Пресс-центр / От первого лица / Трудноизвлекаемые /

От первого лица

Трудноизвлекаемые

«Газпром» готовится к разработке залежей туронского газа

В декабре прошлого года в Единую систему газоснабжения (ЕСГ) России впервые поступил природный газ из туронских отложений Южно-Русского месторождения. Пока его добыча ведется в режиме опытно-промышленной эксплуатации одной экспериментальной скважиной, а детальные выводы относительно целесообразности широкомасштабной разработки турона еще только предстоит сделать. Однако уже сегодня понятно, что это направление имеет серьезные перспективы. В этом уверены специалисты «Севернефтегазпрома», ставшие пионерами освоения туронских залежей в нашей стране.

Формальный подход Южно-Русское нефтегазоконденсатное месторождение, расположенное в Ямало-Ненецком автономном округе (лицензия принадлежит ОАО «Севернефтегазпром» – совместному предприятию «Газпрома», а также немецких E.ON Ruhrgas и Wintershall), запущено в промышленную эксплуатацию еще в конце 2007‑го и уже в 2009‑м выведено на проектную мощность по добыче 25 млрд куб. м газа в год. Напомним, что именно оно было определено в качестве основы ресурсной базы экспортного газопровода «Северный поток» – прежде всего благодаря запасам газа, которые оцениваются более чем в 1 трлн куб. м. Правда, до последнего времени только две трети этого объема относили к категории активных запасов – это сеноманские залежи, которые, собственно, и введены в разработку. Значительная доля запасов газа причислена к туронским пластам, опыта разработки которых в нашей стране просто не было. По ряду причин (низкие фильтрационно-емкостные свойства пласта, проницаемость и газонасыщенность, отсутствие технологии добычи) турон оставался вне внимания бизнеса (институтов и специалистов‑разработчиков). И поэтому, хотя туронские залежи и относились к промышленно значимым, они являлись таковыми лишь условно.

Туронские пласты располагаются выше сеномана, на глубине примерно 800–850 м. Находящийся здесь газ по составу практически идентичен сеноманскому – метана в нем около 85–95 % и нет тяжелых примесей. Хотя эти пласты слабо изучены, известно, что они могут содержать залежи газа, сопоставимые по объему с очень крупными и даже гигантскими месторождениями сеномана. Достаточно сказать, что запасы туронского газа Южно-Русского месторождения оцениваются как минимум в 300 млрд куб. м, а, например, Харампурского (также расположено в Ямало-Ненецком автономном округе (ЯНАО), лицензия принадлежит дочернему предприятию «Роснефти» – ООО «РН-Пурнефтегаз») – свыше 800 млрд куб. м. Очевидно, что такая ситуация не могла остаться без внимания. Тем более что турон был обнаружен в пределах тех же лицензионных участков, что и сеноман. Однако первые попытки начать его освоение – а их было несколько – не увенчались успехом.

Сосредоточенные в туроне запасы оказались трудноизвлекаемыми, в первую очередь потому, что проницаемость насыщенных газом горных пород в десятки раз ниже, чем в сеномане. Так, сеноманский коллектор представляет собой спрессованный под большим давлением песчаник, что и определяет высокую газоотдачу пласта. Туронский – тоже песчаник, но со значительными примесями плотных пород, глин, алевролитов, которые серьезно снижают коллекторские свойства пласта, затрудняют движение газа, поэтому притоки газа незначительны. И его разработка с использованием традиционных для сеномана вертикальных скважин нецелесообразна из-за низких дебитов, которые не превышают 10–18 тыс. куб. м в сутки – а это ниже уровня рентабельности.

Впрочем, результаты первых опытов, которые проводились, например, ООО «Газпром добыча Ноябрьск» на Вынгапуровском и Ленском месторождениях в ЯНАО, во многом обусловил формальный подход к делу – бурились стандартные вертикальные скважины на сеноман, из которых, проходя и испытывая туронские пласты, надеялись получить промышленные притоки газа. А на Южно-Русском месторождении пытались наладить добычу из разведочных скважин, что также не дало положительного эффекта. Целенаправленным же поиском способов увеличения продуктивности – строительством наклонно направленных и субгоризонтальных скважин или применением каких-либо методов повышения отдачи пласта – никто не занимался. Безусловно, проекты разработки газовых месторождений предусматривали освоение туронских залежей, имеющих большой потенциал. Правда, предполагалось, что произойдет это не раньше, чем будут основательно выработаны сеноманские пласты, и что добычу туронского газа можно вести из тех же скважин, с помощью которых из недр извлекался и сеноманский. Практикой же эта теория не была ни подтверждена, ни опровергнута, пока за дело не взялись специалисты «Севернефтегазпрома».

Эксперимент №174

По проекту разработки Южно-Русского месторождения предполагалось, что широкомасштабное освоение туронских залежей должно стартовать не ранее 2023–2025 годов. Однако задача снабжения сырьем газопровода «Северный поток» заставила значительно раньше искать решения по освоению и разработке туронских залежей месторождения. Около двух лет назад был начат активный поиск технологий, выполнено экономическое обоснование и сформировано техническое задание на бурение экспериментальной туронской скважины №174. С учетом строения пласта (две залежи располагаются одна под другой, а между ними – непроницаемая прослойка) планировалось строительство трехзабойной скважины с пологим окончанием. Впоследствии от этой идеи пришлось отказаться в пользу двухзабойной конструкции, так как реализация первого варианта оказалась технически невозможна. Одной из основных задач стала проектировка и бурение скважины с пологим окончанием, которая давала бы возможность эксплуатировать два пласта одновременно, причем независимо друг от друга. Преимущества многоствольных скважин давно под‑ тверждены мировой и российской практикой. Такая конструкция позволяет сократить общее количество скважин на месторождении, увеличить приток и дебит одной скважины, снизить затраты на обустройство, сократить территорию, занимаемую кустовой площадкой, вследствие чего снижается плата за аренду земли и уменьшается техногенное воздействие на природу. По сути дела с одной площадки бурится не одна, а сразу две скважины. Кроме того, используется уже существующая система газосборов сеноманских скважин.

С поставленной задачей «Севернефтегазпрому» удалось успешно справиться, кстати, с минимальным использованием зарубежных специалистов, технологий и оборудования. Интересно, что из всех иностранных компаний, которые претендовали на участие в проекте – Weatherford, Schlumberger и многие другие известные фирмы, – ожидания «Севернефтегазпрома» смогла оправдать только американская Halliburton.

Строительство скважины №174 завершилось в мае 2011 года – тогда же на Южно-Русском был получен первый туронский газ, а в начале декабря ее подключили к действующей на промысле газосборной сети. Дебит скважины превышает проектный уровень – 200 тыс. куб. м в сутки. Затраты на ее строительство и эксплуатацию не сильно отличаются от себестоимости расположенных здесь сеноманских скважин, так как она пробурена на готовом основании действующего куста, где уже создана вся необходимая промысловая инфраструктура. Пока скважина №174 работает в экспериментальном режиме, а окончательные выводы относительно эффективности выбранного способа вскрытия туронского пласта должны быть сделаны до конца 2012 года. Но значительная часть данных по скважине уже получена – на ее основе «Севернефтегазпром» и ТюменНИИгипрогаз готовят технологическую схему полномасштабной разработки туронских залежей Южно-Русского месторождения. Дело в том, что основные преимущества и недостатки турона вполне понятны уже сегодня.

Уровень сложности

Чтобы оценить перспективы освоения турона, достаточно сравнить его с уже разрабатываемыми и готовящимися к освоению залежами газа. Очевидно, что традиционные для Западной Сибири крупные сеноманские залежи, особенно в районах с развитой инфраструктурой, остаются вне всякой конкуренции. Но подавляющее их большинство находится в длительной эксплуатации, запасы истощаются, и, соответственно, объемы добычи газа снижаются. В обозримой перспективе их место будет занято более сложными и удаленными месторождениями с трудноизвлекаемыми запасами.

Между тем на фоне запасов ачимовского газа, а тем более сланцевого или метана угольных пластов туронские залежи оказываются не столь уж и сложными для разработки. Так, ачимовка находится на глубине трех с лишним километров, где аномально высокое давление, газ отличается сложным составом и ему сопутствуют жидкие углеводороды. Естественно, что бурение здесь ведется значительно дольше, скважинное оборудование и используемые материалы сложнее, как и технологии по очистке, подготовке и транспортировке углеводородов.

Что касается сланцевого газа – как правило, он залегает на глубине около 400 м. Но насыщенность горных пород метаном здесь существенно ниже, чем в туронских пластах. Например, содержание газа в сеноманских горизонтах обычно составляет 80–95 % на единицу порового объема, в туронских – 60–80 %, в сланцевых – не более 40–60 %. Кроме того, для последних характерна крайне низкая проницаемость пород. В результате для разработки месторождений сланцевого газа приходится бурить значительно больше скважин и постоянно заниматься интенсификацией добычи – проводить объемные гидроразрывы пластов (ГРП), кислотные обработки и так далее. Кстати, небольшая глубина залегания газа в данном случае создает дополнительные проблемы – существует реальная опасность загрязнения подземных вод, что, без всякого преувеличения, грозит экологической катастрофой тем регионам, где ведется разработка таких месторождений. Еще один минус: при освоении сланцевого газа ремонт скважин требуется проводить один или даже несколько раз в год. Для сравнения: на месторождениях сеномана необходимость в ГРП обычно возникает на поздних этапах разработки, а ремонт скважин при правильной эксплуатации можно делать раз в 8–10 лет.

В силу этих причин освоение турона оказывается намного проще и выгоднее разработки сланцев (себестоимость сланцевого газа на порядок выше, чем туронского), но уровень сложности его добычи и затратности все-таки несколько выше сеномана. Однако следует заметить, что к настоящему времени существующие запасы «легкого» газа находятся в поздней стадии разработки – многие месторождения из них уже выработаны или близятся к завершению, и конкурировать с туронскими теперь могут далеко не все сеноманские залежи. Разведанные залежи сеноманского газа также в ближайшее время не смогут быть освоены по причине отдаленности от инфраструктуры и высоких первоначальных капитальных затрат.

Впрочем, возможности полномасштабного освоения собственно турона пока не рассматриваются – в «Газпроме» считают более правильным начать его разработку в рамках уже действующих проектов добычи сеноманского газа, используя для этого имеющуюся инфраструктуру.

Двойная польза

Лицензия ОАО «Севернефтегазпром» на геологическое изучение и добычу углеводородного сырья в пределах Южно-Русского участка недр действует до 2043 года. По проекту разработки туронские залежи предполагалось ввести в эксплуатацию после 2025 года. Но теперь эти сроки могут быть пересмотрены в сторону сокращения. Любое месторождение проходит три фазы освоения: активная разработка и интенсивный рост объемов отбора сырья; выход на «полку» и стабилизация уровня производства на максимальном уровне; переход в стадию падающей добычи и, в самом конце, консервация. Вывод на «полку» сеноманских залежей Южно-Русского месторождения состоялся в 2009 году, а удерживать достигнутый уровень производства в 25 млрд куб. м газа, по предварительным расчетам, удастся около 8 –10 лет. Затем пластовое давление, а вместе с ним и добыча постепенно начнут падать. Однако сроки максимальных объемов производства могут быть значительно увеличены за счет поэтапного ввода в эксплуатацию туронских залежей, что, собственно, и предполагается сделать. Замещение высвобождающихся объемов сеноманского газа туронским принесет двойную пользу. Во‑первых, действующие мощности Южно-Русского рассчитаны на добычу и поставку в ЕСГ 25 млрд куб. м газа в год, поэтому продление «полки» производства позволит эксплуатировать их в максимально эффективном режиме значительно дольше, что улучшит экономику всего проекта. Во‑вторых, наличие и использование готовой инфраструктуры повысит рентабельность разработки туронских залежей.

По предварительным оценкам, потенциал добычи туронского газа на Южно-Русском месторождении составляет от 5 – 6 млрд до 8 млрд куб. м в год. Уточняться этот показатель будет по результатам опытно-промышленной эксплуатации скважины №174, а запасы туронских залежей – по итогам доразведки лицензионного участка. В этом году на месторождении будут проведены сейсморазведочные работы 3D в объеме 500 кв. км. А с 2014 года планируется начать разведочное бурение, в ходе которого в течение нескольких лет предполагается построить девять скважин.

Очевидно, что результатами успешного туронского эксперимента «Севернефтегазпрома» не преминут воспользоваться и другие отечественные добычные предприятия. К примеру, интерес к туронским залежам проявляют «Газпром добыча Ноябрьск», «Газпром добыча Ямбург» и «Роснефть». В этом нет ничего удивительного – только в Западной Сибири можно насчитать более двух десятков месторождений, в недрах которых выявлены туронские и сенонские залежи газа, суммарные запасы которых оцениваются как минимум в 3 трлн куб. м (сенонские отложения аналогичны туронским, располагаются на глубине 720–770 м). Причем после детального изучения в регионе сенон-туронских пластов цифра эта может увеличиться в разы. Кстати, за пределами нашей страны следы туронского газа пока не обнаружены, хотя месторождения, схожие с Южно-Русским по строению и условиям разработки, существуют. Поэтому может оказаться, что это чисто региональный ресурс, шанс воспользоваться которым получили только компании, работающие в России.

Большая фотография (JPG, 1МБ) Большая фотография (JPG, 1МБ) Большая фотография (JPG, 500КБ)