«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 приурочена 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 причислялись к промышленно значимым, они являлись таковыми лишь условно.

 

Заместитель генерального директора – Главный геолог ОАО «Севернефтегазпром» Александр Дорофеев: «Когда мы только начали заниматься туроном, предполагали даже, что это сеноманский газ, который перетек в другие пласты под воздействием тектонических нарушений. Но, изучив состав сырья и условия его залегания, определили, что это самостоятельные залежи, требующие соответствующего подхода в рамках программ разведки и освоения. Думаю, что сегодня, с учетом полученного нами опыта, нужно обращать значительно больше внимания на пласты, располагающиеся выше сеномана, – прежде всего в Западной Сибири, в районе уже разрабатываемых месторождений».

 

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 определил 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 технического 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 подтверждены 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.

 

Начальник Отдела бурения ОАО «Севернефтегазпром» Евгений Давыдов: «Мы стараемся по максимуму задействовать оборудование и услуги отечественных предприятий. Строительство туронской скважины не стало здесь исключением, хотя для России она оказалась уникальной. Тем не менее проектантом у нас выступал ТюменНИИгипрогаз, подрядчиком по строительству скважины – ООО “Газпром бурение”. Оборудование тоже было главным образом российское. Причем нами совместно с курганским ОАО “Корвет” была изготовлена не имеющая аналогов дуальная фонтанная арматура, которая позволяет вести раздельную и совместную эксплуатацию двух туронских пластов. А вместе с тюменским ОАО “ГРОМ” (Завод геологоразведочного оборудования и машин) мы разработали спайдер-элеватор для одновременного спуска в забой двух лифтов НКТ (насосно-компрессорные трубы). Его аналог, правда, в более сложном исполнении, можно было заказать в США. Но тогда стоимость спайдер-элеватора составила бы порядка 6 млн рублей. Нам же он обошелся почти в 100 раз дешевле. Впрочем, в рамках проекта нам все-таки пришлось воспользоваться системой заканчивания скважин американской компании Halliburton. За освоение аналогичной технологии могло бы взяться, например, тюменское ОАО “Сиббурмаш”, но на ее разработку ушло бы как минимум 3–4 года, и не было никаких гарантий, что испытания пройдут успешно. И это при том, что в данном случае привлечение импортной технологии, с учетом соответствующего инженерного сопровождения, в любом случае оказывалось дешевле».

 

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 больше, чем туронского), но уровень его сложности 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 на смогут быть освоены по причине отдаленности от инфраструктуры и высоких первоначальных капитальных затрат.

 

Советник генерального директора ООО «ТюменНИИгипрогаз» по разработке газовых месторождений Алексей Лапердин: «Мы избалованы теми открытиями, которые сделаны в Западной Сибири в последние полвека. Они позволили при помощи традиционных методов разработки осваивать гигантские месторождения сеноманского газа, где средний дебит на одну скважину может запросто достигать 1 млн куб. м в сутки. Между тем есть достаточно много залежей с продуктивностью скважин от 10 тыс. до 100 тыс. куб. м. Например, в Германии и других европейских странах, у нас – в Ленинградской области и Ставропольском крае. А, скажем, дебит скважин на залежах сланцевого газа и метана угольных пластов, как правило, еще на порядок ниже – здесь производительность даже в 10 тыс. куб. м уже большая удача. На этом фоне туронская скважина “Севернефтегазпрома” выглядит очень неплохо. Проблема в том, что турон удален от рынков сбыта и разработка исключительно этих пластов – отдельно от сеноманских – может оказаться нерентабельной».

 

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 их использовать 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 6–8 скважин.

 

Первый заместитель генерального директора – Главный инженер ОАО «Севернефтегазпром» Анатолий Сорокин: «Успешный опыт добычи туронского газа открывает новые возможности перед Группой компаний “Газпром” и нашим предприятием в частности. В ближайшее время мы сможем перевести предварительно оцененные запасы газа категории С2 (прогнозные) в С1 – разведанные и готовые к промышленному освоению. Появление эффективной технологии их разработки позволяет это сделать и другим добычным предприятиям “Газпрома”. Учитывая, что туронскими пластами в России еще никто всерьез не занимался, мы можем ожидать весьма значительного прироста объема разведанных запасов газа не только на нашем месторождении, но и на других перспективных участках. Наш опыт позволит вдохнуть вторую жизнь во многие месторождения ЯНАО».

 

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.

 

Генеральный директор E.ON Ruhrgas E&P Russia, член Совета директоров и Комитета по техническим вопросам ОАО «Севернефтегазпром» Алан Уитерилл: «Туронская залежь Южно-Русского месторождения схожа с низкопроницаемыми коллекторами в других частях мира. Например, E.ON успешно осваивает подобный объект на месторождении Babbage в Северном море, используя комбинацию горизонтальных скважин большой длины и множественных разрывов пластов по стволу скважины. Возможно, эти технологии станут ключом и к экономически эффективной разработке турона – мы готовы поделиться своим опытом с “Газпромом”. Впрочем, коллектор Babbage не является полным аналогом туронской залежи Южно-Русского».

 

Генеральный директор ОАО «Севернефтегазпром» Станислав Цыганков: «Эпоха легкого и дешевого газа закончилась – это стало очевидным не сегодня и даже не вчера. Поэтому мы – и Россия, и мир в целом – переходим к новому этапу развития газовой промышленности, который предполагает освоение месторождений в крайне сложных геологических, горнотехнических и природно-климатических условиях. Других вариантов в обозримой перспективе у нас нет. Перед отраслью стоит задача эффективной и рациональной разработки трудноизвлекаемых запасов газа. Для ее решения потребуется задействовать весь имеющийся научно-технический потенциал, создавать и внедрять новые технологии и оборудование. В этом смысле ввод в опытно-промышленную эксплуатацию туронских залежей очень своевременен и является одним из первых шагов на пути к широкомасштабной разработке в нашей стране трудноизвлекаемых запасов газа». 

 

Денис Кириллов