Зрелые месторождения. Без господдержки не обойтись?

В прошлогоднем обзоре агентства «Яков и партнёры» приводятся такие цифры: 95% нефти в России добывается на зрелых месторождениях. Эксперты отмечают, что стареющий фонд месторождений требует больших вложений в геологоразведку и запуска новых проектов.

Однако и на старых месторождениях всё же пока есть потенциал: с помощью современных методов повышения нефтеотдачи можно поддерживать стабильные дебиты.

В проблемах добычи и экономической эффективности вместе с экспертами разбирался портал nprom.online.

В чём сложности разработки зрелых месторождений?

При разработке зрелых месторождений основных проблем две — высокая обводнённость и низкая подвижность остаточной нефти.

Как разъясняет младший научный сотрудник НИЛ методов увеличения нефтеотдачи НЦМУ «Рациональное освоение запасов жидких углеводородов планеты» Казанского федерального университета Айдар Мустафин, в особо сложных случаях содержание воды в добываемой жидкости может достигать 100%.

Наука знает, как бороться с высокой обводнённостью, но на зрелых месторождениях использование таких методов не всегда оправдано по экономическим причинам, подчёркивает специалист.

«Сейчас применяют различные технологии для борьбы с обводнённостью, в условиях высокой неоднородности коллектора. Это может быть закачка полимеров, сшитых полимерных систем, различных гелей, осадкообразующих агентов. Но если месторождение осложнённое, например имеет высокую минерализацию пластовой воды, то здесь появляется экономическая проблема: цена на эти реагенты в 1,5–2 раза превышает цену стандартных реагентов. На зрелых месторождениях использовать их не всегда рентабельно», — разъясняет Айдар Мустафин.

Вторая проблема — сложности извлечения остаточной нефти. Речь здесь идёт не только о линзах, которые так и не были вскрыты бурением, рассказывает эксперт Российского газового общества Антон Соколов.

«На выработанных месторождениях остаточная нефть может присутствовать в нескольких формах. Это может быть нефть, так или иначе удерживаемая в породе — в поровых каналах капиллярного размера или в виде плёнки на поверхности зёрен породы. Кроме того, это может быть нефть в тех участках пласта, что были плохо промыты при заводнении в силу низкой проницаемости или гидрофобности коллектора», — рассказывает Антон Соколов.  

Методы повышения нефтеотдачи на зрелых месторождениях

Для решения этих проблем используют полимерное, щелочное или ПАВ-заводнение и их различные комбинации — вплоть до применения всех трёх компонентов в составе ASP-заводнения. Антон Соколов разъясняет, как действует то или иное химическое соединение.

«Задача ПАВ заключается в том, чтобы снизить межфазное натяжение на границе раздела нефтяной и водяной фаз, что позволяет капелькам нефти легче деформироваться и перемещаться внутри порового пространства. Кроме того, ПАВ позволяет увеличить смачиваемость породы водой, что также ослабляет сцепление с ней нефти. Щёлочь вступает в контакт с содержащимися в нефти кислотами, в результате чего образуются ПАВ, которые дополнительно способствуют отмыванию нефти с породы. Полимер, в свою очередь, существенно повышает вязкость воды, снижает её подвижность и благодаря этому способствует выравниванию фронта вытеснения и предотвращению преждевременных прорывов закачиваемой воды к добывающим скважинам», — поясняет эксперт.

Эффективность полимерных заводнений в борьбе с обводнённостью достаточно высокая, добавляет Айдар Мустафин.

«На основе лабораторных исследований, которые мы проводим, полимерное заводнение может увеличить текущий коэффициент извлечения до 15%, а также снизить  обводнённость до 30%. Но здесь всё упирается в параметры месторождения: они могут варьироваться в широком диапазоне, и эффективность тоже может быть разной», — говорит учёный Института геологии и нефтегазовых технологий КФУ.

А что со стоимостью?

«Разумеется, применение методов увеличения нефтеотдачи требует значительных инвестиций — как финансовых, так и интеллектуальных от добывающих компаний, поскольку реагенты могут быть весьма дорогостоящими, поэтому, например, число как промысловых, так и лабораторных проектов ASP-заводнения остаётся невысоким», — рассказывает Антон Соколов.

Сейчас наука ищет способы снизить себестоимость методов повышения нефтеотдачи. Перспективным здесь может быть использование сшитых гелевых частиц, считает Айдар Мустафин. Технология активно применяется в Китае и США, но в России пока не имеет широкого распространения. Между тем их использование может быть оправдано на осложнённых залежах с высокой степенью расчлененности , где условия требуют особо дорогих реагентов.

«Сейчас появляются новые реагенты, например предварительно сшитые гелевые частицы, которые могут быть использованы для зрелых месторождений в качестве технологии как раз для выравнивания профиля приёмистости (придание потокам пластовой воды нужного направления. — Ред.) и изоляционных работ. Их особенность заключается в том, что они применимы в широком диапазоне параметров (температура — до 90 ℃, минерализация — до 300–350 г/л)», — рассказывает Айдар Мустафин.

Меры поддержки зрелых месторождений

Однако создание дешёвых и высокоэффективных способов — это всё-таки дело времени, а высокие расходы на борьбу с осложнениями на зрелых месторождениях компании несут уже сейчас. Государство поддерживает месторождения с высокой степенью выработанности переходом на НДД и соответствующими вычетами по налогам.  

«Поддержание добычи на зрелых месторождениях, безусловно, требует поддержки со стороны государства. До введения НДД такая мера была закреплена в Налоговом кодексе в виде льготы по уплате НДПИ для месторождений, степень выработки на которых превышала 80%. Сейчас этой меры уже нет — вместо неё предусмотрены точечные льготы для отдельных месторождений, возможность перехода на НДД и получения налогового вычета в рамках этого налога. На сегодняшний день меры государственной поддержки выглядят адекватными, но по мере старения минерально-сырьевой базы могут потребоваться новые», — считает Антон Соколов.

Эксперт отмечает, что стимулирование продолжения разработки старых месторождений, помимо прочего, обусловлено и социальными причинами: в традиционных регионах добычи жизнь строится вокруг деятельности нефтяных компаний. С прекращением разработки старых месторождений придут в упадок небольшие поселения и «нефтяные» города. Однако для их сохранения вовсе не обязательно поддерживать именно добывающие компании — социальную стабильность можно обеспечить и с помощью реновации и комплексного развития исторических регионов добычи, считает Антон Соколов.

Между тем сами нефтегазовые компании не против продлить жизнь месторождениям, но заявляют о необходимости новых мер господдержки. Так, «Газпром нефть» во время обсуждения стимулирования добычи ТрИЗ в Совете Федерации предложила дать льготы нефтяникам на дополнительно добытые объёмы нефти с помощью ПАВ-полимерного заводнения.

«Все ВИНК в России в части применения ХМУН находятся примерно на одной стадии технологического развития. Большинство недропользователей уже осуществили масштабные НИОКР по подбору специализированной химии, протестировали химические дизайны закачки, провели полевые испытания; по ряду проектов завершены ОПР. Однако данные проекты массово не стартуют по причине нерентабельности таких технологий в текущей налоговой системе», — рассказывает директор по развитию ХМУН «Газпромнефть – Технологические партнёрства» Ольга Чебышева. 

Предложение включили в список рекомендаций для правительства и Госдумы. С учётом позиции Минфина (что никаких льгот нефтяникам в этом трёхлетнем бюджетном цикле давать не будут) сразу было предложено ввести эту меру поддержки после 2027 года.