Нефтяники постоянно говорят о росте доли трудноизвлекаемых запасов в общем нефтяном балансе страны, но дать количественную оценку этому утверждению можно лишь с некоторой долей условности. Дело в том, что в настоящее время в России не существует общепринятого и документально закрепленного понятия «трудноизвлекаемые запасы».
Как правило, запасы называют трудноизвлекаемыми, если для их разработки необходимо затратить повышенные финансовые, трудовые и материальные ресурсы, использовать нетрадиционные технологии, специальное несерийное оборудование и специальные реагенты и материалы.
«Трудноизвлекаемыми принято считать запасы на низкодебитных месторождениях, с очень высокой себестоимостью добычи, — говорит научный руководитель Топливно-энергетического независимого института Мансур Газеев. — Но четких критериев для их определения пока не выработано».
По экономическим критериям эффективности разработки трудноизвлекаемым запасам отведено промежуточное положение между забалансовыми (нерентабельными при существующих экономических условиях, технике и технологии добычи нефти) и извлекаемыми запасами нефти (разработка которых может быть осуществлена рентабельно в современных условиях).
Обычно этим характеристикам отвечают запасы, заключенные в слабопроницаемых коллекторах (менее 0,05 мкм2); в зонах контакта нефть-вода (водонефтяных зонах) или нефтегазовых залежах в зоне контакта нефть-газ (газонефтяных зонах); содержащие высоковязкую нефть; залегающие на глубинах свыше 4 км; с пластовой температурой 1000°С и выше и т.д.
Кроме того, ученые рекомендуют относить к категории трудноизвлекаемых остаточные запасы нефти на месторождениях, выработанных на 65-75% и обводненных до 75-80%, поскольку для их дальнейшей разработки требуются капитальные вложения и эксплуатационные затраты, соизмеримые с затратами в первый период освоения месторождения.
Структура ухудшается
Таким образом, в категорию трудноизвлекаемых попадают запасы на большой глубине в ачимовских и тюменских пластах Западной Сибири, запасы в глинистых отложениях (Ставрополье) и баженовской свите (Западная Сибирь), сильно выработанные месторождения с битуминозной нефтью (Урало-Поволжье, Татарстан). Всего же доля трудноизвлекаемых запасов в общей структуре сырьевой базы может быть оценена приблизительно в 60%.
Рис. 1. Оценка структуры трудноизвлекаемых запасов нефти в России по состоянию на 2006 год, %
Обобщенно структура трудноизвлекаемых запасов по состоянию на 2006 год выглядит так: 71% запасов попали в эту категорию из-за низкой или снизившейся проницаемости коллекторов, 17% — высоковязкие нефти, еще 12% заключены в обширных подгазовых зонах нефтегазовых залежей (рис.1). Коэффициент извлечения нефти (КИН) на этих месторождениях сейчас не превышает 9%, тогда как при существующих технологиях его можно было бы довести до 25-28%, считают ученые.
Но большинство крупных компаний предпочитают вырабатывать т.н. активные запасы, которые не требуют повышенных затрат. Грубо говоря, на 30-40-процентную долю качественных запасов приходится 70-75% добычи, а на 60% «трудных» запасов — только 25-30% добычи.
Структура запасов быстро ухудшается еще и потому, что большинство новых открытых месторождений — средние и мелкие, их рентабельность заведомо ниже, чем крупных. Это значит, что уже к 2020 году российским нефтяникам придется иметь дело в основном с трудноизвлекаемыми запасами.
Рис. 2. Динамика доли трудноизвлекаемых запасов нефти в России в 1976-2005 гг., %
В поисках технологий
В последнее время, осознавая приближение трудных времен, многие компании заинтересовались новыми технологиями повышения нефтеотдачи пластов. «В академических институтах ведутся разработки в области технологий добычи трудноизвлекаемых запасов, и мы видим интерес компаний к перспективным методам», — говорит Анатолий Дмитриевский, директор Института проблем нефти и газа РАН.
В настоящее время освоены и используются в промышленных масштабах четыре основные группы таких методов. Тепловые методы подразумевают паротепловое воздействие на пласт, внутрипластовое горение, вытеснение нефти горячей водой, пароциклические обработки скважин, а также комбинированное использование этих технологий. Говоря о газовых методах, имеют в виду воздействие на пласт углеводородным газом, двуокисью углерода, азотом, дымовым газом, а также водогазовое воздействие.
Химические методы предполагают вытеснение нефти растворами поверхностно активных веществ, полимеров, а также растворителями, щелочными растворами, кислотами. Наконец, методы гидродинамического воздействия на пласты — это гидроразрыв пласта, горизонтальные скважины, боковые стволы, барьерное заводнение и т.д.
В России наиболее распространены физико-химические методы воздействия на пласт (29,2% случаев применения методов увеличения нефтеотдачи) и гидроразрыв пласта (29,0%). Набирают популярность бурение горизонтальных скважин (12%), тепловые методы (8,5%), зарезка боковых стволов (6,0%). Эти методы дают заметное увеличение нефтеотдачи при приемлемой стоимости.
Надежды на ученых
Особые надежды ученые связывают с применением метода термогазового воздействия на пласт, который может быть очень эффективен на месторождениях Западной Сибири, с низкопроницаемыми глиносодержащими коллекторами, а также на высокопроницаемых пластах после заводнения.
В США, Норвегии и Канаде в подобных ситуациях применяют газовое и водогазовое воздействие, но в России газовые методы могут оказаться низкорентабельными из-за дефицита и постоянного удорожания углеводородных газов, а также отсутствия у нас месторождений углекислого газа с достаточно низкой себестоимостью извлечения.
Термогазовый метод, впервые предложенный еще в 1971 г., основан на закачке воздуха в пласт и его трансформации в эффективный вытесняющий газовый агент за счет низкотемпературных внутрипластовых окислительных процессов. В этом случае очень удачно используется особенность многих месторождений, в том числе Западной Сибири, которые характеризуются не только высокими пластовыми давлениями, но и повышенными пластовыми температурами — свыше 65-70оС.
В результате многолетних лабораторных исследований и промысловых испытаний, в том числе проведенных в 90-е годы в рамках международного проекта «Интернефтеотдача» с участием МНТК «Нефтеотдача» (СССР-Россия) и Amoco (США), идея реализации термогазового метода обрела теоретическое обоснование, а промысловые испытания на нескольких месторождениях на Украине и в США показали эффективность метода. Увеличение добычи нефти было значительным, многие скважины переходили на фонтанный режим работы.
Неприступные запасы
Одна из сложнейших на сегодняшний день задач для исследователей — найти рентабельный и наименее рисковый способ извлечения нефти из баженовской свиты, глинистых отложений, широко встречающихся в Западной Сибири. В России опыт освоения месторождений баженовской свиты насчитывает более 40 лет, однако накопленная добыча нефти из глинистых отложений по стране за этот срок не превысила 5 млн тонн.
И хотя общие запасы баженовской свиты огромны и, по оценке члена-корреспондента Академии наук СССР Ивана Нестерова, превышают 170 млрд т, добыча из этих отложений всегда связана с большим риском. Скопления нефти в отложениях приурочены к отдельным, часто не связанным между собой линзам трещинноватых коллекторов, из-за чего велик риск бурения «сухих» скважин.
Американская Marathon Oil, пытавшаяся вести разработку лицензионных участков «Назымгеодобычи» с общими запасами в 127 млн тонн, в мае 2006 года предпочла продать их ЛУКОЙЛу, который в свою очередь передал их на баланс своей дочерней компании РИТЭК.
Структуру продуктивных зон баженовской свиты сложно предсказать, поэтому затраты на их освоение очень высокие. Фонтанирующая скважина может быстро «пересохнуть», потому что объем подвижных запасов нефти, гидродинамически связанный со скважиной, может оказаться мизерным, а давление и проницаемость — высокими. Небольшой суммарный отбор быстро снижает давление, и скважина перестает работать.
«Ученые исследуют различные способы работы с этими породами, включая внутрипластовое горение, низкотемпературное окисление, гидроразрывы, термические воздействия, — комментирует профессор РГУ нефти и газа Александр Лобусев. — Но действенных технологий по добыче из глин до сих пор так и не найдено».
Канада впереди
Общий уровень российских технологий пока уступает мировым разработкам. «К трудноизвлекаемым запасам обращаются тогда, когда не остается легких, это обычный бизнес-подход, — объясняет Алексей Конторович, директор Института геологии нефти и газа СО РАН. — Поскольку в России легкоизвлекаемые запасы пока есть и именно они дают основную добычу, общее развитие технологий разработки трудноизвлекамых запасов идет несколько медленнее, чем в Канаде или Венесуэле. Но в некоторых регионах — Татарстане, например, — разработки ведутся очень активно».
Приходится признать, что удачная конъюнктура мирового рынка нефти не служит стимулом для поиска новых подходов. «Технологии развиваются не тогда, когда наблюдается низкая или высокая цена на нефть, — комментирует Анатолий Дмитриевский, — а когда государство создает условия для вовлечения в разработку этих трудноизвлекаемых запасов».
Татарстан стал передовиком технологического прогресса с одной стороны потому, что активные запасы — Ромашкинское месторождение, например, — здесь практически истощены и совсем скоро единственным источником нефти для этого региона останутся битумы. А с другой стороны — потому что республике удалось добиться налоговых льгот для месторождений с высоковязкой нефтью.
Не справились с терминологией
Россия однажды уже была близка к созданию преференциальных фискальных условий для освоения трудноизвлекаемых запасов. В 90-е г.г., когда цена на нефть резко снизилась, значительная часть всех разрабатываемых на тот момент запасов могла претендовать на статус трудноизвлекаемых. В Законе «О недрах» целых три статьи (40, 44, 48) закрепляли различные налоговые льготы для трудноизвлекаемых запасов, а в январе 1998 года вышел Приказ Минприроды №41 «О временных критериях отнесения запасов нефти к категории трудноизвлекаемых».
Согласно этому приказу, льготу можно было получить за разработку:
— запасов всех типов залежей и месторождений, извлекаемых с применением термических методов или закачки реагентов, обеспечивающих смешивающееся вытеснение нефти;
— запасов подгазовых частей тонких (менее 3 метров) нефтяных оторочек;
— запасов периферийных частей залежей, имеющих нефтенасыщенные толщины, менее предельных для экономически рентабельного разбуривания сетью эксплуатационных скважин.
Но после того, как цены на нефть пошли вверх и нефтегазовая промышленность начала бурно развиваться, необходимость в дальнейшем поощрении работ на трудных залежах отпала. В нынешней редакции Закона «О недрах» слово «трудноизвлекаемые» даже не встречается. Как рассказали RusEnergy в пресс-службе Минприроды, последний раз вопрос о трудноизвлекаемых запасах вставал в 2006 году, когда министерства согласовывали скидки по НДПИ для отдельных групп месторождений.
Из-за трудности идентификации трудноизвлекаемых запасов чиновники решили пока обойтись введением льгот по выплате НДПИ для разработки восточносибирских месторождений, а также залежей, выработанных на 80% и содержащих нефть вязкостью свыше 200 мПа в секунду. Однако если через несколько лет окажется, что этих действий было недостаточно, чиновникам вновь придется искать определение трудноизвлекаемых запасов и стимулировать использование передовых технологий их освоения — скорее всего, зарубежных.
