Альтернативы «альтернативе» нет — интервью руководителя дирекции по геологоразведочным работам и развитию ресурсной базы ОАО «Газпром нефть»

О новых проектах компании в области разработки трудноизвлекаемых и нетрадиционных запасов, а также о проблемах реализации подобных проектов в российских условиях Екатерине Майковой рассказал руководитель дирекции по геологоразведочным работам и развитию ресурсной базы ОАО «Газпром нефть» Алексей Вашкевич.

— Алексей Александрович, расскажите, пожалуйста, о стратегии компании в области разведки и разработки трудноизвлекаемых и нетрадиционных запасов углеводородов.

— Недавно актуализированная стратегия развития «Газпром нефти» до 2025 года предполагает поддержание добычи на уровне 100 млн тонн н. э. и сохранение обеспеченности запасами на протяжении 20 лет. Это потребует от нас увеличения ресурсной базы, которая сейчас составляет более 2 млрд тонн н. э. по категории 2P, на дополнительные 1,2–1,7 млрд тонн н. э., в том числе за счет активного вовлечения в разработку трудноизвлекаемых и нетрадиционных запасов. Уже к 2015 году компания планирует вовлечь в разработку порядка 60 млн тонн дополнительных запасов этой категории, а к 2020 году увеличить показатель до 300 млн тонн.

— Что вы у себя в компании понимаете под трудноизвлекаемыми запасами?

— Мы часто задавали себе вопрос, как именно будем классифицировать трудноизвлекаемые запасы (ТРИЗ). И в результате разделили эти ресурсы на два ключевых кластера. В первый включили трудноизвлекаемые запасы в прямом смысле этого слова. То есть те, которые находятся в понятных с точки зрения геологии и технологий разработки пластах, являются классическими с позиции формирования залежи, но относятся к трудноизвлекаемым по своим фильтрационно-емкостным свойствам (ФЕС), мощностям продуктивных пластов, содержанию газа в верхней части залежи. Основные ТРИЗ — часть ачимовских залежей и тюменская свита — составляют свыше 500 млн тонн извлекаемых запасов, или порядка 40% ресурсной базы компании по категории ABC1. Ко второму кластеру мы относим так называемые нетрадиционные запасы, которые выделяются на основании истории генезиса нефти. По сути, это нефтематеринские породы, к которым относятся бажено-абалакская свита, а также залежи, в понимании геологического строения которых мы пока находимся в самом начале пути, например — палеозой. Есть разные оценки ресурсного потенциала нетрадиционных запасов, отличающиеся друг от друга в разы. В целом по России называют цифру в 100 млрд тонн н. э., причем в Ханты-Мансийском округе сосредоточена значительная часть этих запасов — порядка 20–30 млрд тонн н. э. Согласно нашим оценкам, около 8–10 млрд тонн н. э. таких запасов в ХМАО находится в нераспределенном фонде, остальные нетрадиционные ресурсы округа относятся к участкам, разрабатываемым различными компаниями.

— Как компания подходит к технологиям разработки ТРИЗ и нетрадиционных запасов? Насколько схожи подходы?

— Эффективное освоение первой группы запасов невозможно без квалифицированного научного сопровождения, поэтому на базе нашего дочернего предприятия «Газпромнефть-Хантос», совместно с «Газпромнефть Научно-технический центр» мы создали проектный офис, перед которыми поставлены задачи изучения мирового опыта разработки ТРИЗ, апробации его в российских условиях, проведения пилотных проектов и анализа их результатов. Работа идет полным ходом. ТРИЗы нам понятны по геологии, поэтому основная задача — наработать технологии, использовать специальные комплексы моделирования и сотрудничать с ведущими сервисными компаниями.
Арсенал применяемых подходов включает горизонтальное бурение с многостадийным гидроразрывом пласта (ГРП), использование полимерных заводнений, поверхностно-активных веществ, чтобы вовлечь в разработку ранее не охваченные участки дренируемого пласта. В течение прошлого года мы пробурили 68 горизонтальных скважин на участках с ТРИЗ, из них 19 — с применением многостадийного ГРП (от 2 до 6 стадий).
В 2013 году планируем пройти бурением 120 скважин, из них 70 с мультистадийным гидроразрывом, увеличив количество стадий.

— Планы впечатляют, но количество стадий по ГРП и длина горизонтального окончания — не панацея...

— Да, безусловно, это не самоцель. И хотя мы уже можем сделать 8 ГРП в одном горизонтальном стволе, решение принимается прежде всего исходя из экономической целесообразности. Практика показала, что зачастую 3–4 стадий гидроразрыва бывает достаточно для эффективной разработки. Западные компании умеют проводить до 40 стадий ГРП, используя эту технологию, например, на американской сланцевой формации Bakken, однако в среднем выполняют только 20 стадий. Существуют детальные инженерные расчеты, позволяющие оценить экономическую эффективность проведения определенного количества ГРП. Аналогичная ситуация с длиной горизонтального участка: на некоторых скважинах она составляет 500 м, для других — 700 м, для формации Bakken — 3000 м.

— Какие еще технологии вы применяете на ТРИЗ?

— Параллельно с многостадийным ГРП идет развитие компетенций по бурению многоствольных горизонтальных скважин. Цель применения этого технического решения — оптимизация затрат.
Сегодня у нас уже есть опыт бурения четырехствольных горизонтальных скважин. Всего в 2012 году компания пробурила 5 скважин с многоствольным заканчиванием, а в этом мы собираемся пробурить 18 таких скважин (в среднем по 3–4 ствола на каждой). Для нас сегодня очень важно наращивание добычи при соблюдении экономической целесообразности применения подобных технологий и получения высоких стартовых дебитов.
Важной особенностью ТРИЗ и нетрадиционных запасов является то, что они характеризуются длительным периодом выработки. Если для традиционного месторождения такой срок в среднем составляет 20–30 лет, то в случае с ТРИЗ он может превышать 50 лет.

— Привлекает ли компания к проведению данных работ зарубежных подрядчиков?

— Что касается непосредственно бурения скважин, то по своей компетенции отечественные подрядчики не уступают, а в некоторых вопросах и превосходят зарубежных, при этом у россиян ниже цены. В то же время в вопросах проведения внутрискважинных операций зарубежные сервисные предприятия, несмотря на более высокую стоимость их услуг, пока еще опережают в конкурентоспособности отечественных игроков.

— В рамках направления ТРИЗ «Газпром нефть» продолжает геологоразведку на Чонской группе месторождений в Восточной Сибири. Вы сотрудничаете с японской JOGMEC по геологическому изучению Игнялинского участка, одного из трех участков Чонской группы. Каковы результаты работ?

— Мы довольны тем, как развивается наше партнерство. Реализация проекта идет очень слаженно. JOGMEC — достойный партнер как с точки зрения функциональной дисциплины, так и с точки зрения технической экспертизы. На Игнялинском участке полностью завершена сейсмическая съемка, в том числе 3D в объеме 350 км2. Начато бурение двух скважин, еще две будут пробурены в следующем году. До конца 2014 года мы с JOGMEC должны принять решение о переходе ко второму периоду реализации проекта.
На других участках Чонского проекта — Вакунайском и Тымпучиканском, на которых мы работаем самостоятельно, также продолжается геологоразведка и проводятся испытания ранее законсервированных скважин.

На Вакунайском и Тымпучиканском участках мы провели сейсмосъемку высокого разрешения в объеме 350 км2 с использованием инновационной и уникальной методики UniQ, которая применялась в России впервые. В настоящее время вместе со специалистами Schlumberger мы приступили к обработке полученной информации. Параллельно идет подготовка к следующему полевому сезону. Всего наша компания должна пройти здесь сейсмосъемкой порядка 1200 км2, и мы рассматриваем варианты оптимизации работ: сокращения их срока с планировавшихся трех до двух лет. Разработка трудноизвлекаемых и нетрадиционных запасов требует дополнительных инвестиций.

— Как вы оцениваете налоговый климат с точки зрения разработки этого вида запасов?

— Трудноизвлекаемые и нетрадиционные запасы практически невозможно разрабатывать привычными для нас методами. При этом если обычная скважина стоит 50–60 млн руб., то скважина для разработки ТРИЗ — 100–120 млн руб., которые придется потратить на бурение горизонтальной скважины с проведением 4–5 ГРП. Кроме того, операционные расходы на эксплуатацию и ремонт тоже будут выше.
Все это необходимо учесть при разработке механизма льгот для освоения месторождений с трудноизвлекаемыми запасами. Мы хорошо понимаем диапазон затрат, при котором можно эффективно разрабатывать залежи ТРИЗ, вовлечение которых считаем эффективным. И сегодня мы стараемся объяснить, что для ввода в разработку за счет ТРИЗ 50–100 млн тонн н. э. дополнительных запасов нужны определенные налоговые стимулы, которые сделают освоение этих залежей экономически целесообразным. Основным инструментом является предоставление льгот по НДПИ, с учетом характеристик месторождения по проницаемости, выработанности, вязкости.

Сейчас мы ждем принятия законопроекта, подготовленного Минфином во исполнение распоряжения российского правительства № 700‑р, необходимого для создания условий для экономически эффективной разработки трудноизвлекаемых запасов нефти. Проект предусматривает дифференциацию ставки НДПИ в зависимости от показателя проницаемости коллектора, степени выработанности месторождения и размера нефтенасыщенного пласта. Кроме того, в этом распоряжении в отдельную категорию будут выделены нетрадиционные запасы нефти баженовских, абалакских и доманиковых продуктивных отложений. Поговорим о втором кластере запасов.

— Насколько, на ваш взгляд, адекватно называть баженовскую свиту таким популярным термином, как «сланцевая нефть»?

— Термин «сланцевая нефть» имеет под собой четкое определение. Зачастую происходит путаница между понятиями «сланцевая нефть» и «нефтяные сланцы». Генерация практически всей нефти Западной Сибири происходила в одном пласте. То есть все жидкие углеводороды, которые мы добываем из разных пачек, в том числе и нефть бажено-абалакского комплекса, «готовились» в одной геологической свите. После чего углеводороды путем структурных и неструктурных нарушений мигрировали в вышележащие пласты. По сути, в этом и заключается основное определение: та нефть, которая осталась в материнской породе и которую мы оттуда пытаемся извлекать, является сланцевой нефтью.
Нефть, которая находится в других пластах, пусть схожих по коллекторским свойствам (низкая проницаемость) и по составу (аргиллиты, глинистые сланцы), — это нефтяные сланцы. Это такие же классические залежи, только с пониженными ФЕС. Например, к такому виду ресурсов относится ачимовская свита.

— А если сравнить петрофизические характеристики американских месторождений сланцевой нефти, которые преимущественно сланцево‑глинистого состава, и баженовскую свиту, которая скорее карбонатная?

— Петрофизические и гранулометрические характеристики глин, или так называемых «shale», разнятся от залежи к залежи. Даже в рамках американских формаций сланцевой нефти, например, сланцы Bakken и Eagle Ford имеют абсолютно несхожий состав. Поэтому, когда мы говорим «бажен», нужно понимать, что это просто один из видов «shale».

— В таком случае, на какую американскую формацию баженовская свита похожа больше всего?

— Это очень сложный вопрос. Состав «shale» формируется комбинацией из 10–15 параметров. Поэтому даже незначительные отличия в 1–2% одного параметра ведут к изменению в процентном отношении следующего параметра и так далее, а в итоге получается совершенно другой компонентный состав. Таким образом, каждая формация уникальна, что, в свою очередь, находит отражение и в технологических подходах к ее разработке, в частности в дизайне ГРП.

— В чем особенности разработки сланцевых месторождений?

— Ключами к разработке нетрадиционных запасов являются построение региональной модели, грамотное прогнозирование наличия сгенерированной нефти, правильный выбор точки бурения скважины и определение оптимальных технологий. Очень важную роль играют геомеханическое и термическое моделирование. За счет термобарических процессов в породе происходит расширение и создание естественных микротрещин, которые являются проводниками углеводородов, термическое моделирование позволяет предсказать положение таких зон генерации. Другими словами, мы можем найти хорошую залежь с высоким содержанием углеводородов, но из-за того, что еще не произошли процессы синтеза легких углеводородов из керогена, расширение и создание трещин и радиоляритовых прослоек, извлечь эти углеводороды будет физически невозможно. Поэтому так важно найти правильную точку бурения.

«Газпром нефть» смогла успешно решить эту задачу, пробурив первую поисково‑оценочную наклонно-направленную скважину на бажено-абалакском горизонте Пальяновской площади Красноленинского месторождения в ХМАО и без применения ГРП получив приток газонефтяной смеси. Сегодня дебит этой скважины составляет 80 тонн нефти в сутки. При этом мы понимаем: если пробурить скважину, скажем, на расстоянии 1 км, то получится совершенно другая картина. При разработке сланцевых комплексов масштаб имеет огромное значение, он измеряется не десятками километров, а зачастую сотнями метров. Поэтому детальное геологическое моделирование, которое включает в себя высокоплотную 3D сейсмику и использование инновационных методов интерпретации позволяет четко видеть геологическую структуру залежей.
Комбинируя эти данные с геохимическими, термическими, седиментационными моделями, можно спрогнозировать расположение тех точек, которые являются для нас целевыми.

— Расскажите, пожалуйста, о проектах, где «Газпром нефть» уже занимается разработкой нетрадиционных запасов.

— Помимо одной скважины Пальяновской площади, о которой я говорил выше, сейчас мы разрабатываем стратегию дальнейшего освоения этого месторождения. Планируем пробурить 14 скважин к 2015 году, в том числе 5 горизонтальных с многостадийным ГРП. Еще один проект по изучению возможностей добычи сланцевой нефти реализуется в рамках совместного предприятия с Shell — компании SalymPetroleum Development (SPD). Одно из направлений сотрудничества предполагает подготовку к промышленному освоению запасов баженовской свиты ВерхнеСалымского нефтяного месторождения в ХМАО.
Если говорить про нетрадиционные запасы, то необходимо назвать и палеозой, с которым мы сейчас работаем. В настоящее время мы проводим опытно-промышленные работы на палеозойских отложениях Арчинского месторождения в Томской области. Программа предполагает бурение 3 скважин в 2013 году и 7 скважин в 2014–2015 годах. На данной стадии основной задачей для нас является подтверждение геологической модели залежей и определение наиболее эффективных методов разработки.

— Каковы ближайшие планы по разработке баженовской свиты?

— Раньше баженовская свита никогда не была для нас целевым объектом лицензирования. Те запасы, которые есть у «Газпром нефти» в ХМАО, достались нам вместе с традиционными месторождениями. А вот в рамках нового направления работы «Газпром нефти» по созданию нового совместного предприятия с Shell мы планируем в этом году обратиться за лицензиями на геологическое изучение участков в ХМАО, а в 2015–2016 годах запустить в разработку первые объекты на баженовской свите.
Мы считаем, что находящаяся в нераспределенном фонде ресурсная база сланцевой нефти в ХМАО может достигать 8–10 млрд тонн, из которых целевыми для нас являются порядка 300 млн тонн извлекаемых запасов. По нашим расчетам, в будущем СП сможет добывать на пике до 5 млн тонн сланцевой нефти в год. Преимущества работы в ХМАО очевидны — это регион с развитой инфраструктурой, а наши знания и понимание геологии находятся на очень высоком уровне. Все это положительно скажется на экономике проектов. И если государство будет стимулировать разработку нетрадиционных ресурсов определенными налоговыми преференциями, то до момента запуска первых проектов пройдет всего 3–4 года.

— Возвращаясь к американскому опыту, на сланцевых месторождениях очень быстро достигается пик добычи, после чего дебиты резко сокращаются. Не боитесь аналогичной картины на ваших промыслах?

— Динамика объясняется физическими процессами, происходящими на таких месторождениях, и этот фактор необходимо учитывать. Именно поэтому, к примеру, на Bakken экономика скважины выстроена так, чтобы она могла окупить себя в первые 2–3 года работы, потому что потом начнется падение дебитов. В то же время, продолжительность разработки таких месторождений значительно больше, чем традиционных.

— Поговорим о глобальном. Как вы оцениваете перспективы разработки нетрадиционных запасов нефти в России?

— Говоря о развитии российского минерально-сырьевого комплекса в перспективе ближайших двух десятков лет, можно прогнозировать, что порядка 45–50% нефти будет добываться на месторождениях, которые уже введены в разработку. Звучат прогнозы, что еще около 30% придется на долю арктического шельфа, но пока эта задача выглядит довольно амбициозной. Так что серьезных альтернатив разработке нетрадиционных запасов, на мой взгляд, нет.
Поскольку фонд традиционных запасов уже распределен более чем на 90%, основной прирост минерально-сырьевой базы в стране сегодня происходит благодаря доразведке уже открытых месторождений, эксплуатационному бурению и пересчету запасов. Любая нефтяная компания озабочена вопросами восполнения своей ресурсной базы. Поэтому так или иначе мы все равно приходим к выводу, что без вовлечения нетрадиционных запасов будет сложно поддерживать и наращивать добычу.

— Насколько, по вашему мнению, перспективно направление разработки газовых гидратов?

— Если мы научимся экономически эффективно и выгодно разрабатывать газовые гидраты, то все остальные темы можно просто закрыть. Общая ресурсная база жидких углеводородов во всем мире оценивается в 2–3 трлн тонн н. э., в то время как потенциал газовых гидратов, по разным оценкам, составляет порядка 15 трлн тонн н. э. — это практически неограниченные возможности. Но пока серьезного опыта разработки газовых гидратов нет, только единичные пилотные проекты. Объясняется все просто: пока существуют более дешевые методы извлечения углеводородов, газовые гидраты добывать не станут.

— Каковы планы «Газпром нефти» по вхождению в проекты по разработке трудноизвлекаемых и нетрадиционных запасов за рубежом?

— Сегодня мы активно изучаем ситуацию на рынке, в том числе и за пределами России. В первую очередь участие в таких проектах позволит нам получить новые компетенции, которые мы могли бы быстро изучить, освоить и перенести в наши проекты в России.

— Если говорить о таком направлении труднодоступных запасов, как разработка шельфа Арктики, где «Газпром нефть» является оператором проектов, каковы перспективы этих проектов?

— На сегодняшний день компания занимаемся двумя проектами на шельфе Арктики — Приразломным и Долгинским месторождениями. Геологоразведочные работы ведутся на Долгинском месторождении, где «Газпром нефть» является оператором проекта. На этот год у нас запланировано бурение одной поисково‑разведочной скважины. Следующая будет пробурена в 2014 году. На основе полученной информации мы сможем принять решение о переводе месторождения в стадию разработки. Нам необходимо оценить объемы инвестиций и создание соответствующей инфраструктуры. В настоящее время мы законтрактовали буровую платформ и суда обеспечения, совсем недавно выбрали подрядчика для интегрированного управления сервисными услугами. Мы уже получили положительное заключение экологической экспертизы на проведение работ и ожидаем разрешения на строительство скважины. Начало буровых работ запланировано на лето 2013 года. Выбрано 3 объекта для испытания, глубина воды на месторождении составляет 30–50 м, глубина скважин —3200 м. Срок окончания работ зависит от ледовой обстановки, но обычно лед в этот район Печорского моря приходит в октябре. Задача заключается в том, чтобы успеть не только пробурить скважину, но и провести ее испытания. Это позволит нам получить максимальное количество геологической информации.