РУС | ENG

От первого лица

Трудноизвлекаемые

Назад

          «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)

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

 
        Большая фотография (JPG, 500КБ)

 2018 ОАО «Севернефтегазпром»