от мощности МУН);

в обязательной закачке в пласт необходимого расчетного объема реагентов при цикличности закачки растворов в нагнетательные скважины с постепенным увеличением объемов оторочек, комплексированием и периодической сменой закачиваемых составов, т.е. созданием нестационарных условий воздействия.

АНТИКРИЗИСНЫЙ ОПЫТ ТАТАРСТАНА

Дифференциация «трудной» нефти – объективная необходимость, так как бурный рост доли ТЗН требует минимизации затрат на их освоение, что невозможно без внедрения новых технологий нефтеизвлечения, а последние неэффективны без детальных геологических исследований объектов.

Опыт планирования в современной России указывает на низкое качество таких документов. За этот короткий период было три стратегии, которые не соответствовали реалиям жизни и которые не определяли пути оптимального функционирования ТЭК).

Как показывает опыт Татарстана, наличие резервов, накопленных в благополучные для ТЭК годы, способствует нормальному развитию отраслей ТЭК в кризисные годы. 

Опыт республики показывает, что в благоприятные годы нужно наращивать резервы нефтедобычи. Так, за четверть века до рыночных реформ нефтяники накапливали резервы. Это большой объем разведочного и эксплуатационного бурения, наращивание запасов различным путем, развитие науки, применение новых технологий налогового стимулирования. Это позволило «Татнефти» сравнительно спокойно пережить трудности перехода на рыночную экономику, кризисы 1998 и 2008 гг.

Сегодня видятся следующие направления применения МУН:

1. Детальное изучение геологического строения месторождений современными методами мирового уровня. С применением нанометодов и новых принципов вплоть до теории эффективного порового пространства (ЭПП).

2. Составление геологических моделей с новых научно-практических позиций.

3. Оптимизация гидродинамических систем и режимов разработки нефтяных месторождений.

4. Подбор наиболее предпочтительных для геологических условий МУН и ОПЗ.

5. Оценка предпочтительных методов увеличения нефтеотдачи в лабораторных (вытеснение на моделях пород данного месторождения) и промысловых условиях (ОПР).

6. Изучение эффективности комплексирования различных МУН.

7. Экспериментирование и внедрение наукоемких методов (волновые, микробиологические).

8. Проведение работ в принципиально новых направлениях. Например, превращение породы-неколлектора в коллектор, плохой коллектор – в средний, средний – в высокопродуктивный, также низко- и среднепродуктивных залежей в высокопродуктивные.