ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА
к программе мер по обеспечению глобального технологического лидерства России в области инновационных методов нефтедобычи к 2027 году
(Проект «Умное месторождение»)
Применяемые технологии разработки месторождений углеводородов (УВ) в РФ обеспечивают коэффициент извлечения нефти (КИН) на уровне 30%, при обводненности 84%. Среднемировой уровень КИН достигает 40%, при обводненности около 75%. При этом большинство российских месторождений перешло в стадию падения добычи. То есть максимум добычи на этих месторождениях уже пройден. Такова объективная ситуация на сегодняшний день. В этой связи возникает естественный вопрос: можно ли кардинально изменить ситуацию в ТЭК? И что для этого необходимо делать? Нам представляется, что это возможно, хоть и не просто и данный проект отвечает на вопрос что надо делать.
Задачи, решаемые недропользователями всего мира, изначально связаны с созданием и применением технологий, позволяющих извлекать ресурсы наиболее рачительно: быстро, с точки зрения экономической окупаемости вложений, безопасно для природы и с максимальным извлечением ресурсов для текущего уровня развития добывающих технологий. Для добычи нефти такой подход обеспечивается применением различных методов интенсификации нефтедобычи и повышения нефтеотдачи на всех этапах разработки месторождения. (Традиционно различают три временных этапа разработки месторождения, которые отличаются использованием различных методов улучшения (увеличения) нефтеотдачи (Ernst&Yong 2013, Зарубежнефть 2004):
На первом этапе разработки для добычи нефти по возможности используется естественная энергия месторождения (пластовое давление), в том числе упругая энергия, энергия растворенного газа, законтурных вод, газовой̆ шапки, а также потенциальная энергия гравитационных сил. На практике при разработке месторождений в естественном режиме объем нефтеотдачи варьируется от 5% до 15%.
На втором этапе разработки реализуются вторичные методы улучшения нефтеоподдержания пластового давления путем закачки воды или газа, которые обеспечивают нефтеотдачу на уровне от 20% до 60%.
На третьем этапе разработки, когда месторождение уже характеризуется высокой̆ степенью обводненности и истощенности, для повышения эффективности разработки применяются третичные методы увеличения нефтеотдачи (МУН) (Enhanced Oil Recovery — EOR). Эти методы повышают уровень нефтеотдачи пласта до 35–75%.
Таким образом, современная практика нефтедобычи такова, что на всех стадиях жизни месторождения наряду с традиционными методами повышения нефтеотдачи и МУН стали также широко применяться современные ГТМ и, в частности, бурение горизонтальных скважин с МГРП. Особенно широко такое бурение используется при разработке сланцевых месторождений.
Вопросы объективного технологического и экологического контроля применения этих методов, оценки реального их влияния на интенсификацию нефтедобычи и увеличение нефтеотдачи становятся все более актуальными и ключевыми в деле рачительного освоения углеводородных ресурсов. Кроме этого появились новые PRM-технологии (Permanent Reservoir Monitoring- постоянный мониторинг резервуара), в том числе 4D сейсмика на рассеянных волнах и 4D-микросейсмика, способные обеспечить оптимизацию как бурения горизонтальных скважин с МГРП, так и более эффективное проведение большинства мероприятий по повышению нефтеотдачи на протяжении всего периода разработки месторождения.
В настоящее время под термином PRM традиционно понимается комплекс двух независимых технологий, базирующихся на одной и той же инструментальной системе поверхностной регистрации сейсмических сигналов: первая это 4D сейсморазведка с периодом проведения активной 3D сейсмики, начиная от полугода и вторая это пассивный микросейсмический мониторинг во временных промежутках между этими активными фазами 4D (Краткая информация о конференции SecondEAGEWorkshoponPermanentReservoirMonitoring (PRM) CurrentandFutureTrends, 2-5 July 2013 Stavanger, Norway, Ерохин Г.Н. – справка прилагается). Все годы становления систем PRM основное внимание уделяется развитию только первой части PRM – 4D сейсмике. По-видимому, это связано с тем, что до настоящего момента на действующих системах PRM пассивный микросейсмический мониторинг реально еще не осуществлялся. Наиболее близки к этой стадии PRM, в плане микросейсмических измерений, в настоящий момент компании CGG и PGS, которые и анонсировали такие измерения на месторождениях Ekofisk и Jubarte в ближайшие годы.
С точки зрения платформы PRM, на сегодняшний момент наиболее перспективными и технологичными считаются оптико-волоконные PRM системы. На коммерческом рынке они представлены двумя системами регистрации: PRM-система OPTOWAVE компании OptoPlan (основана компанией Sercel) и PRM-система OptoSeis компании PGS. Платформы PRMдля суши такого же технологического уровня, что и для шельфа практически отсутствуют. Как правило, используется стандартное оборудование 3Dсейсморазведки, рассчитанное лишь на короткое время регистрации (10-15 сек), что не удовлетворяет требованиям длительных наблюдений в 4D-микросейсмике.
Целью реализации Проекта «Умное месторождение» является повышение за 10 лет КИН на действующих месторождениях на 10-15%, на вновь вводимых на 15-20% от закладываемых проектных решений и снижение обводненности на 10-15%.
Способ достижения поставленной цели состоит в создании и широком внедрении комплекса программно-технологических и методических решений, который обеспечит постоянный контроль процессов разработки месторождений на основе применения современных тотальных систем регистрации геофизических и, в первую очередь, сейсмических полей и суперкомпьютерных технологий. По сути это и есть новые «умные» технологии нефтегазодобычи на базе идей PRM.
Таким образом, в условиях снижения цен на нефть единственным разумным путем снижения себестоимости ее добычи и повышения объемов является переход разработки УВ на качественно иной — цифровой уровень с использованием передовых отечественных инноваций в области постоянного контроля разработки.
Оценивая актуальность, сложность и наукоемкость предлагаемого проекта его реализация в кратчайшие сроки потребует высочайший уровень координации будущих участников проекта и инициирует формирование в стране новых научно-технических направлений недропользования, основывающихся на самых передовых технологиях сбора, обработки и интерпретации информации.
Представляется, что на сегодняшнем историческом этапе развития страны задачу, решаемую в рамках данного проекта можно отнести к «задаче большого вызова», отчасти сравнимой с грандиозными послевоенными вызовами, успешно преодоленными нашей страной.
Реализация Проекта позволит России занять подобающее ей место «законодателя мод» в сфере инновационных технологий нефтегазового отрасли, которые помимо самой нефти могут стать существенной статьей экспорта.