Геологи ЛУКОЙЛа обсудили методы повышения добычи

Тюмень. Проблемы нефтегазового комплекса Западной Сибири и пути повышения его эффективности обсудили участники научно-практической конференции в Тюмени, которая проходила 24-26 октября. Мероприятие было посвящено 20-летию «КогалымНИПИнефть», входящего в структуру ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг»,  и включало совещание главных геологов ПАО «ЛУКОЙЛ».

30% прироста за новыми залежами

В 2015 году ЛУКОЙЛ добыл 126 млн тонн углеводородов, в том числе 95,5 млн тонн нефти. При этом компания обеспечила прирост запасов в 100 млн тонн условного топлива. По словам вице-президента компании по геологоразведке Ильи Мандрика, положительная динамика запасов с учетом добычи обеспечена за счет ГРР, повышения нефтеотдачи пластов и приобретения новых активов. В 2016 году инвестиции в геологоразведку составили рекордные 42 млрд руб., что практически на 40% больше программы 2015 года. С 2006 по 2015 гг. открыто 75 месторождений с запасами УВ (С1+С2) – 257 млн ТУТ (в т.ч. нефти 230 млн т.). В 2015 году открыто 16 месторождений с запасами УВ (С1+С2) – 45,5 млн ТУТ (в т.ч. нефти – 44,8 млн т) 14 нефтяных, 1 нефтегазоконденсатное и 1 газонефтяное.

Большую роль в формировании ресурсной базы компании играет доразведка месторождений. Так, в 2005 – 2015 гг. большая часть открытий (с учетом доразведки) была сделана на территории Западной Сибири. За это время открыто 144 месторождения и залежи, что составляет 49% от общего числа.

«Динамика эффективности от геологоразведки за весь период существования компании отражает нарастающий прирост жидких запасов, - отметил Илья Мандрик во время научно-практической конференции в Тюмени. - Если брать в целом, в объеме сырьевой базы, то минимум 30% - прирост запасов от новых залежей».

В 2016 году восполнение углеводородного сырья в объёме 98 млн тонн запланировано за счет добычи на действующих проектах. Но с 2017 года ЛУКОЙЛ планирует прирост за счет приобретений. В 2017 году речь идет о 8 млн ТУТ (условного топлива), однако к 2025 году этот показатель может вырасти до 105 млн ТУТ. По жидким углеводородам картина схожая. Рост начнется с 11 млн ТУТ в 2017 году, к 2025 году он достигнет 58 млн тонн.

В доказанных запасах, согласно международному аудиту, прослеживается следующая динамика: 31.12.2015 нефть – 11,9 млрд бнэ, газ - 2,8, всего - 14,7 млрд бнэ.; по прогнозу на 31.12.2016 – нефть 11,2, газ - 2,8, всего - 14.0 млрд бнэ. Снижение, по словам Ильи Мандрика, связано с резко ухудшившейся конъюнктурой мировых товарно-сырьевых рынков и, как следствие, корректировкой инвестиционных планов. Также, изменение цен на нефть отразилось на экономической целесообразности разработки части запасов.  В результате, они переведены в низшие категории. «С одной стороны, девальвация рубля приводит к снижению затрат, и при потере цены на нефть одно другое компенсирует. Но по морям: разведка, бурение, приобретение оборудования и т.д. – экономика проектов ухудшается и снижается рентабельность запасов. Если цены поднимутся, то и запасы будут возвращены к доказанным», - пояснил Мандрик.

Согласно классификации 1998 года, 2/3 запасов Общества – трудноизвлекаемые. «Статистика, конечно, устарела. Технологии ушли далеко вперед. И многие из тех залежей, которые по классификации 98-го относятся к ТРИЗ, уже не являются таковыми», - подчеркнул Мандрик.
Однако, по его наблюдению, накопленная добыча из активных в два раза превышает объемы ТРИЗ. «Необходимо активно работать с трудоизвлекаемыми запасами. И это задача наших проектных институтов, в первую очередь, «КогалымНИПИНефть», - добавил он.

По данным на 1 января 2016 года, перспективные ресурсы ПАО «ЛУКОЙЛ» по углеводородам оцениваются в 1 658 млн ТУТ (условного топлива), ЖУВ – 897 млн ТУТ и 761 млрд кубм.м. На 380 объектах 75% всех ресурсов нефти приурочены к мелким структурам (менее 15 млн тонн), на 41 объекте 93% всех ресурсов природного газа приурочены к мелким структурам (менее 40 млрд куб.м.).

Индивидуальный подход: опыт + инновации

Самый большой добывающий регион ПАО «ЛУКОЙЛ» - Западная Сибирь включает 96 лицензионных участков, которые находятся на территории ХМАО-Югры, 8 – в ЯНАО, 1 – в Красноярском крае. Всего 105 лицензий из 512 (в целом по компании). Текущие запасы региона оцениваются в 1 млрд 631 млн тонн. Текущая выработка - 61%, обводненность - 91%. Данные говорят о необходимости поиска путей повышения эффективности выработки остаточных запасов. По словам заместителя генерального директора по разработке месторождений - главного геолога ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» Сергея Арефьева, основной объем нефти добыт из активных запасов, при этом около 60% остаточных запасов приходится на малопроницаемые пласты. «Нам предстоит заниматься ими ближайшие 30 лет. Выработка низкопроницаемых отложений на текущий момент не превышает 35%», - пояснил он.

Для эффективной разработки месторождений в «ЛУКОЙЛ-Западной Сибири» работают над повышением выработки запасов разрабатываемых месторождений и повышением эффективности вовлечения новых залежей. При решении этих задач в Обществе ведется работа по повышению коэффициента охвата и регулирования процесса разработки. Последние годы на месторождениях проводится значительный объем работ по воздействию на нефтяные пласты через нагнетательные скважины. Частью большой работы по нагнетательному фонду является реализация программ по внедрению физико-химических методов. Их выполнение планируется держать на достигнутом уровне с возможностью дальнейшего увеличения. «На сегодняшний день применяются стандартные технологии и ведется работа по поиску новых составов, - пояснил Сергей Арефьев. - Сейчас мы готовимся к апробации одного из инновационных составов, в следующем месяце планируется закачка данного реагента. Также рассматривается возможность увеличения коэффициента вытеснения путем ASP-заводнения. На текущий момент ведется научно-исследовательская работа по разработке щелочь-ПАВ-полимерного состава, по результатам которой будет принято решение по внедрению состава в производство».

При работе с фондом скважин, в условиях высокой расчлененности пласта, как отмечают в Обществе, хорошо себя зарекомендовал метод селективного ГРП с предварительной закачкой тампонирующих составов в скважину с высокой обводненностью. Также главный геолог западносибирской «дочки» ЛУКОЙЛа отметил метод стабильного ГРП, проводимого в условиях неоднородных коллекторов и высоких толщин пласта. «Внедрение технологий продолжается и идет поиск новых методов для данного типа коллекторов», - подытожил он.

Нефтяники Западной Сибири добились значительных результатов в области вовлечения запасов и повышения добычи нефти при вводе в разработку пропущенных объектов. В 2015-2016 гг на Северо-Покачесвком и Повховском месторождениях в рамках программы ГРР выявлены новые залежи. После выполнения мероприятий  по возврату обводненных и бездействующих скважин получен суммарный прирост 223 тонный в сутки.  «Данное направление достаточно эффективно с точки зрения использования фонда скважин и ввода запасов в разработку с минимальными вложениями», - сделал вывод Сергей Арефьев.

Ввод в разработку низкопроницаемых запасов и поиск новых технологий для успешной работы с ними – в сфере центральных интересов «ЛУКОЙЛ-Западной Сибири». Наиболее распространённой технологией для данных объектов считается многозонное ГРП, внедренное в 2011 году и заметно усовершенствованное за последнее время. «Данный метод вовлечения низкопроницаемых коллекторов зарекомендовал себя хорошо, - отметил Сергей Арефьев. - Темп разработки горизонтальной скважины с многозонным ГРП гораздо выше, чем наклонно-направленной. При этом остаются вопросы применения технологий на разных месторождениях. Сравнительный анализ по 4 месторождениям показывает неоднозначную эффективность. Исследование профиля горизонтальных скважин в Обществе планируется увеличить».
Анализ работы горизонтальных скважин с многозонным ГРП показывает значительное снижение дебита нефти с течением времени. Нефтяники Западной Сибири планируют увеличить проведение селективных ремонтных работ по обводненным интервалам и ГРП с последующей стимуляцией низкоприточных интервалов. «На месторождениях общества введено более 400 горизонтальных скважин с многозонным ГРП потенциалом, перспективы этих работ очевидны», - отметил главный геолог Общества.

Увеличится также строительство скважин на месторождениях ЛУКОЙЛа в Западной Сибири. Планируется бурение многозабойных скважин на углеводородной основе. Основные объекты – пласты АB и БB, увеличение дебита оценивается на уровне 15%.

«Высокая выработка активных запасов требует комплексных мер по повышению эффективности разработки остаточных запасов. Достижение максимальных показателей нефтеотдачи возможно за счет вторичных и третичных методов, за счет регулирования процесса заводнения. Индивидуальный выбор оптимальных проектных решений для каждого объекта является основным фактором разработки месторождений. Для вовлечения ТРИЗ необходим поиск и внедрение передовых технологий», - подытожил Сергей Арефьев.