Перспективные направления добычи углеводородов в России

Россия, обладая лишь 13% мировых запасов нефти [10], занимает первое место по ее добычи в мире (см. табл.) [11]. Можно лишь предположить с какой интенсивностью и насколько рачительно мы распоряжаемся своими природными ресурсами.

Таблица

Объем добычи нефти в странах мира в 2012 году (млн барр.)

Добыча из сланцевых плеев

Во-первых, мы все ближе к тому моменту, когда неизбежно придется приступать к разработке и промышленной добыче нетрадиционных углеводородов в низкопроницаемых коллекторах, в первую очередь нефти из залежей Баженовской свиты, аналогичных ей, Ачимовской толщи и Тюменской свиты, расположенных в Западной Сибири с глубиной залегания около 2500–3200 м [9].

Ачимовская свита – это глубокие отложения пород преимущественно в виде турбидитов, коллекторские свойства которых характеризуются низкими фильтрационно-емкостными качествами, в том числе проницаемостью менее 1 мД, а также большой неоднородностью и расчлененностью.

Тюменская свита – это самые глубокозалегающие коллекторы Западной Сибири (от 2800 до 3200 м), отличающиеся сложной морфологией и небольшой эффективной мощностью.

Отложения Баженовской свиты представляют собой кремнисто-глинисто-карбонатные отложения на глубине 2700–3100 м с высоким содержанием органического вещества (сланцевых отложений) и представляющие наибольший интерес для их разработки. По составу пород (баженитов) с низкой проницаемостью, свита является аналогом американских формаций, таких как Барнетт и Баккен, где в настоящее время ведется успешная добыча.

При существенной площади распространения, более 1 млн кв. км, бажениты имеют сравнительно небольшую толщину – 20–30 м., но плохие коллекторские свойства ведут к быстрому падению или отсутствию в отдельных случаях вообще дебитов скважин. Запасы в пластах баженовских отложений, по оптимистичным оценкам, превышают 140 млрд тонн (по данным Минэнерго РФ – 22 млрд т).

По оценке же специалистов ОАО «Газпром нефти», суммарные ресурсы баженовской свиты составляют 89 млрд т нефти, но какой объем станет коммерческим, будет зависеть как от наличия эффективных технологий извлечения, так и от действующей налоговой системы. Согласно данным «Газпром нефти», существенные объемы добычи нефти баженовской свиты могут быть достигнуты в районе 2021 года, в 2022–2025 годах добыча будет превышать 1 млн т в год, после чего пойдет на спад [8].

Возвращаясь к характеристикам нефти свиты необходимо указать на то, что она отличается не существенным наличием солей, серы и воды, поэтому не нуждается в очистке перед транспортировкой, что снижает ее себестоимость. По сути, добывается высококачественная нефть, близкая по своим свойствам к нефти марки Brent. Промышленная ценность залежи состоит и в ее высокой нефтенасыщенности.

В пользу освоения баженовской свиты говорит и ее географическое расположение – Западная Сибирь уже имеет всю необходимую инфраструктуру нефтедобычи, однако сверхнизкая проницаемость, тонкость слоя и непредсказуемая нефтеносность делают свиту невероятно сложной в освоении, а так же то, что запасы располагаются на больших глубинах, где температура достигает 100–130°C. Это значительно усложняет добычу, повышает риски технологических аварий при ее разработке. Не смотря на это, «Сургутнефтегаз» и «Роснефть» уже начали добычу в этом районе с применением новейших технологий, из которых первая промышленно добыла в 2011 году почти 500 тыс. т сырья [7].

Из-за геологических особенностей наиболее подходящим способом добычи из свиты считается тот, который используется на сланцевых месторождениях США – горизонтальное бурение с многозональным гидроразрывом пласта (ГРП) и подобными технологиями уже готова поделиться с нашими компаниями ExxonMobil (в частности, с Роснефтью). В 2011 году именно эта российская компания впервые испытала на Приобском месторождении тот же способ извлечения нефти, что и США только при добыче газа в сланцевых породах: на отрезке горизонтального ствола в 1 км было проведено семь операций ГРП и метод был признан наиболее перспективным.

«Роснефть» считает баженовскую свиту аналогом сланцевой нефти в США и предпочла апробированный метод многозонального ГРП другой технологии, базирующейся на достижениях нашей научной школы в области перспективных способов добычи – термогазовому методу воздействия на пласт. Он предлагался еще в 1971 году, но из-за обилия активных запасов не нашел своего применения, теперь же к нему решено было вернуться и уже несколько лет активно совершенствуется группой ученых из компании РИТЭК [1] (ГК «ЛУКОЙЛ»), с 2009 года экспериментируя со скважинами на принадлежащем ему Средне-Назымском месторождении в Ханты-Мансийском АО. В январе 2012 года, после годового перерыва, полевые опыты здесь снова возобновились.

Суть метода состоит в закачке в пласт воды одновременно со сжатым воздухом. При этом в пласте, где, характерная для баженовской свиты, температура составляет от 65°C и выше, вследствие окисления нефти создается высокоэффективный вытесняющий газовый агент, содержащий азот, углекислый газ и широкие фракции легких углеводородов, который и обеспечивает увеличенный прирост нефтеотдачи, при этом коэффициент извлечения нефти повышается с 0.2 до 0.45 (при среднем по отрасли не более 0.37). Данный метод экспертами признается как более технологически совершенный и инновационный по сравнению с многозональным ГРП, называется ими «методом будущего».

В целом технология очень интересна и перспективна, но пока она совершенствуется, есть риск, что рынок может быть занят многозональным ГРП. По сути, в настоящей момент наша страна должна сделать следующий необходимый судьбоносный шаг – выбор технологии разработки, российской или американской. Месторождения с запасами баженовской свиты есть у разных компаний (Газпром нефть, Русснефть, Сургутнефтегаз и т.д.), но самые большие запасы сосредоточены на участках «Роснефти», которая свой выбор видимо уже сделала.

Что касается добычи сланцевого газа, при том, что он имеется на территории нашей страны, его разработка не видится приоритетной в ближайшем будущем, так как запасы традиционного газа у нас огромны и их вполне достаточно для удовлетворения потребностей государства в ближайшей перспективе как для поставок на внутренний рынок, так и для экспорта за рубеж.

Добыча углеводородов на арктическом шельфе

Следующим перспективным направлением отраслевого развития видится добыча углеводородов на арктическом шельфе. В Арктике сосредоточено огромное количество природных ресурсов и крупнейшими российскими компаниями уже анонсированы сроки начала разработки шельфовых месторождений (Газпромом и НК Роснефть). По информации Геологической службы США, потенциальные запасы в этом регионе газового конденсата составляют 44 млрд барр., газа – 47,3 трлн куб.м, нефти – 90 млрд барр. [3]. По оценкам специалистов, наибольшими среди арктических стран запасами углеводородов располагает Россия (см. рис. 2) [6].

Начальные суммарные ресурсы углеводородов российского арктического шельфа по оценкам Минприроды России составляют около 76,3 млрд т у.т. (84% приходится на газ и менее 13% на нефть) [5] и он может стать в XXI в. основным источником углеводородного сырья для мировой экономики.

По некоторым оценкам, общая стоимость минерального сырья в недрах арктических районов России превышает 30 трлн дол, причем две трети этой суммы приходится на долю энергоносителей, а общая стоимость доказанных запасов – 1,5–2 трлн дол., что говорит о низкой степени разведанности и не позволяет в полной мере реализовать потенциал макрорегиона [2].

Прибрежные северные территории России остаются не вовлеченными в разработку углеводородов за исключением единственного региона – Сахалина, на настоящий момент имеющего действующие месторождения, эксплуатируемые в арктических условиях. Готовятся проекты, которые планируется осуществить через 5–6 лет, но есть большие сомнения, что они реализуются в запланированный срок, в особенности флагман Газпрома – уникальное Штокмановское [2] месторождение в Баренцевом море. Менее значительные проекты видимо будут запущены раньше, такие как нефтяное месторождение Приразломное в Печорском море и Каменномысское газовое месторождение в Обской губе.

До настоящего времени, в основном, деятельность на арктическом шельфе заключалась в геологическом изучении, а реализуемых проектов по добыче нефти и газа единицы. В ближайшее время планируется начать добычу нефти на месторождении Приразломное в Печорском море (оператор ООО «Газпром нефть шельф»). В случае начала разработки Приразломного в 2013 году, оно должно достигнуть максимальной добычи около 6 млн т нефти к 2020 году.

Платформа «Приразломная» будет первой в мире ледостойкой платформой на арктическом шельфе. До настоящего времени добыча в арктических льдах велась только на мелководных участках моря Бофорта с насыпных островов. В мире, на текущий момент добывающими регионами остаются мелководный западный склон шельфа Аляски и норвежская часть Баренцева моря. Разведочное бурение производилось в российских водах Баренцева моря, Карском море и море Бофорта.

Потенциал российской части Восточной Арктики в оценках американской геологической службы отличается в меньшую сторону по сравнению с оценками российских исследователей, которые опираются на более широкий комплекс данных, в том числе новейших. Среди акваторий арктического шельфа России наиболее изучены геолого-геофизическими методами бассейны западного сектора, относящиеся к южным областям Баренцева и Карского морей.

Согласно данным проекта Государственной программы разведки континентального шельфа и разработки его минеральных ресурсов, созданного Минприроды России, на текущий момент в морях Российской Федерации отработано около 1,37 млн пог. км сейсмических профилей 2D со средней плотностью 0,21 км/км.кв. Из этого объема на долю арктических морей приходится около 678,7 тыс. км. Средний показатель успешности бурения на морских площадях составил 0,48, а максимальная успешность была достигнута в Карском и Баренцевом (включая Печорское) морях, где ее показатель составляет, соответственно 1,0 и 0,52. На открытые месторождения российского шельфа приходится более 90% разведанных арктических запасов, из которых в свою очередь более 90% составляет газ [5].

Высоким углеводородным потенциалом обладает также восточная часть российского арктического шельфа (море Лаптевых, Восточно-Сибирское и Чукотское моря). Официальная оценка извлекаемых ресурсов в Восточно-Арктических морях по состоянию на 01.01.2011 г. составляет около 12 млрд т у.т. В других арктических акваториях до настоящего времени нет подтвержденных бурением запасов, а их потенциал оценивается исходя из так называемых перспективных и прогнозных ресурсов, оценки которых могут значительно разниться.

Суровые условия Арктики существенно осложняют разведку и добычу углеводородов. Для месторождений арктического шельфа отсутствуют прямые аналоги и апробированные технологические решения. Следовательно, освоение месторождений в арктическом регионе будет сопровождаться большими капитальными затратами.

Дальнейший рост добычи арктических углеводородов будет зависеть от скорости подтверждения и объема нефтяного потенциала уже распределенных участков. Первую поисково-разведочную скважину ОАО «НК «Роснефть» (совместно с партнером ExxonMobil) намерена пробурить в 2014 году на наиболее перспективной Университетской структуре. Тем не менее, учитывая срок от доразведки до принятия инвестиционного решения, разработку и согласование проектов, строительство платформ, бурение и других сопутствующих работ, ввод ресурсов в эксплуатацию в самом оптимистичном сценарии будет обеспечен не ранее 2025 года [5].

Добыча высоковязкой нефти

Третьим перспективным направлением является добыча высоковязкой и битуминизированной нефти, для которой эффективных технологий пока не создано. В настоящее время структура мировых запасов нефти меняется, уменьшается доля обычной нефти с вязкостью в пластовых условиях до 30 мПа·с и растет процент высоковязкой нефти (ВВН) (от 30 до 10 тыс. мПа·с) и битумов (более 10 тыс. мПа·с). В мире открыто свыше 1680 месторождений нефти высокой вязкости или находящейся в битумных породах, запасы которых оцениваются более чем в 750 млрд т.

Большая часть месторождений, почти 90%, расположена на континенте, а остальные на шельфе морей и океанов. Добыча аномально вязкой нефти за счет термических методов, как безальтернативной технологии, составляет в настоящее время около 2% от общей мировой нефтедобычи – примерно 85–90 млн т в год. Однако, несмотря на большие энергетические затраты по освоению ВВН и битумов, даже в современных условиях нестабильной рыночной конъюнктуры, мировой интерес, к этому, стратегически значимому по величине запасов сырью, все более возрастает.

Мировое научное сообщество считает «тяжелую» нефть и природные битумы одним из основных видов сырья для энергетики XXI века. Общепризнанным методом добычи, влияющим на изменение температурного режима поля пласта с целью повышения нефтеотдачи для высоковязких нефтей и битумов, а в перспективе и газогидратов, остается тепловое воздействие на пласт нефтенасыщенной породы.

Этот метод, как известно, был впервые в мире осуществлен в Краснодарском крае и нашел широкое применение во многих странах. К их числу относятся США – мировой лидер добычи тяжелой нефти, Канада, Венесуэла, Китай, Индонезия с совокупными запасами ВВН и битумов примерно в 700 млрд т (более 90% от всех мировых запасов). В США ВВН извлекают с применением термических методов в основном в штате Калифорния (около 90%), что составляет около 85 млн т в год или 26% общемировой добычи [4].

В России имеется около 10 млрд м куб. «тяжелой» и аномально вязкой нефти промышленных категорий. Несмотря на столь большие запасы, мы пока остаемся страной с «замороженными» возможностями добычи тяжелых нефтей. Ввод в разработку данной категории углеводородов позволил бы нам ежегодно добывать не менее 25–50 млн т нефти. В настоящее время добыча ВВН осуществляется с применением паротеплового воздействия на коллектор для снижения вязкости нефти.

Получила широкое распространение термическая технология извлечения нефти SAGD, суть которой состоит в разогреве нефтяного пласта с помощью нагнетаемого пара непосредственно к горизонту горных пород. Производство пара осуществляется с использованием природного газа. Несмотря на то, что применение этой технологии позволяет добывать ВВН при меньших затратах, она по-прежнему повторяет общий недостаток всех имеющихся разработок в этой области – слишком энергоемка.

Для наших климатических условий при строительстве скважин (многолетняя мерзлота в разрезе пород и т.п.) потребление энергии будет еще выше и эффективной технологии пока не создано. Также все еще безуспешно ведется поиск методов снижения вязкости (повышения подвижности) ВВН, альтернативных тепловым. Опытные работ проводились на Мордово-Кармальском и Ашальчинском месторождениях тяжелых нефтей и самыми эффективными были признаны методы бурения горизонтальных скважин с применением комбинированного воздействия на пласт с помощью термоволнового излучателя и паротеплового воздействия.

Сейчас ОАО «Татнефть» испытывает современную научно-техническую разработку добычи из скважины со сквозным стволом, с помощью которой достигается наибольший прогрев пласта теплоносителя для увеличения отбора продукции. Весьма перспективной представляется технология, предусматривающая закачку пара в горизонтальные скважины и отбора продукции из вертикальных скважин большого диаметра [4].

Опыт показывает, для того чтобы ввести в разработку подобные месторождения, необходимо сочетание теоретических и прикладных исследований, изготовление уникальных технических средств, разработка режимов технологических операций и строгое ранжирование областей применения. Для условий сложно построенных залежей, традиционные технологии строительства скважин малоэффективны. Здесь, видимо, следует развивать строительство горизонтальных скважин с возможностью дополнения технологией увеличения подвижности ВВН в разрабатываемой зоне [1]. Перечисленные проблемы, конечно же, решаются, но прорывных инновационных разработок ни по одной из них до настоящего времени не создано.

Вывод

В перспективе объемы добычи нефти в России будут во многом зависеть от обладания и возможности использования перспективных технологий добычи на вышеперечисленных нетрадиционных месторождениях. При сочетании благоприятных внутренних и внешних факторов, добыча нефти в России может к 2020 г. возрасти до 500–520 млн т [1]. Что касается перспектив добычи газа, то в целом обеспеченность традиционными запасами достаточно велика, постепенно будет возрастать доля в добыче газа нефтедобывающими компаниями в связи с ужесточением требований законодательства и в целом специалистами газовые перспективы нашей страны оцениваются довольно оптимистично.

На данном этапе развития российской нефтегазодобывающей отрасли особенно необходима инновационная стратегия развития, которая должна обеспечить условия для максимального использования достижений научно-технического прогресса. В результате отрасль получит возможность:

– производить и применять технологии и оборудование, обеспечивающие высокоэффективную разработку трудноизвлекаемых запасов, в первую очередь нефти для условий низкопроницаемых коллекторов, остаточных запасов нефти обводненных зон, высоковязких нефтей, запасов нефти в подгазовых зонах;

– разрабатывать и осваивать технологические комплексы по бурению на шельфе арктических и дальневосточных морей;

– осваивать существующие и создавать новые методы воздействия на пласт с целью увеличения нефтеотдачи, а также планировать и управлять состоянием фонда скважин и развивать природоохранные (ресурсосберегающие) технологии добычи.

[1] ОАО «Российская инновационная топливно-энергетическая компания» - нефтедобывающее предприятие, основной вид деятельности - разработка новых нефтяных месторождений и добыча нефти с использованием инновационных технологий повышения нефтеотдачи, комплексных методов эффективного освоения трудноизвлекаемых запасов; производство и внедрение технологий и реагентов, современной нефтепромысловой техники и оборудования.

[2] Четыре газовые залежи с незначительным содержанием конденсата открыты в верхне-среднеюрских отложениях и относятся к пластовым сводовым. В качестве коллекторов выступают мелкозернистые алевритистые песчаники, обладающие достаточно высокими фильтрационно-емкостными свойствами, которые улучшаются снизу вверх.