Пойти на турон

РАЗВЕДКА И РАЗРАБОТКА
Пойти на турон
Татьяна Яковлева-Устинова
обозреватель OGJRussia
«Севернефтегазпром» готовится к разработке
трудноизвлекаемого газа
Эпоха легкой добычи заканчивается не только для нефти, но и для газа. Запасы
сеноманских залежей — основного поставщика газа Западной Сибири — истощаются. При этом потенциал газоносности только туронских отложений в регионе оценивается в 3 трлн м3, что составляет порядка 10–15% от общих запасов западносибирских месторождений. Три года назад СП «Газпрома», немецких E.ON и Wintershall
«Севернефтегазпром» начал поиск эффективной технологии добычи туронcкого газа
на Южно-Русском месторождении в ЯНАО, запасы которого, по предварительным оценкам, составляют более 300 млрд м3. К промышленной добыче компания планирует приступить в 2019 году, чтобы постепенно компенсировать падение сеномана.
Ключевые слова: трудноизвлекаемые запасы, сеноманский газ, туронский газ, запасы.
Уникальное Южно-Русское месторождение было открыто на севере Западно-Сибирской платформы
в пределах Пур-Тазовской нефтегазоносной области в 1969 году,
когда при бурении поисковой скважины из сеноманских отложений был получен фонтан газа. Спустя десятилетие на госбаланс были
68
поставлены запасы по сеноманской
и сенонской (ее позже переквалифицировали в туронскую) залежам.
В нижнемеловых и юрских отложениях также проводились детальные сейсморазведочные работы, в результате чего было сделано
заключение о перспективности их
разработки.
В 1990 году на Южно-Русском
месторождении начинается второй
этап поисково‑разведочного бурения, и к 1994 году подтверждается
перспективность запасов.
Сейчас запасы месторождения
оцениваются в более 1 трлн м3 газа
категорий С1+С2 свыше 20 млн
т газового конденсата. Площадь
Oil & Gas Journal Russia
Трудноизвлекаемый газ
Going Turonian
Severneftegazprom prepares to
develop tight gas
The era of easy production is drawing to
a close, not just for oil but for gas as well.
Reserves of the Cenomanian beds, the
main suppliers of gas to WestSiberia, are
becoming depleted. But the gas potential
of the region's Turonian beds alone is an
estimated 3 trillion m3 or about 10%-15% of
West Siberia's overall reserves. Three years
ago, the Severneftegazprom joint venture
between Gazprom and Germany's E.ON and
Wintershall started to look for an effective
method to recover Turonian gas from the
Yuzhno-Russkoye field in the Yamal-Nenets
Autonomous District, which is preliminarily
estimated to contain more than 300 billion
m3. The company plans to start commercial
production in 2019, to gradually offset the
drop in Cenomanian gas production.
Key words: tight reserves, Cenomanian gas,
Turonian gas, reserves.
Tatyana Yakovleva-Ustinova
месторождения составляет свыше
1,2 тыс. км2.
«Газпром» ввел Южно-Русское в 2007 году. Практически сразу к проекту присоединилась «дочка» немецкого концерна
BASF Wintershall, получившая 25%.
Такую же долю спустя два года приобрел E.ON (см. «Обменялись»).
Легкий сеноман
Сеноманские отложения больше
всех разведаны, в России накоплен
огромный опыт их разработки. Пока
они наиболее просты для добычи,
содержание газа составляет 80–95 %
на единицу порового объема, практически не содержат примесей.
Поэтому «Севернефтегазпром»
начал эксплуатацию Южно-Русского с разработки сеномана, который располагается на глубинах
от 860 до 1200 метров и где в верхнемеловых песчано-алевритовых отложениях содержится около 90% запасов месторождения. Пористость сеноманского коллектора достигает 38 %.
Спустя два года с начала эксплуатации с опережением на год ЮжноРусское было выведено «на полку»
с добычей в 25 млрд м3, что стало
Август 2014
главной ресурсной базой для заполнения газопровода «Северный
поток», по которому газ поступает
в Германию.
Удерживать достигнутый уровень
в компании планируют до 2021 года,
после чего на смену сеномана должен постепенно прийти турон.
Подобрать ключ
Компенсировать естественное падение добычи с сеноманской залежи
«Севернефтегазпром» рассчитывает за счет поэтапного ввода в эксплуатацию туронской залежи, что
требует более сложных технологий
и больших по сравнению с добычей
на сеномане затрат. По предварительным оценкам, потенциал добычи туронского газа на Южно-Русском месторождении составляет
5–8 млрд м3 в год.
Туронский газ часто сравнивают
со сланцевым, но, по словам представителей «Севернефтегазпрома»,
освоение турона проще и на порядок выгоднее разработки сланцевого, который залегает на глубинах
до 400 м и содержит примеси. При
этом содержание сланцевого газа
не превышает 40–60%, насыщенность горных пород метаном существенно ниже, чем в других пластах.
Для разработки месторождений сланцевого газа необходимо
бурить большое количество скважин и постоянно интенсифицировать добычу с помощью объемных
гидроразрывов пластов (ГРП), кислотной обработки и другими методами. Небольшая глубина залегания
создает дополнительные проблемы,
так как возникает опасность загрязнения подземных вод. Ежегодно,
а то и по нескольку раз в год требуется проводить ремонт скважин.
Туронский газ залегает глубже — от 800 до 1000 метров, залежи
более насыщены газом, содержание
которого колеблется от 50% до 60 %,
содержат 85–95 % метана
и не имеют тяжелых примесей.
Между тем традиционные технологии для добычи туронского газа не подходят. Принятые для
сеномана вертикальные скважины дают низкие дебиты на туроне
(см. «Опытным путем»). «Севернефтегазпром» ищет технологии
по повышению интенсификации
добычи. В рамках опытно-промышленного освоения туронской залежи разрабатываются новые конструкции скважин.
По проекту разработки туронскую залежь предполагается ввести в промышленную эксплуатацию
в 2019 году. По словам представителя «Севернефтегазпрома», замещение высвобождающихся объемов
Обменялись
В 2007 году ОАО «Газпром» и BASF AG совершили сделку по обмену активами, в результате которой «Газпром» увеличил долю в уставном капитале
WINGAS GmbH до 50% минус одна акция и 49% в уставном капитале компании
Wintershall AG, владевшей правами на разработку и добычу в рамках концессионных соглашений в Ливии. При этом BASF AG получила в уставном капитале
«Севернефтегазпрома» 25% минус три обыкновенные именные акции и плюс три
привилегированные акции без права голоса.
В октябре 2009 года «Газпром» и E.ON AG оформили сделку, в результате
которой E.ON AG приобрела в уставном капитале «Севернефтегазпрома» 25%
минус три обыкновенные именные акции и плюс три привилегированные акции
без права голоса. В свою очередь «Газпром» получил 49% в ЗАО «Геросгаз»,
владевшей 2,93% акций «Газпрома» (сейчас компания ликвидирована).
Как сообщил представитель Wintershall OGJRussia: «При приобретении доли
в проекте эксперты исходили из того, что запасы природного газа составляют
порядка 610 млрд м3. Однако провести более точный расчет оказалось трудно
в силу сложной структуры месторождения. В то время партнеры договорились,
что компании будут совместно собирать сведения и проведут переоценку запасов
начиная с четвертого квартала 2013 года. Сейчас такие работы ведутся. Если
эксперты единодушно придут к выводу, что объем запасов выше или ниже ранее
предполагаемого, то участники проекта соответствующим образом скомпенсируют изменение его стоимости». В прессе сообщалось, что речь может идти о компенсации в сумме $1,35 млрд.
69
РАЗВЕДКА И РАЗРАБОТКА
Опытным путем
Виталий Докунихин,
исполнительный директор
Группы ERIELL
Туронская газоконденсатная залежь
Южно-Русского месторождения относится к трудноизвлекаемым из-за
низких фильтрационно-емкостных
свойств, пористости, слабой проницаемости коллектора. Она отличается неоднородностью расположения
по площади, повышенным пластовым
давлением. Разработка турона стала
возможна с появлением новых технологий, которые позволили усложнить
конструкции скважин с бурением
горизонтальных стволов, применять
различные способы интенсификации.
Скважина № 184 стала достаточно
сложным субгоризонтальным проектом.
Успешно выполнить работу удалось
благодаря утяжеленному буровому раствору, а также специфической КБНК
(осцилятору), который обеспечивает
плавность подачи ННД, создает малоамплитудные колебания в КНБК, повышает управляемость компоновки. Для
соблюдения траектории ERIELL использовала оборудование Schlumberger
с приборами LVD, что дает возможность
проводить геонавигацию и оценивать
коллекторские свойства пласта в режиме реального времени.
Использование растворов
на углеводородной основе позволяет
предотвратить нарушение фильтрационных свойств продуктивного пласта,
а также минимизировать его загрязнение компонентами бурового раствора.
В качестве подрядной организации
в сервисе буровых растворов была
выбрана компания M–I SWACO.
Успешное бурение скважины
№ 184 открыло новые горизонты для
освоения туронских залежей газа
на Южно-Русском НГКМ.
сеноманского газа туронским принесет компании двойную пользу.
Во‑первых, позволит продлить срок
максимальных объемов производства,
что улучшит экономику всего проекта. Во‑вторых, строительство скважин на готовых основаниях сеноманских кустов, где создана промысловая
инфраструктура, повысит рентабельность разработки туронской залежи.
По этапам
Промышленное освоение туронской
залежи предполагается в несколько этапов. Технологической схемой
на первом – с 2011 по 2018 год –
70
предусмотрено бурение трех эксплуатационных скважин. На втором —
в период с 2019 по 2021 год — в центральной части залежи предполагается 12 эксплуатационных скважин, которые будут составлять так
называемый пусковой комплекс.
К 2029 году в основной части залежи
уже будет 125 скважин. С 2030 года
для разработки периферии залежи планируется строительство еще
88 скважин.
«Севернефтегазпром» начал пилотный проект по освоению туронской
залежи в 2011 году, когда «Газпром
бурение» пробурил первую двухзабойную субгоризонтальную скважину
№ 174 с разветвленной архитектурой
стволов, обеспечивающих больший
радиус дренирования и эффективную
отработку запасов газа по разрезу.
Скважина состоит из двух стволов — основного и бокового –
на горизонты Т2 и Т1 соответственно. Такая конструкции обеспечивает одновременно раздельную
добычу газа из разных горизонтов,
а также возможность проведения
исследовательских работ раздельно
по каждому из стволов.
Для оценки добычных возможностей скважины выполнялся комплекс газодинамических исследований, которые проводились по каждому стволу отдельно и одновременно. Результаты показали, что
выбранная конструкция увеличивает дебит более чем вдвое по сравнению с вертикальными скважинами.
В феврале этого года Группа
ERIELL начала строительство второй эксплуатационной однозабойной
скважины № 184 с восходящим профилем окончания ствола. Предполагается, что конструкция скважины
обеспечит максимальную продуктивность за счет увеличения длины ствола в продуктивном разрезе и вынос
жидкости с забоя, что особенно характерно для турона ввиду небольшой
скорости газового потока и высокой
остаточной водонасыщенности.
С помощью этой скважины
«Севернефтегазпром» рассчитывает подобрать оптимальный профиль
скважины для разработки туронской залежи, подтвердить возможность роста дебитов за счет увеличения длины по продуктивной части
пласта, а также проверить другие
технологические особенности конструкции. В мае 2014 года «Севернефтегазпром» приступил к освоению скважины. Пока полученный
приток газа существенно превышает проектные значения.
Геолого-промысловая информация, которая будет получена
в ходе изучения эксплуатационных данных конструктивно различных скважин № 174 и № 184, послужит основанием для выбора оптимального проектного решения
по вводу в промышленную эксплуатацию туронской залежи. Следующая экспериментальная скважина № 192 на турон будет пробурена
в начале 2016 года.
Глубокие перспективы
В апреле этого года «Севернефтегазпром» начал строительство разведочной скважины для доизучения
газовых, газоконденсатных и нефтяных залежей, открытых в нижнемеловых отложениях центральной
части месторождения. На глубинах, не превышающих 2000 метров,
содержатся нефть и газ, состоящий
из метана, этана, пропана, бутана
и газового конденсата.
Ожидаемый прирост извлекаемых
запасов углеводородов категории
С1 по результатам испытания пластов
должен превысить 8 млн т у. т. Всего
в период с 2014 по 2017 год на ЮжноРусском лицензионном участке планируется завершить строительство
на этих отложениях восьми разведочных скважин с суммарной проходкой
более 17 тыс. метров.
Опытно-промышленную разработку нижнемеловых отложений планируется начать не позднее
2020 года. По словам представителя
«Севернефтегазпрома», подготовка
газа из нижнемеловых отложений
потребует применения технологий
переработки с выделением тяжелых
углеводородных фракций.
Oil & Gas Journal Russia