Ачимовская толща — каковы её перспективы?

28 мая на Уренгойском месторождении запустили новый участок 3А, где углеводороды извлекают из ачимовских отложений. Для добычи используются скважины с длиной горизонтального участка 1800 м и многостадийный ГРП. Новая территория сможет ежегодно давать 5 млрд м³ газа и 1,5 млн т конденсата.

Участок 3А стал первым запущенным после санкций, над технологиями для добычи работала «Газпром нефть». Теперь компания надеется масштабировать опыт и в будущем взяться за другие месторождения, где есть ачимовские отложения.

Портал nprom.online расспросил специалиста по трудноизвлекаемым запасам нефти, эксперта «Российского газового общества» Антона Соколова, в чём сложности добычи, легко ли перенести технологии Уренгоя на другие участки и как скоро ачимовские залежи могут быть массово вовлечены в разработку.

Портал nprom.online расспросил специалиста по трудноизвлекаемым запасам нефти, эксперта «Российского газового общества» Антона Соколова, в чём сложности добычи, легко ли перенести технологии Уренгоя на другие участки и как скоро ачимовские залежи могут быть массово вовлечены в разработку.

— Нефть ачимовской толщи — в чём её особенности и почему её так трудно добывать?

— Вообще у нас есть разделение на сложные, трудноизвлекаемые запасы и на обычные, традиционные запасы. И если мы говорим про ачимовку, это нечто среднее.

Миллионы лет назад в меловой период на месте Западной Сибири был океан. Традиционные запасы формировались в прибрежной, шельфовой части, где не было мощных течений: море наступало, отступало, и так появились традиционные коллекторы. Ачимовские отложения формировались в глубоководной части древнего океана. Из-за течений осадки укладывались не ровными слоями, а там получались так называемые конусы выноса. Они имеют более сложную форму, и пласты получились неоднородные.  

Сейчас, когда мы изучаем ачимовку, мы видим, что в ней есть тонкие прослойки глины, песчаника, пласты сложной формы, есть тектонические нарушения. Из-за этого все сложности в добыче. 

Справка:
В 2018 году «Газпром нефть» создала первую в отрасли цифровую модель ачимовской толщи. «Цифровой двойник» показывает места залегания ачимовских запасов и даёт информацию о сотне геологических параметров.

Если для традиционного коллектора достаточно пробурить скважину, чтобы попасть в залежь, то для ачимовки приходится использовать более сложные технологии: нужны горизонтальные скважины, причём горизонтальный участок должен быть большой длины, чтобы увеличить зону контакта скважины и залежи, которую мы разрабатываем. Кроме того, необходимо проводить ГРП, обязательно — несколько стадий.

Но тут сложность в чём? После того как провели ГРП, дебиты по скважинам очень быстро растут, но затем очень быстро падают. Если посмотреть на диаграмму добычи, мы увидим колокол: через короткий промежуток времени все скважины начинают давать несущественные объёмы нефти. Это проблема, и с этим сложно что-то поделать.  

Кроме того, ачимовка довольно-таки низкопроницаемая, и нужно применять реагенты для вытеснения нефти.

— Насколько эффективно нынешний уровень технологий в России позволяет разрабатывать ачимовскую толщу? Их необходимо дорабатывать или есть готовые решения, и вопрос только в цене?

— Технологии есть, но вопрос не в цене, а в их эффективности. Сейчас мы можем отбирать лишь 5-7% того объёма запасов, который есть в пласте. Коэффициент нефтеотдачи в 7%, конечно, очень низкий. Нужно хотя бы 20-30%.

Компании, которые сейчас занимаются разработкой ачимовской толщи, стараются эти технологии адаптировать. Здесь не стоит задача поиска абсолютно новых технологий, как, допустим, для бажена. Необходимо адаптировать горизонтальное бурение, ГРП или заводнение — причём не только полимерное, можно и, например, закачивать газ.

— Каково качество нефти в ачимовской толще? В чём интерес браться за такие запасы?

Почему в ачимовскую толщу вообще углубились? Отложения находятся в районах хорошо разработанных, где уже есть вся необходимая инфраструктура. Ачимовские отложения часто встречаются на месторождениях, которые разрабатываются с 60-70-х годов. Там нет необходимости строить нефтепроводы, установки подготовки нефти и т. д.

Ещё в советское время пытались разрабатывать ачимовку, но на скважинах были малые дебиты, и от этой идеи отказались. Впрочем, то же самое произошло и с баженом.

Вообще трудно сказать, что ачимовская нефть какая-то особенная. Она не отличается ни высокой вязкостью, ни высоким содержанием серы. Это не новый сорт нефти, как бывает на морских месторождениях: например, ARCO или Sokol. А от юрских отложений Западной Сибири ачимовскую толщу отделяют десятки и даже единицы метров, и состав не очень отличается от Urals.

— Ачимовская толща содержит в большей степени нефть или газ?

— В большей степени нефть. Есть газ, растворённый в нефти, и с ним те же сложности, что и при добыче нефти, в плане вызова притока. Я не могу говорить про газовые залежи, потому что это не моя специфика. Но есть нефтегазовые месторождения, в горизонтах которых есть ачимовские отложения — Ямбургское, например. Они сначала считались газовыми, но в конце 90-х и начале 2000-х там установили нефтеносность ачимовских залежей. И спустя лет 15 попытались начать их освоение. Промышленную добычу планируют в 20-е и 30-е годы. Весь этот промежуток времени отводится на подбор технологий.

Справка:
Уренгойское месторождение — третье в мире по величине газовых запасов. Его открыли около посёлка Уренгой в Пуровском районе ЯНАО в 1966 году. ПАО «Газпром» ведёт добычу из газовой части Уренгойского месторождения, «Газпромнефть-Заполярье» разрабатывает трудноизвлекаемые ачимовские залежи участка 3А. Геологические запасы участка 3А составляют 190 млрд м³ газа и 62 млн тонн конденсата.

— Насколько подобранные для Уренгойского месторождения технологии масштабируемы?

— Естественно, у каждого месторождения своя специфика, поэтому всегда у месторождения есть период пробной эксплуатации. Существующий подход к разработке тех же ачимовских отложений — скважины с горизонтальным участком около двух километров, многостадийный ГРП и закачка углеводородного газа — это просто общая концепция. А для каждого месторождения нужно уже подбирать: например, длина скважины будет не два км, а 2,5 км. Или, наоборот, достаточно, чтобы участок скважины был 1,5 км. Концепция под каждое месторождение адаптируется.

Справка:
Ямбургское — одно из крупнейших нефтегазоконденсатных месторождений мира. Находится в ЯНАО. Начальные разведанные запасы газа — 6,9 трлн кубометров, нефти — 1,3 млрд тонн. Большая часть запасов жидких углеводородов располагается в ачимовских отложениях. В 2017 году компания выполнила переоценку потенциала нефтяной части Ямбургского месторождения, а в начале 2018 года приступила к переиспытанию ранее пробурённых разведочных скважин. Результаты подтвердили промышленную нефтегазоносность ачимовского комплекса.

— Насколько велики запасы ачимовки? Насколько они распространены по российской территории?

— Если взглянуть на карту, то это практически вся Западная Сибирь. Почти на любом месторождении Западной Сибири мы можем ачимовские отложения найти — от берега Северного Ледовитого океана вплоть до Омска.

Но вопрос с запасами чуть сложнее: геологические оцениваются в 10 млрд т нефти, 4 трлн м³ газа — это, конечно, много, но проницаемость очень низкая, меньше 1 миллидарси. И потому мы можем пока только одну небольшую часть запасов отбирать. Если на традиционных коллекторах коэффициент добычи нефти 20-30%, то здесь 7%, максимум 10%. Этого мало.

Огромная площадь, запасы большие, но всё это на перспективу.

Мы также занимаемся баженом, но там ещё даже запасы непонятны и добывать сложнее, потому что технологий нет. Поэтому бажен, вовлечение его в промышленную разработку — это более отдалённая перспектива, а ачимовка — она сложнее, чем традиционный коллектор, но яснее, чем бажен.

— Сколько лет потребуется, чтобы массово вовлечь ачимовку в промышленную отработку?

— Ачимовка — ближайшие лет 20-25. Сначала ачимовка, а потом уже бажен.