Запас прочности

Сергей Брезицкий, Исполнительный вице-президент ТНК-ВР по разведке и добыче считает, что благодаря имеющейся базе запасов России гарантирован еще один пик нефтедобычи. «Полуостров Ямал, на мой взгляд, представляет собой регион, имеющий высокий потенциал для наращивания запасов и добычи в России на протяжении многих лет, при условии создания необходимой нормативно-правовой базы, – говорит он. – Например, ТНК-ВР разрабатывает гигантское Русское месторождение на Ямале – проект, который будет обеспечивать устойчивость нашей добычи в будущем».

Восполнение запасов нефти – бесконечный марафон для всех нефтяных компаний. Задача – добиться не менее 100% замещения. Все пять лет своего существования ТНК-BP была лидером этого марафона: средний коэффициент годового восполнения запасов составил 138%. Сегодня ТНК-ВР входит в число крупнейших нефтяных компаний мира с общим объемом доказанных запасов 8,225 млрд нефтяного эквивалента по стандартам Комиссии США по ценным бумагам и биржам (на конец 2007 года). В том же году общий коэффициент восполнения запасов ТНК-BP (включая органическое замещение запасов и приобретение активов) достиг 179%, что Президент и Главный управляющий директор компании Роберт Дадли назвал выдающимся результатом и достижением, с которым может соперничать лишь небольшое количество компаний.

Коэффициент извлечения нефти в ТНК-ВР

^* Согласно аудиту D&M.

^** Запасы по критериям PRMS (бывшее SPE) по результатам аудита D&M в конце 2007 года.

Конвейер углеводородов

В мировом нефтяном бизнесе общепризнанным является тот факт, что любая компания хороша настолько, насколько хороши ее запасы, которые она в будущем сможет ввести в разработку. Иными словами, стоимость компании в значительной степени зависит от объема доказанных запасов нефти и газа. Принципиальное положение стратегии ТНК-ВР в области запасов – создание «конвейера» углеводородных активов путем постановки запасов на баланс и ввода их в добычу.

Эффект технологий

Ключевой фактор успешного восполнения запасов – технологии. Именно они открыли доступ к новым запасам на старых месторождениях и обеспечили целесообразность разработки геологически трудноизвлекаемых и географически труднодоступных запасов.

«Некоторые применяемые нами сегодня технологии использовались и ранее, но были значительным образом усовершенствованы, – говорит Вице-президент по технологии добычи ТНК-ВР Фрэнсис Соммер. – Так, метод гидроразрыва пласта (ГРП) был существенно усовершенствован, повышена его эффективность, наши результаты стали намного лучше».

Заметным успехом на зрелых месторождениях увенчалась программа зарезки боковых стволов. Зарезка боковых стволов – это метод, который можно применять на существующих скважинах, находящихся на поздней стадии разработки и в ряде случаев имеющих высокую обводненность, или место расположения которых с самого начала не было самым удачным. Используя существующую скважину, бур доходит до определенной глубины, а затем меняет направление, бурит боковой отвод для разведки, разработки и добычи неотобранных запасов нефти. «Идет поиск участков с неотобранными запасами, где методы извлечения и заводнения не были эффективными, что, как правило, происходит в ходе любого проекта разработки», – поясняет Фрэнсис Соммер.

Программа зарезки боковых стволов стартовала с работ на небольшом количестве скважин в 2005 году и сейчас идет полным ходом.  В 2008 году компания планирует пробурить 320 боковых стволов.

Зарезки боковых стволов особенно эффективны для бездействующих скважин, которых немало у всех российских компаний, включая ТНК-ВР. Закачка воды традиционно играла важную роль в поддержании необходимого для добычи пластового давления и с целью увеличения нефтепритока. Сегодня эта работа активизирована в рамках программы оптимизации системы заводнения, которая обеспечивает прирост значительных объемов запасов.

На многих месторождениях ТНК-BP существует определенная схема размещения добывающих и нагнетательных скважин. «Со временем вода из нагнетательных скважин проникает в добывающие, – поясняет Соммер. – В рамках программы оптимизации системы заводнения мы пересмотрели конфигурацию схем размещения скважин с тем, чтобы вода вытесняла неотобранную нефть».

Несмотря на то, что такое месторождение, как Самотлорское, находится в эксплуатации десятилетия и имеет 10 000 скважин, существует потенциальная возможность обнаружения здесь дополнительных запасов нефти. «Если представить себе месторождение, геологические запасы которого составляли 60 млрд барр., то существует возможность залегания запасов в приконтурных зонах, – говорит Соммер. – Вокруг наших основных месторождений с помощью трехмерных сейсмических исследований мы обнаружили целый ряд месторождений-спутников – от крупных до средних».

Значительный положительный эффект дает еще одна новая технология ТНК-BP: бурение с большим отходом от вертикали. «Важно, что при бурении таких скважин с большой длиной горизонтального участка используется уже созданная инфраструктура, и таким образом новые месторождения могут быть быстро введены в эксплуатацию», – говорит Соммер.

Новые проекты

В 2007 году ТНК-BP впервые продемонстрировала существенный вклад новых проектов в прирост запасов. В 2007 году на долю новых проектов пришлось свыше 300 млн барр. нефтяного эквивалента новых запасов. В будущем доля таких проектов в общем объеме запасов ТНК-ВР будет расти. Первые два крупных проекта, которые будут введены в эксплуатацию, – Уватский и Верхнечонский.

На Верхнечонском месторождении применяются технологии бурения пологих скважин.  В отличие от вертикальных, пологие скважины вскрывают пласт-коллектор под углом, подобно горизонтальным скважинам.  Коллектор на Верхнечонском – слоистый, и компания работает над тем, чтобы вскрыть максимально возможное количество таких слоев одной скважиной.  Увеличение длины ствола скважины в пласте-коллекторе стимулирует увеличение притока нефти.

Пологие скважины на Верхнечонском высокоэффективны: без них затраты на бурение и добычу нефти были бы слишком высоки. Стоимость пологой скважины высока, но не выше цены двух вертикальных скважин, которые потребовались бы для добычи того же объема нефти.

«Первоначально предполагалось, что на Верхнечонском месторождении будет необходимо пробурить 1 300 вертикальных скважин, однако мы считаем, что сможем разработать это месторождение примерно 600 – 650 пологими скважинами», – говорит Соммер.

Третье измерение

В случае со сложным коллектором на Уватской группе месторождений ТНК-BP на юге Тюменской области, где залежь нефти  рукавообразная, еще одной высокоэффективной технологией оказались трехмерные сейсмические исследования.  

«Уватский проект потребовал нового подхода по сравнению с традиционным методом двухмерных сейсмических исследований, – говорит Исполнительный вице-президент по технологиям Ричард Герберт. – Последние, как правило, давали информацию о наличии неровности в геологическом пласте, которую, возможно, и стоит вскрыть бурением, однако не давали никакой детальной информации о структуре. Трехмерные сейсмоисследования обеспечивают информацию о коллекторе, что дает ТНК-ВР возможность обуривать краевые зоны залежей и вскрывать стратиграфические ловушки».

Трехмерные сейсмические исследования также используются на Бузулукском лицензионном участке в Оренбургской области. «Это старый бассейн, разведка которого велась 60 лет назад. Существуют хорошие шансы того, что потенциал разработки не полностью исчерпан, – говорит Герберт.  –  Мы провели трехмерные сейсмоисследования на всей площади. Это было очень смелым шагом, потому что мы ранее не проводили поисковую сейсморазведку. Мы обнаружили около 35 рифов и структур, некоторые из них довольно мелкие, однако все они были выявлены на основе данных сейсмики. Теперь мы начали бурение, чтобы доказать наличие запасов».

Сателлитные структуры на Самотлорском месторождении

Доля газа

ТНК-ВР впервые начала ставить на баланс запасы газа в 2006 году, зарегистрировав свыше 300 млн барр. нефтяного эквивалента доказанных разрабатываемых запасов газа. Поскольку компания имеет значительные запасы газа в разных регионах, включая крупные газовые месторождения дочернего предприятия «Роспан» в Ямало-Ненецком автономном округе и большие объемы попутного газа, то доля газа в общем приросте запасов будет увеличиваться.

Благодаря использованию метода гидроразрыва пласта ТНК-ВР значительно улучшила технологические показатели работы скважин на месторождениях Роспана.

ТНК-ВР намерена максимально эффективно разрабатывать свои газовые активы. Рассматриваются пилотные проекты обратной закачки газа, которые, при условии полномасштабной разработки, приведут к тому, что ТНК-ВР станет одной из первых компаний в России, широко использующей эту технологию для повышения отдачи пластов.

Нефть будущего

Один из перспективных новых проектов ТНК-BP – разработка Русского месторождения. Это месторождение тяжелой нефти, и компания возлагает большие надежды, что оценка пласта-коллектора принесет положительный результат. До того как ТНК-ВР приобрела это месторождение, там был пробурен ряд вертикальных скважин, однако результаты оказались недостаточными для продолжения разработки. Русское содержит достаточно тяжелую нефть, вязкость которой составляет 260 единиц абсолютной вязкости (сантипуаз), что в 130 раз выше показателя вязкости нефти, добываемой на Самотлоре. Такая степень вязкости не позволяет нефти свободно  перемещаться по трубе, как более легким сортам.

«Разработка Русского месторождения требует огромных усилий,  как с точки зрения людских ресурсов, так и технологии, однако наша команда полна решимости ввести это месторождение в разработку, – говорит Сергей Брезицкий. – В этом году нам удалось завершить дорогу к месторождению и решить проблему водоснабжения: раньше нашим людям, работающим на Русском, приходилось откалывать куски льда с поверхности реки и растапливать для питья».

Однако есть существенный фактор в пользу разработки Русского месторождения: высокое качество и высокая проницаемость породы.  «Мы пробурили пару горизонтальных скважин на Русском. Большую поверхность песчаного пласта до снижения давления, – говорит Соммер. – Нам удалось продемонстрировать устойчивую добычу из этих скважин при высоких дебитах. Учитывая достаточную длину ствола скважин, можно преодолеть некоторые неблагоприятные свойства вязкой нефти. Геологические запасы нефти на Русском оцениваются на уровне 400 млн тонн.  Даже при скромных коэффициентах извлечения нефти в будущем с месторождения будут получены значительные запасы. Русское – это будущий Уват или Вернечонский проект. Это месторождение будет на конвейере новых проектов, который мы создаем».

Большехетский – еще один перспективный, но технически сложный проект, ресурсы которого компания стремится превратить в запасы для добычи в будущем. Сузунское одно из месторождений в составе проекта – имеет очень высококачественный пласт-коллектор, который, по ожиданиям Соммера, должен обеспечить от 30 до 40 млн тонн новых запасов нефти. Ключевой фактор – в способности технологии горизонтального бурения на Сузунском месторождении обеспечить ожидаемые дебиты.

Месторождение мечты

Те, кто знаком с профессиональным жаргоном застройщиков, понимают значение английских терминов «brownfields» и «greenfields». В нефтегазовой отрасли эти термины означают зрелые и новые месторождения, соответственно. А теперь в лексикон ТНК-ВР вошел новый термин «bluefields» (участки перспективного доступа).

Поясняет Ричард Герберт, Исполнительный вице-президент по технологиям: «Мы думали о тех регионах, где до сих пор не велась работа по добыче нефти и газа. Это как голубые небеса, которые так далеко от вас. Образ голубых небес – голубой мечты – привел нас к названию «bluefields», или «участки перспективного доступа». К сожалению, в нашем бизнесе осталось не так много участков перспективного доступа. Россия – одна из нескольких стран, где все еще можно найти такие места».

Поиск новых регионов – часть долгосрочной стратегии восполнения запасов ТНК-ВР, и в России задача заключается в том, чтобы найти регионы, которые потенциально могут дать свыше 1 млрд барр. нефти. Выбраны два целевых региона – Астрахань и Тимано-Печора. «Это регионы, в которых мы хотели бы ставить запасы на баланс через 5 – 10 лет, – говорит Герберт. – Это срок, необходимый в нашей отрасли для поддержания профиля добычи компании».

На аукционе ТНК-ВР выиграла три примыкающих друг к другу лицензионных участка ниже дельты реки Волги к северу от Каспийского моря и к югу от Астраханского газового месторождения, которое разрабатывает Газпром.

«Астрахань – один из крупнейших углеводородных регионов России, однако подобно остальным запасам Каспийского бассейна, структура достаточно сложная, газ с высоким содержанием серы и бензиновых углеводородов, – говорит Герберт. – По нашему мнению, этот регион изучен не в полном объеме, и существует возможность наличия либо нефтяной оторочки на газовом месторождении, либо каких-либо независимых структур».

Герберт считает, что регион является продолжением нефтегазоносного комплекса пород, со-ставляющих огромные казахстанские месторождения Кашаган и Тенгиз, запасы которых в со-вокупности значительно превышают 20 млрд барр. Месторождение Кашаган, открытое в 2001 году, было объявлено крупнейшим открытием в мире за последние 30 лет.

ТНК-ВР намерена завершить программу двухмерных сейсмических исследований на трех астраханских лицензионных участках в дельте – Светлошаринском, Кирикилинском и Ватажинском – к середине 2009 года и затем принять решение о начале бурения.

Еще один перспективный регион в центре внимания ТНК-ВР – Тимано-Печорская нефтегазовая провинция на Крайнем Севере в европейской части России. Компания приобрела три лицензии на геологоразведку в восточной части Тимано-Печоры. ТНК-ВР планирует провести сейсмические исследования в течение зимы 2009 – 2010 годов на трех перспективных участках – Берганты-Мыльском, Восточно-Воргамусюрском и Чернышевском.

«Это – интересный регион, где на юге традиционно добывали нефть. В то же время зоны, прилегающие к Арктике на севере в Ненецком автономном округе, имеют большое количество малоосвоенных запасов,– говорит Герберт. – Наши лицензионные участки ближе к горной гряде. Мы ожидаем открытия крупных месторождений на менее изученных участках бассейна, имеющих более сложное геологическое строение».

Залог успеха

«Важный показатель для нефтегазовой компании – способность наращивать добычу или удерживать ее «на полке».  Нам удалось трансформировать наши зрелые месторождения с точки зрения прироста запасов с помощью активной работы с фондом скважин, оптимизации системы заводнения, эксплуатационного бурения и программ зарезки боковых стволов. Мы также определили, какие технологии будут высокоэффективными для наших новых месторождений.  С 2004 по 2007 год база запасов ТНК-BP выросла на один млрд барр. до уровня свыше 30 млрд по состоянию на конец 2007 года.  Это выдающееся достижение, поскольку нам удалось прирастить ресурсную базу при объеме добычи 600 млн барр. в год.  С ресурсной базой такого объема и масштаба с учетом текущей программы геологоразведки у нас есть чем заняться как сегодня, так и на годы вперед», – говорит Главный управляющий директор по производству и технологиям Тим Саммерс.

Коэффициент органического замещения запасов ТНК-ВР в 2004 – 2007 гг., SEC LOF*

^* На основе полного срока эксплуатации месторождений

Средний коэффициент органического замещения запасов за 2003 – 2007 гг.

• 
  Запас прочности (275 КБ)