Сотрудники Научно-технического центра «Газпром нефти» совместно со специалистами компании «Газпромнефть-Восток» на Арчинском месторождении в Парабельском районе провели первый повторный гидроразрыв пласта с использованием специальных химических веществ и полимеров нового поколения. Дальнейшее тиражирование технологии может увеличить до 50 % объем добычи нефти на месторождениях с карбонатными залежами, которые составляют более 40 % извлекаемых запасов компании.
Во время проведения гидроразрыва на месторождениях с карбонатными породами используются химические вещества, которые создают в пласте трещины: по ним нефть поступает в скважину. Чем больше протяженность трещин, тем больший объем залежи она может охватить.
НТЦ «Газпром нефти» и «Газпромнефть-Восток» провели повторный гидроразрыв пласта с использованием загущенной кислоты и передовых полимеров. С помощью специальных рецептур замедляется скорость реакции состава с породой, что позволяет реагенту охватывать дополнительные зоны нефтеносного пласта, создавая более протяженные трещины.
Специалисты «Газпром нефти» проработали варианты технологических решений, подходящих для условий Арчинского месторождения. После проведения экспериментальной обработки скважины первый месяц эксплуатации показал двукратное увеличение объема добычи нефти.
«Газпромнефть-Восток» сделал очередной важный шаг на пути к эффективной разработке трудноизвлекаемых запасов, стабилизации добычи нефти в Томской области, развитию отрасли», - прокомментировал результаты применения новой технологии заместитель губернатора Томской области по промышленной политике Игорь Шатурный.
«Новые вызовы, которые перед нами ставит нефтяная отрасль, требуют использования инновационных подходов. Ежегодно растет фонд скважин, пробуренных в карбонатных коллекторах, и мы первые в Томской области применили такое технологическое решение, как использование специального полимера при повторном проведении КГРП. Это позволяет вовлечь в работу неохваченные зоны пласта и тем самым более эффективно вырабатывать запасы на наших активах. Для нас это очередной и важный шаг в работе с трудноизвлекаемыми запасами», - отметил главный геолог «Газпромнефть-Востока» Анатолий Верин.
Гидравлический разрыв пласта (ГРП) - способ интенсификации добычи нефти. Заключается в том, что под высоким давлением в пласт закачивается смесь жидкости и специального расклинивающего агента (проппанта). В процессе подачи смеси формируются высокопроводящие каналы (трещины ГРП), соединяющие ствол скважины и пласт и обеспечивающие приток нефти. При многостадийном ГРП (МГРП) в одном стволе горизонтальной скважины проводится несколько операций гидроразрыва. Таким образом обеспечивается многократное увеличение зоны охвата пласта одной скважиной.
Карбонатные породы - это пласты, сложенные преимущественно известняками и доломитами. Отличительной особенностью карбонатных коллекторов является сложная структура пустотного пространства, в котором заключены углеводороды. В настоящее время 60 % запасов нефти в мире сосредоточено в карбонатных залежах.
Загущенная кислота - химическое вещество вязкого, тягучего типа.
Трудноизвлекаемые запасы нефти (ТИЗ) - запасы залежей (месторождений, объектов разработки) или частей залежи, отличающиеся сравнительно неблагоприятными для извлечения геологическими условиями залегания нефти и (или) физическими ее свойствами. Для добычи ТИЗ требуются повышенные затраты материальных, денежных средств, труда, нетрадиционные технологии, специальное несерийное оборудование и дефицитные реагенты и материалы.
Другие трудноизвлекаемые запасы нефти (а именно: высоковязкой нефти; нефти из пластов с начальной пониженной нефте-насыщенностью; нефти с высоким давлением насыщения, близким к начальному пластовому давлению, и минимальным давлением фонтанирования, значительно ниже давления насыщения; подгазовой нефти, подстилаемой подошвенной водой; наконец, нефти малых нефтяных залежей с плохо определенными границами) требуют проектирования сложных комбинированных процессов извлечения нефти: адаптивной системы разработки, избирательной закачки вытесняющего агента, сочетания стационарности и нестационарности закачки, чередования закачки, усовершенствованного заводнения, полимерного заводнения, газового заводнения, а также закачки теплоносителя; с применением глубокой перфорации, гидравлического разрыва пластов, различных сочетаний вертикальных, пологих и горизонтальных скважин, а также скважин-елок, различных объединений нефтяных пластов в эксплуатационные объекты.
Увеличение трудноизвлекаемых запасов нефти в стране делает особенно актуальной проблему создания и применения новых эффективных технологий для соответствующих геолого-физических условий, использования более совершенных методов их моделирования и разработки.
Разработка трудноизвлекаемых запасов нефти системами ГС позволяет в 2 - 3 раза сократить количество скважин, необходимых для выработки запасов.
Большинство залежей содержат трудноизвлекаемые запасы нефти (неблагоприятные геологические условия залегания нефти или ее свойства), для добычи которых требуются повышенные затраты материальных и финансовых средств, труда, нетрадиционные технологии, специальное несерийное оборудование и дефицитные реагенты и материалы.
Для активизации выработки трудноизвлекаемых запасов нефти из промежуточных пластов угленосной толщи Новохазинской площади в НГДУ Южарланнефть в 1984 г. на IX эксплуатационном участке были организованы очаги воздействия. Технология этого вида заводнения заключалась в том, что были устроены водозаборы для отбора минерализованной пластовой воды из водоносной части пласта С-VI. Эта вода электроцентробежным насосом в настоящее время закачивается в нагнетательные скважины.
В пластах с трудноизвлекаемыми запасами нефти наблюдается чрезвычайно сложный механизм вытеснения нефти, связанный с одновременным влиянием множества факторов, таких, как капиллярные явления, вязкостные силы, фазовые переходы в сочетании со слоистой неоднородностью.
Разработка объектов с трудноизвлекаемыми запасами нефти, безусловно, сказывается и на технико-экономических показателях разработки.
Хотя роль и значение трудноизвлекаемых запасов нефти в общем балансе нефтедобычи по стране в перспективе будут возрастать, абсолютные уровни добычи нефти в обозримом будущем все же будут определяться высокопродуктивными обводненными залежами разработка которых осуществляется с применением методов заводнения в различных модификациях и сочетаниях.
В России имеются миллиарды тонн трудноизвлекаемых запасов нефти, уже разведанных, но еще не введенных в промышленную разработку.
В связи с ростом доли трудноизвлекаемых запасов нефти в стране особую актуальность приобретает проблема повышения эффективности эксплуатации скважин на месторождениях неньютоновских (аномально-вязких) нефтей. При разработке таких месторождений эксплуатация скважин осложняется проявлением аномалий вязкости и подвижности нефти, образованием асфальтосмолопарафиновых отложений, повышенной коррозионной агрессивностью скважиннои продукции и сопровождается существенным снижением продуктивности добывающих и приемистости нагнетательных скважин. Успешность решения указанной проблемы во многом зависит от разработки и внедрения новых химических реагентов и составов технологических жидкостей во всех без исключения процессах нефтедобычи, начиная от вскрытия продуктивного пласта и кончая консервацией или ликвидацией скважин. Работы в этом направлении на протяжении ряда лет ведутся на кафедре Разработка и эксплуатация нефтегазовых месторождений Уфимского государственного нефтяного технического университета под руководством и при непосредственном участии автора доклада.
Степноозерского месторождения показана целесообразность ввода трудноизвлекаемых запасов нефти в активную разработку путем применения новейших техники и технологии разбуривания, системы разработки, интенсификации добычи нефти и применения методов повышения нефтеотдачи пластов.
Извлечение остаточных или вновь вводимых трудноизвлекаемых запасов нефти связано со значительными осложнениями процессов разработки пластов, строительства и эксплуатации скважин.
В последние годы возрастает доля трудноизвлекаемых запасов нефти, сосредоточенных в низкопроницаемых глинизированных терригенных коллекторах, в процессе разработки которых проницаемость еще больше снижается, и происходит ухудшение фильтрационных характеристик продуктивных пластов. Ухудшение фильтрационных свойств призабойной зоны пласта (ПЗП) вызывается выпадением различных продуктов реакции после закачки химических реагентов, увеличением водонасыщенности горных пород и снижением фазовой проницаемости для нефти. Поэтому одной из основных задач при нефтедобыче из этих пластов является восстановление и улучшение фильтрационных характеристик ПЗП.
В настоящее время при разработке трудноизвлекаемых запасов нефти усилия ученых направлены на создание технологий, обеспечивающих увеличение конечной выработки запасов нефти за счет улучшения охвата пласта воздействием, что подтверждается следующими данными.
Повышение эффективности разработки залежей с трудноизвлекаемыми запасами нефти (ТрИЗ) в настоящее время приобретает важнейшее значение для нефтедобывающей отрасли в связи с истощением активных запасов в высокопродуктивных месторождениях и падением добычи из них.
У России имеются огромные по величине трудноизвлекаемые запасы нефти. По справедливости государство эти запасы нефти должно отдавать в разработку тем, у кого есть эффективная технология. Несомненно, что на начальном этапе должны быть некоторые экономические налоговые льготы. Однако, только налоговые льготы не могут неэффективную технологию превратить в эффективную, потому что слишком большим бывает различие по продуктивности у малопродуктивных и среднепродук-тивных пластов. Например, продуктивность малопродуктивных пластов ниже минимальной экономически рентабельной продуктивности в 10 - 30 раз; а максимальные налоговые льготы могут компенсировать снижение продуктивности в 2 раза, соответственно, снижение продуктивности в 5 - 15 раз останется некомпенсированным.
Показывается, что существенная интенсификация выработки трудноизвлекаемых запасов нефти возможна лишь при применении новых технологических и технических средств, а именно создания жестких автономных систем заводнения с дифференцированными величинами давления закачки воды, с применением специальных конструкций нагнетательных скважин из высококачественной стали, отдельных водоводов, малых БКНС.
Интересно: что мы понимаем под трудноизвлекаемыми запасами нефти. Наверное, физически эти запасы нефти вполне извлекаемые1, но экономически они неизвлекаемые, потому что экономические затраты на их извлечение превышают экономическую выручку от их реализации, потому что их извлечение является экономически убыточным. Даже если полностью отменить налоги на реализацию этой нефти, то, учитывая долю таких налогов, можно увеличить рыночную цену нефти для недропользователя вдвое. Конечно, при разработке трудноизвлекаемых запасов нефти определенные налоговые льготы обязательно нужны, особенно, в начальный, наиболее рискованный период разработки. Но налоговые льготы не являются радикальным средством, даже полная отмена налогов и затрат на продажу добытой нефти не решает проблемы. Более эффективным является другое идейное направление - надо создать принципиально новую технологию и в три-пять раз и более уменьшить затраты на добычу этой нефти.
Проблема проектирования разработки нефтяных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти, а именно нефтяных пластов низкой и ультранизкой продуктивности, состоит в необходимости довольно точных расчетов. Известно, что неточность расчетов приходится компенсировать резервированием части расчетной производительности. И чем больше неточность, тем больше снижается расчетная производительность, ради обеспечения необходимой 90 % - ной надежности проектных показателей. Но расчетная производительность нефтяных пластов низкой и ультранизкой продуктивности и без того крайне мала, на грани или за гранью экономической рентабельности, поэтому снижать ее некуда - значительно снижать ее нельзя. Поэтому расчеты должны выполняться с максимально возможной точностью.
При такой технологии второстепенные объекты с трудноизвлекаемыми запасами нефти не разрабатывают.
Но, чтобы решить эту проблему и трудноизвлекаемые запасы нефти ввести в эффективную промышленную разработку, надо предложить не просто новую систему, не просто комплекс новых методов, а такую систему и такой комплекс, которые обеспечивали бы необходимую экономическую рентабельность и позже могли бы быть использованы многими другими нефтедобывающими компаниями.
В качестве классификационного признака для технологий разработки трудноизвлекаемых запасов нефти может быть принята одна из важнейших характеристик, определяющая площадной или локальный характер воздействия на продуктивный пласт. В первом случае воздействием охватывается значительная часть месторождения. Во втором случае осуществляется обработка призабойной зоны пласта.
Одним из элементов высокоэффективной комплексной технологии разработки трудноизвлекаемых запасов нефти, разработанной специалистами АО Татнефть и ТатНИПИнефть, является широкое использование горизонталь-ных и разветвление горизонтальных скважин. Татарстане пробурено 146 горизонтальных скважин, из них 122 освоены, эксплуатируются или введены в эксплуатацию. Средний дебит нефти горизонтальных скважин составляет 6 5 т / сут, что превышает дебит окружающих вертикальных скважин в 2 раза. Горизонтальными скважинами всего добыто 748 тыс. т нефти.
Степноозерское нефтяное месторождение относится к объектам с трудноизвлекаемыми запасами нефти. Промышленная нефтеносность выявлена в отложениях каменноугольной системы. Специфическим в строении залежей нижнего карбона является широкое развитие эрозионных врезов как площадного, так и руслового типов.
Итак, по нашему представлению, критерием выделения трудноизвлекаемых запасов нефти по отдельному нефтяному пласту должен быть средний коэффициент продуктивности по нефти скважин, пробуренных на этот пласт.
Специализируется в области совершенствования технологий вовлечения в разработку трудноизвлекаемых запасов нефти с целью увеличения коэффициента нефтеотдачи пластов.
Представленная здесь инновационная система разработки нефтяных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти, предложенная АО РИТЭК, предусматривает всестороннюю оптимизацию процесса добычи нефти. Эта система постоянно совершенствуется с учетом достижений науки и техники и практически осуществляется на нефтяных месторождениях АО РИТЭК в Татарстане и Западной Сибири.
Представленная здесь инновационная система разработки нефтяных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти, предложенная АО РИТЭК, предусматривает всестороннюю оптимизацию процесса добычи нефти.
В высокопродуктивных месторождениях имеются пласты и пропластки, содержащие трудноизвлекаемые запасы нефти.
Российская инновационная топливно-энергетическая компания (РИТЭК) занимается разработкой трудноизвлекаемых запасов нефти и тем самым решает важнейшую проблему российского и мирового уровня. Дело в том, что в России и во всем мире открыты огромные запасы нефти, исчисляемые многими сотнями миллионов тонн, в пластах низкой и ультранизкой продуктивности. Причем эти запасы были открыты давно, 20 - 30 и более лет назад, но не были введены в разработку, потому что при стандартных, обычно применяемых системах разработки это экономически нерентабельно, экономически разорительно даже для богатых компаний и государства.
В сборнике также рассматриваются проблемы технико-экономической оценки эффективности разработки трудноизвлекаемых запасов нефти на стадии проектирования и реализации технологий воздействия.
Таким образом, здесь обосновано: в качестве критерия выделения трудноизвлекаемых запасов нефти следует применять минимальный средний коэффициент продуктивности по нефти скважин, пробуренных на рассматриваемый нефтяной пласт.
Далее хотя бы кратко надо перечислить предложенные нами технологии разработки трудноизвлекаемых запасов нефти, но трудноизвлекаемых не по основному признаку крайне низкой продуктивности пластов, а по другим признакам.
В настоящее время серьезное внимание уделяется вовлечению в активную разработку трудноизвлекаемых запасов нефти. На всех месторождениях решаются задачи интенсификации, а в ряде случаев научно-производственного обеспечения разработки залежей нефти нижнего карбона и девона с карбонатными коллекторами.
В книге освещены основные особенности геологического строения залежей нефти с трудноизвлекаемыми запасами нефти Башкортостана, приведены результаты экспериментальных, опытно-промышленных и промысловых работ по совершенствованию технологий разработки этих залежей.
Согласно оценке авторов721, в карбонатных коллекторах на месторождениях Пермского При-ураяья трудноизвлекаемые запасы нефти составляли к 1988 г. 3 4 от объема остаточных балансовых.
Проводимые АОЗТ Татнефтеотдача работы по повышению нефтеотдачи пластов вовлекают в работу трудноизвлекаемые запасы нефти. Необходимость применения специальных технологий и мероприятий требует значительных затрат. В силу своей специфики, применение технологий ПНП имеет затратный механизм. Работы ведутся на грани себестоимости. Себестоимость добычи нефти с их использованием примерно в 1 5 раза превышает себестоимость нефти добываемой без применения методов ПНП.
Согласно оценке авторов721, в карбонатных коллекторах на месторождениях Пермского При-уралья трудноизвлекаемые запасы нефти составляли к 1988 г. 3 / 4 от объема остаточных балансовых.
В сборнике представлены исследования по решению некоторых проблем разработки месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти.
В целях повышения эффективности разработки нефтяных месторождений и особенно объектов с трудноизвлекаемыми запасами нефти необходимо существенно улучшить использование пробуренного фонда скважин. В этом вопросе большая надежда возлагается на постановление правительства Российской Федерации от 1 ноября 1999 г. № 1213 О мерах по вводу в эксплуатацию бездействующих контрольных и находящихся в консервации скважин на нефтяных месторождениях и постановления кабинета министров РБ от 15 февраля 2000 г. № 38 О мерах по вводу в эксплуатацию бездействующих контрольных и находящихся в консервации скважин на нефтяных месторождениях РБ, освобождающие организации, осуществляющие добычу нефти и газа на территории Республики Башкортостан, от регулярных платежей за добычу нефти и газа и отчислений на воспроизводство минерально-сырьевой базы в отношении нефти и газа, добытых из введенных в эксплуатацию бездействовавших, контрольных скважин и скважин, находившихся в консервации по состоянию на 1 января 1999 г., за исключением новых скважин, находящихся в ожидании освоения после бурения.
Компаундированный буровой раствор предназначен для бурения и вскрытия продуктивных горизонтов с трудноизвлекаемыми запасами нефти, представленными переслаиванием песчано-алеврито-глинистых пород в карбонатной толще.
Решается стратегическая задача достижения мирового технологического уровня, что обеспечит эффективное освоение трудноизвлекаемых запасов нефти, прирост новых высокопродуктивных запасов, минимизацию производственных издержек, расширение участия в международных проектах.
Изменение доли дополнительно пробуренных скважин и добычи нефти из них по горизонтам Д0 и Ai Ромашкинского месторождения.
Это можно объяснить тем, что они бурятся преимущественно с целью отбора трудноизвлекаемых запасов нефти.
Этим и обусловливается необходимость создания более совершенных методов воздействия на залежи с трудноизвлекаемыми запасами нефти.
Технология применения волокнисто-дисперсной системы - новое перспективное средство повышения нефтеотдачи неоднородных пластов с трудноизвлекаемыми запасами нефти / / НТЖ Нефтепромысловое дело.
В таблице 5.3 дана количественная (выраженная в % от извлекаемых запасов) оценка трудноизвлекаемых запасов нефти по этим месторождениям. Анализ особенностей геологического строения залежей нефти показывает: месторождения отличаются сложным геологическим строением и характеризуются широким спектром значений геолого-физических параметров. Из таблицы 5.3 видно, что большинство пластов содержит значительный объем трудно извлекаемых запасов нефти. Это объясняется тем, что залежи нефти характеризуются высокой зональной, линзовидной и послойной неоднородностью пластов. Анализ разработки этих месторождений показывает, что вырабатываются преимущественно высокопроницаемые пропластки и участки пласта.
Развитие мировой энергетики в последнее десятилетие отражает активизацию бизнеса в разработке трудноизвлекаемых запасов углеводородного сырья, в частности, нефти. Существующее разнообразие подходов к понятию и классификации трудноизвлекаемых запасов нефти обусловило потребность в применении различных финансово-налоговых и организационно-экономических инструментов стимулирования их разработки. Наиболее действенными в современных условиях являются налоговые преференции. Целью настоящего исследования является анализ классификационных подходов к понятию трудноизвлекаемых запасов нефти и действующих налоговых льгот в зависимости от качества углеводородного сырья, свойств коллекторов, территориального расположения месторождений. Обозначенные положительные и негативные моменты позволили авторам предложить использование налога на добавленный доход для малых нефтедобывающих предприятий, которые ведут свою деятельность в традиционных регионах нефтедобычи.
трудноизвлекаемые запасы
налог на добычу полезных ископаемых
налоговая льгота
классификация
1. Азанова Е. Проблемный запас прочности // Деловая Россия: промышленность, транспорт, социальная жизнь. 2012. – № 8. – С. 34, 34–39. URL: http://www.delruss.ru/gallery/publication/article/1213/article.pdf.
2. Инструкция по применению классификации запасов и ресурсов нефти и горючих газов //Государственная комиссия по запасам полезных ископаемых [сайт]. URL: http://www.gkz-rf.ru/index.php?option=com_content&view=article&id=189:2014-04-30-12-17-36&catid=53:docsuvs&Itemid=70 (дата обращения 20.03.2015).
3. Налоговый кодекс [Электронный ресурс]. // Информ. справ. система «КонсультантПлюс».
4. Распоряжение МПР России от 5 апреля 2007 г. № 23-р «Об утверждении методических рекомендаций по применению классификации запасов и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов, утвержденной приказом Министерства природных ресурсов Российской Федерации от 1 ноября 2005 г. № 298» // Министерство природных ресурсов и экологии российской федерации [сайт]. URL: http://www.mnr.gov.ru/regulatory/detail.php?ID=20391 (дата обращения 20.03.2015).
5. Техническая библиотека // neftegaz.ru [сайт]. URL: http://neftegaz.ru/tech_library/view/4601 (дата обращения 20.03.2015).
6. Шпуров И. Новая классификация запасов углеводородов – средство регулирования инновационного процесса в ТЭК // Нефтегазовая Вертикаль. – 2014. – № 16. – С. 54, 46–56.
7. Ященко И.Г. Трудноизвлекаемые нефти: физико-химические свойства и экологические последствия их добычи // Экспозиция Нефть Газ. – 2014. – № 1. – С. 30–35.
8. Энергетическая стратегия России на период до 2030 года. [Электронный ресурс]. // Министерство энергетики Российской федерации [сайт]. URL: http://minenergo.gov.ru/aboutminen/energostrategy/ (дата обращения 20.03.2015).
9. Sharf I.V., Malanina V., Kamynina L. Features of the marketing strategy of oil and gas companies in exploration drilling http://iopscience.iop.org/1755-1315/21/1/012047 (дата обращения 20.03.2015).
Реализация поставленной в ЭС-2030 задачи «максимально эффективного использования природных энергетических ресурсов и потенциала энергетического сектора для устойчивого роста экономики, повышения качества жизни населения страны» , а также для сохранения природно-ресурсного потенциала в интересах будущих поколений невозможна без ресурсно-инновационной деятельности нефтегазовых компаний, связанных с освоением трудноизвлекаемых запасов углеводородов, что особенно актуально в условиях всплеска добычи нефти и газа из сланцевых пород в США.
Большое колличество трудноизвлекаемых запасов (ТРиЗ) в России и их многообразие требуют существенных финансово-инвестиционных ресурсов и внедрения новаций в производственно-технологический процесс, поэтому востребована продуманная финансово-налоговая государственная политика. Целью нашего исследования является анализ существующих налоговых инструментов стимулирования разработки трудноизвлекаемых запасов.
Отметим, что в настоящее время в научной литературе и нормативно-правовых актах различной юридической силы нет единого определения и однозначной терминологии трудноизвлекаемых запасов углеводородов. Впервые термин трудноизвлекаемых запасов появился в 70-х гг. прошлого столетия. Под ними подразумевали запасы, «разработка которых традиционными технологиями не обеспечивает необходимой эффективности с точки зрения коэффициента нефтеотдачи, а в некоторых случаях - также с позиций стоимости добычи нефти» . В настоящее время общепринято, что к трудноизвлекаемым запасам относят те запасы, в отношении которых «существующие технологии не отвечают геологическим особенностям пласта» , качеству находящегося в нем углеводородного сырья, и, как следствие, их разработка нерентабельна.
Кроме того, существует отождествление трудноизвлекаемых запасов с нетрадиционными видами нефти и газа. Так, в США к нетрадиционной нефти относят:
Тяжелую нефть и битумы, которые добываются из битуминозных песков Канадской проивнции Альберта и других регионов мира;
Сверхтяжелую нефть, которая добывается в Венесуэле в бассейне р. Ориноко;
Керогеновую нефть, или сланцевое масло, которое добывается из горючих сланцев;
Легкую нефть плотных пород, которая располагается в слабопроницаемых коллекторах.
Структура традиционных месторождений предполагает наличие коллекторов с хорошей проницаемостью (более 0,01 мкм 2) и непроницаемых пород (покрышек), которые удерживают скопления углеводородов. Отсутствие данной комбинации позволяет говорить о нетрадиционных запасах, разработка которых требует отличных технологий. Таким образом, к нетрадиционным источникам газа относятся газогидраты, газ плотных низкопроницаемых пород (проницаемость коллектора ≈ 1 мД), метан угольных пластов (проницаемость коллектора ≈ 0,1 мД), сланцевый газ (проницаемость коллектора 0,001 мД), водорастворенный газ, газ глубоких горизонтов.
В существующем российском нормативно-правовом поле можно выделить несколько подходов к определению трудноизвлекаемых запасов.
1. С позиции классификации запасов ресурсов нефти и горючих газов, которая утверждена приказом МПР № 477 от 1 ноября 2013 г. Согласно данному документу к извлекаемым запасам относят ту «часть геологических запасов, которая может быть добыта из залежи (месторождения) за весь срок разработки в рамках оптимальных проектных решений с использованием доступных технологий с учетом соблюдения требований по охране недр и окружающей среды». Исходя из данного определения, к извлекаемым можно отнести запасы разрабатываемых месторождений, а к трудноизвлекаемым - запасы разведываемых месторождений (градация запасов по степени промышленного освоения ).
2. С точки зрения качества углеводородного сырья выделяются нефти со аномальными физико-химическими свойствами: тяжелые; вязкие; сернистые; парафинистые; смолистые; с высокой (более 500 м 3 /т) или низкой (менее 200 м 3 /т) газонасыщенностью; с наличием более чем 5 % в свободном и (или) растворенном газе агрессивных компонентов (сероводород, углекислота) . По данным Института химии нефти СО РАН, данные виды нефти являются распространенными на многих месторождениях мира.
В инструкции по применению классификации запасов и ресурсов нефти и горючих газов нефть по составу и физическим свойствам подразделяется в зависимости от свойств, группового углеводородного состава, фракционного состава, содержанию серы и других неуглеводородных компонентов, асфальтенов и смол .
3. С точки зрения коллекторских свойств вмещающего пласта, которые влияют на физико-химические характеристики углеводородного сырья. Одной из основных характеристик коллекторов является проницаемость - способность пород пласта пропускать жидкость и газ при перепаде давления .
По величине проницаемости продуктивные пласты делятся на низкопроницаемые (от 0 до 100 мД); среднепроницаемые (от 100 мД до 500 мД); высокопроницаемые (более 500 мД). Существует деление на 5 классов коллекторов (мкм2): очень хорошо проницаемые (> 1); хорошо проницаемые (0,1-1); средне проницаемые (0,01-0,1); слабопроницаемые (0,001-0,01); плохопроницаемые (< 0,001).
Для классификации коллекторов газовых месторождений используют 1-4 классы коллекторов. Согласно классификации А.А. Ханина к непромышленным относятся запасы с проницаемостью коллекторов менее 0,001 мкм 2 .
Отметим, что согласно распоряжению Правительства РФ № 700-р от 3 мая 2012 г. выделяются четыре категории проектов по добыче трудноизвлекаемой нефти, определенных на основе показателей проницаемости коллекторов и вязкости нефти:
1) проекты по добыче нефти из коллекторов с низкой проницаемостью в интервале от 1,5 до 2 милидарси включительно (от 1,5×мкм 2 до 2× мкм 2 включительно);
2) проекты по добыче нефти из коллекторов с крайне низкой проницаемостью в интервале от 1 до 1,5 милидарси включительно (от 1×10 -3 мкм 2 до 1,5×10 -3 мкм 2 включительно);
3) проекты по добыче нефти из коллекторов с предельно низкой проницаемостью до 1 милидарси включительно (до 1×10 -3 мкм 2 включительно);
4) проекты по добыче сверх вязкой нефти с вязкостью нефти в пластовых условиях более 10 000 мПа×с.
Другими характеристиками вмещающих пород являются низкая пористость коллекторов, залегание коллекторов на низких глубинах и (или) в зоне вечной мерзлоты, внутрипластовые температуры (100 °C > t < 20 °C), высокая обводненность извлекаемой нефтяной жидкости .
1. С позиции территориального месторасположения участка недр. Так, в налоговом законодательстве предусмотрены льготы при добыче нефти :
a) в следующих регионах России:
Республики Башкортостан и Татарстан (ст. 343.2);
Республика Саха (Якутия), Иркутская область, Красноярский край (пп. 2 п. 4 ст. 342.5);
Ненецкий автономный округ, полуостров Ямал в Ямало-Ненецком автономном округе (пп. 5 п. 4 ст. 342.5);
б) из новых морских месторождений, расположенных частично или полностью в морях: Азовском, Балтийском, Печорском, Белом, Японском, Охотском, Каспийском, Черном, Баренцевом, Карском, Лаптевых, Восточно-Сибирском, Чукотском, Беринговом (п. 5 ст. 338);
в) из участков недр, расположенных севернее Северного полярного круга полностью или частично в границах внутренних морских вод и территориального моря, на континентальном шельфе РФ.
2. С точки зрения экономической эффективности разработки запасов. Согласно классификации Международного общества инженеров-нефтяников (Petroleum Resources Management System, PRMS) выделяются доказанные, вероятные и возможные запасы. Данная классификация направлена на обеспечение защиты вложений инвесторов, поэтому основным критерием является экономическая эффективность разработки в существующих макроэкономических условиях с учетом цен на углеводородное сырье на мировом рынке, действующего налогообложения в недропользовании, затрат на разведку, бурение, транспортировку и других факторов. Поэтому к трудноизвлекаемым относят запасы, разработка которых экономически нерентабельна. Еще более строгий подход к классификации Комиссии по ценным бумагам (Securities and Exchange Commission, SEC), которая работает только с доказанными запасами. Данная классификация разделяет доказанные запасы на разрабатываемые, которые могут быть извлечены из существующих скважин при помощи существующего оборудования и технологий, и неразрабатываемые, для извлечения которых необходимы дополнительные капиталовложения.
Главным критерием российской классификации 1983 г. являлась геологическая изученность участка недр. В разработанной классификации 2005 г., но не вступившей в действие по причине финансово-экономического кризиса 2009-2010 гг., предполагалось выделение промышленно значимых запасов, которые делились на условно-рентабельные и нормально-рентабельные. Нормально-рентабельные - это «извлекаемые запасы месторождений (залежей), вовлечение которых в разработку на момент оценки согласно технико-экономическим расчетам экономически эффективно при текущих экономических условиях и действующей налоговой системе при использовании техники и технологии добычи сырья, обеспечивающих соблюдение требований по рациональному использованию недр и охране окружающей среды» . В классификации 2013 г. данное деление не наблюдается. Основной задачей принятой классификации является регулирование отношений между государством - собственником недр и недропользователем - арендатором с целью максимально эффективного использования недр во взаимовыгодных интересах обеих сторон. Как следствие, экономическая составляющая в новой классификации заключается в том, что недропользователь обосновывает оптимальный вариант разработки месторождения, а государство определяет качество проведенных расчетов, реализуя, таким образом, регулирующую и контрольную функции.
3. С точки зрения вида геологического образования. В налоговом законодательстве (пп. 21 п. 1 ст. 342) выделяются конкретные залежи углеводородного сырья, отнесенные к баженовским, абалакским, хадумским или доманиковым продуктивным отложениям, в отношении разработки которых предусмотрены льготы .
Добыча нефти из залежей баженовской свиты является одним из приоритетных направлений деятельности нефтегазовых компаний. Интересен факт, что долгое время баженовская свита, имеющая распространение в Западной Сибири в 1 млн км2 и толщина которой варьируется в диапазоне 5-40 м, считалась региональным экраном для ловушек нефти и газа. Однако современные научные исследования показали наличие в этих породах огромного количества промышленных запасов легкой высококачественной нефти. Отличными в баженовской свите от свойств традиционных коллекторов являются микропустотность, плитчатость, слойчатость и листоватость, что и определяет востребованность в особых технологиях, а следовательно качественных подходах к выбору нефтесервисной компании .
4. С точки зрения технологической ретроспективы. Научно-технический прогресс заставляет трансформировать трудноизвлекаемые запасы. Так, в 80-90 гг. прошлого столетия в Западной Сибири не вовлечены были в разработку ачимовская и баженовская свиты, среднеюрские, нижнеюрские и палеозойские отложения. Верхнеюрские разрабатывались частично. В настоящее время верхнеюрские и нижнеюрские уже полностью разрабатываются. Активизировалась разработка среднеюрских, палеозойских отложений и ачимовской свиты, а также сеноманских отложений. Последние в 90-е годы не рассматривались в краткосрочной перспективе как источник углеводородного сырья.
Таким образом, многообразие подходов к пониманию трудноизвлекаемых запасов нефти обусловливает необходимость в применении качественно различных стимулирующих инструментов разработки.
Наиболее действенным является налоговое регулирование извлечения трудноизвлекаемых запасов нефти в виде налоговых преференций, разнообразие которых обусловлено вышеобозначенными классификационными подходами.
С целью полной характеристики налогового регулирования разработки трудноизвлекаемых запасов нефти необходимо напомнить алгоритм расчета суммы НДПИ, исчисляемой как произведение соответствующей налоговой ставки и величины налоговой базы.
Налоговая база определяется как количество добытых полезных ископаемых в натуральном выражении. Налоговая ставка определяется как произведение специфической ставки за тонну обессоленной, обезвоженной и стабилизированной нефти, умноженной на коэффициент, характеризующий динамику мировых цен на нефть (Кц) и уменьшенную величину показателя Дм, характеризующего особенности добычи нефти. Специфическая ставка составляет 766 рублей в 2015 г., 857 рублей в 2016 г., 919 рублей в 2017 г. Формула расчета Дм представлена ниже.
Д м = К ндпи ×К ц ×(1 - К в ×К з ×К д ×К дв ×К кан)
К в - коэффициент, характеризующий степень выработанности запасов конкретного участка недр;
К з - коэффициент, характеризующий величину запасов конкретного участка недр;
К д - коэффициент, характеризующий степень сложности добычи нефти;
К дв - коэффициент, характеризующий степень выработанности конкретной залежи углеводородного сырья;
К кан - коэффициент, характеризующий регион добычи и свойства нефти.
Обложение налогом на добычу полезных ископаемых (НДПИ) по нулевой процентной ставке распространяется на добычу сверхвязкой нефти, добываемой из участков недр, содержащих нефть вязкостью 10000 мПа×с и более (в пластовых условиях). Отметим, что ранее вязкость нулевой ставки распространялась на участки недр, содержащие нефть вязкостью более 200 мПа×с (в пластовых условиях). Таким образом, повышение минимального порогового значения говорит о действенности налоговой льготы, впервые вступившей в силу в 2006 г., которая стимулировала бизнес к применению новых технологий в результате снижения налогового бремени. В случае, если вязкость нефти варьируется в диапазоне более 200 мПа×с и менее 10000 мПа×с (в пластовых условиях), то Ккан (коэффициент, характеризующий регион добычи и свойства нефти) равен 0.
Нулевая ставка НДПИ применяется при добыче нефти из конкретной залежи углеводородного сырья, отнесенной к баженовским, абалакским, хадумским или доманиковым продуктивным отложениям в соответствии с данными государственного баланса запасов полезных ископаемых. Также налоговые каникулы предусматриваются при добыче углеводородного сырья в случае расположения участка недр полностью в границах внутренних морских вод, территориального моря, на континентальном шельфе Российской Федерации или в российской части (российском секторе) дна Каспийского моря.
Пониженное значение в расчете величины НДПИ коэффициента Кд, характеризующего степень сложности добычи нефти, применяется в отношении нефти, добываемой из конкретной залежи углеводородного сырья в зависимости от проницаемости и толщины пласта (Пп. 2,3 П. 1 Ст. 342.2 НК РФ):
0,2 - при проницаемости не более 2×10 -3 мкм2 и эффективной нефтенасыщенной толщине пласта не более 10 метров;
0,4 - при проницаемости не более 2×10 -3 мкм и эффективной нефтенасыщенной толщине пласта более 10 метров.
Значение Кд, равное 0,8, применяется при добыче нефти из конкретной залежи тюменской свиты.
Для Республик Башкортостан и Татарстан предусмотрены налоговые вычеты, применяемые к рассчитанной сумме НДПИ, касающиеся нефти, добытой из месторождений с начальными запасами по состоянию на 1.01.2011 г. 2500 млн т и 200 млн т или более. Расчет налоговых вычетов зависит от величины экспортной пошлины.
Коэффициент, характеризующий регион добычи и свойства нефти (Ккан), равный 0, применяется в отношении нефти на участках недр, расположенных полностью или частично в ряде субъектов РФ (Республика Саха (Якутия), Иркутская область, Красноярский край).
При разработке новых морских месторождений углеводородного сырья (УС) используется специальный порядок расчета налоговой базы и ставки НДПИ в 15 %, прикладываемой к налоговой базе. Налоговая база определяется как стоимость углеводородного сырья. Последняя является произведением количества добытого полезного ископаемого и минимальной предельной стоимости единицы добытого полезного ископаемого. Минимальная предельная стоимость углеводородного сырья в части нефти определяется как произведение средней за истекший налоговый период цены нефти в долларах США за баррель на мировых рынках и среднего за этот налоговый период значения курса доллара США к рублю РФ, устанавливаемого ЦБР.
Резюмируя вышеизложенное, можно отметить:
1. Разнообразие видов налоговых преференций для разных видов трудноизвлекаемой нефти: нулевая ставка НДПИ, пониженные коэффициенты в формуле расчета НДПИ, специальный порядок расчета налоговой базы для ряда месторождений, что значительно усложняет расчет НДПИ, а также негативно сказывается на администрировании налоговой системы.
2. Льготы наиболее ощутимы для крупного бизнеса, разрабатывающего крупные месторождения, что позволяет увеличить имеющиеся финансово-инвестиционные ресурсы для разработки и внедрения новых технологий. Малые нефтедобывающие предприятия, имеющие в своем активе мелкие месторождения, расположенные в традиционных районах нефтедобычи, значительных финансовых выгод не получают от снижения налоговой нагрузки при освоении трудноизвлекаемых запасов нефти. В связи с высокой стоимостью специальных технологий и оборудования, квалифицированного персонала, требуемого для разработки необходимы значительные инвестиционные ресурсы, приобретение которых на фондовом, кредитном рынке для малого бизнеса является сложной задачей.
3. Действенной мерой с целью поддержки малого бизнеса в нефтегазовом секторе является, по мнению авторов, применение вместо НДПИ налога на добавленный доход в течение 5 лет. Выпадающие налоговые поступления в бюджетную систему будут частично компенсированы поступлениями от налога на прибыль.
Рецензенты:
Боярко Г.Ю., д.э.н., к.г.-м.н., профессор, заведующий кафедрой экономики природных ресурсов Томского политехнического университета, г. Томск;
Язиков Е.Г., д.г.-м.н., профессор, заведующий кафедрой геоэкологии и геохимии НИ ТПУ, г. Томск.
Работа поступила в редакцию 15.04.2015.
Библиографическая ссылка
Шарф И.В., Борзенкова Д.Н. ТРУДНОИЗВЛЕКАЕМЫЕ ЗАПАСЫ НЕФТИ: ПОНЯТИЕ, КЛАССИФИКАЦИОННЫЕ ПОДХОДЫ И СТИМУЛИРОВАНИЕ РАЗРАБОТКИ // Фундаментальные исследования. – 2015. – № 2-16. – С. 3593-3597;URL: http://fundamental-research.ru/ru/article/view?id=37827 (дата обращения: 27.04.2019). Предлагаем вашему вниманию журналы, издающиеся в издательстве «Академия Естествознания»
18.10.2017
Источник: Журнал «PROнефть»
В данной статье концепция разработки трудноизвлекаемых запасов конформнозалегающих нефтяных оторочек рассматривается на примере Восточно-Мессояхского месторождения, которое на сегодня является самым северным материковым месторождением нефти в России . Помимо основного объекта разработки пласта ПК1-3, вмещающим значительные запасы нефти и газа, на месторождении установлена нефтегазоносность еще в 30 пластах. Сложное структурно-тектоническое строение региона обусловило образование перспективных ловушек как тектонически, так и литологически экранированных. Проблемы, связанные с особенностью залегания пластов и реализацией концепции разработки, требуют различных технологических решений.
Проблематика
Примером перспективных ловушек на месторождении являются объекты Блока 4 (рис. 1 ), приуроченные к зоне локального понижения структуры, вызванного серией крупных тектонических нарушений, сформировавших грабен. Именно в районе грабена (см. рис. 1 ) сосредоточены 25 пластов с мелкими газонефтяными залежами и небольшой по толщине нефтяной оторочкой, в основном приуроченных к отдельным блокам (всего 40 залежей, из которых 22 – нефтяных, 12 – газонефтяных и 6 – газовых).
Рис. 1. Структурная модель Восточно-Мессояхского месторождения (а
), Блок 4 с обособленными блоками (б
) и продуктивные пласты Блока 4 (в
)
К задачам разработки нижезалегающих объектов многопластовых залежей относятся как обеспечение экономической эффективности извлечения запасов, так и апробирование технологий их извлечения. Для введения объектов Блока 4 в полномасштабную разработку составлена блок-схема этапности их концептуального проектирования (рис. 2 ).
Рис. 2. Порядок проектирования объектов разработки Блока 4:
ГДМ – гидродинамичсекая модель; ППД – поддержание пластового давления; ГС – горизонтальные скважины; МЗГС – многозабойные горизонтальные скважины; ОРЭ – одновременно-раздельная эксплуатация; ОПР – опытно-промышленные работы
При создании концепции разработки нефтяного месторождения после определения размеров и основных геолого-физических параметров пластов необходимо решить задачу ранжирования выделенных объектов разработки и предварительной оценки ожидаемой продуктивности скважин и рентабельности разработки данных объектов. В ходе оценки приоритетности объектов разработки рассматривались пласты с запасами нефти категории С1, при этом объектами расчета являлись залежи каждого пласта.
Приоритетность объектов разработки определялась по методу суперпозиции на основе трех методов (аналитический коэффициентный, аналитическийтехнико-экономический, численный расчет по линиям тока).
Приоритизация объектов
Аналитический коэффициентный метод
1. Вычисление коэффициента скорости отбора по формуле
где k – проницаемость, определенная по данным геофизических исследований скважин; ∆р – перепад давлений между добывающей и нагнетательной скважинами; μ – вязкость нефти в пластовых условиях.
2. Расчет коэффициента относительного дисконтирования по формуле
где K с.о.max – максимальный коэффициент скорости отбора.
3. Выделение объектов по величине дисконтированных подвижных запасов нефти, определенной из выражения
где Q п – подвижные запасы нефти
Технико-экономический метод
1. Нахождение начальных дебитов нефти при прямолинейном заводнении по формуле Маскета
где L – длина элемента системы разработки; W – межрядное расстояние; h н – нефтенасыщенная толщина пласта; r w – радиус скважины.
2. Определение коэффициентов падения добычи нефти
Падение дебита q
во времени t
задается по экспоненциальному закону: q
(t
)=q
0 e
– D
t
(D
= q
0 /N
pw – коэффициент падения добычи; N
pw – накопленная добыча по скважине). Таким образом N
pw равна приходящимся на нее подвижным запасам
3. Расчет чистого дисконтированного дохода, приходящегося на одну скважину, для каждого объекта разработки по формуле
где FCF w (t
) – чистый денежный поток, в наиболее простой форме FCF w
(t
)= q
0 e
–Dt
p
nb
;
p nb – net-back цена нефти за вычетом НДПИ; r – нормальный (непрерывный) коэффициент дисконтирования; c w – удельные капитальные вложения в бурение и строительство локальных объектов; θ – ставка налога на прибыль.
4. Выделение объектов по величине ЧДД (7)
где N p – подвижные запасы объекта разработки.
Расчет линий тока
1. Задание параметров пласта и системы разработки. Для проведения расчетов использовалась программа GP, реализующая метод линий тока для определения динамики добычи.
2. Расчет динамики добычи нефти, жидкости, закачки воды
3. Вычисление ЧДД.
4. Выделение объектов по величине ЧДД.
После расчетов тремя методами была получена гистограмма с учетом приоритетности объектов (рис. 3 ). На данном этапе уже можно выделить перспективные объекты, которые будут являться первостепенными при разработке всего блока.
Рис. 3. Гистограмма приоритетности объектов разработки, постороенная на основе расчетов по трем различным методам
При низких значениях индекса доходности PI по объектам дополнительно рассчитана возможность приобщения пластов путем изменения капитальных вложений в бурение всей скважины (вовлечение запасов нефти за счет бурения ГС и МЗГС). Выделение объектов по суперпозиции результатов методик с учетом возможности приобщения пластов приведено на рис. 4 .
Рис. 4. Итоговая приоритизация объектов
С учетом возможности использования МЗГС и применения ОРЭ рентабельны все рассматриваемые объекты, кроме БУ6 3. Определена итоговая приоритетность пластов: основными объектами являются БУ13 1, МХ4, МХ8-9, БУ6 1+2, БУ8, БУ10 1, БУ10 2, объектами приобщения – ПК20, ПК21, МХ4, БУ7, БУ9, БУ10 1, БУ12 2.
Для оптимизации затрат на разработку объектов была рассмотрена возможность объединения пластов в один эксплуатационный объект. Критериям такого объединения соответствуют пласты ПК20 и ПК21. Рекомендуется следующее: формирование избирательной системы разработки наклонно направленными скважинами или МЗГС; разработка пластов ПК20-21 как единого объекта; пласта ПК22 – возвратным или самостоятельным фондом скважин. Исходя из того, что фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) рассматриваемых пластов имеют довольно большой разброс, а также довольно высокую степень неопределенности, перед построением полномасштабных гидродинамических моделей были получены матрицы секторных моделей с учетом диапазонов изменения геолого-физических характеристик пластов. Созданы четыре матрицы секторных моделей. Такие параметры, как глубина залегания, пористость, нефтенасыщенность, песчанистость, начальное пластовое давление, вязкость нефти, были приняты средневзвешенными по группе рассматриваемых пластов. Секторные модели отличались нефтенасыщенной толщиной hн, отношением нефтенасыщенной толщины к газонасыщенной hг или к водонасыщенной hв, параметром k∆p/µ, а также расстоянием между скважинами при принятой однорядной системе разработки. Перед расчетом всех вариаций моделей были определены оптимальные режимы работы скважин и их расположение в разрезе в зависимости от нефтенасыщенной толщины.
Таким образом, после проведенных расчетов секторных моделей были построены матрицы устойчивости технико-экономического решения при различных геолого-физических характеристиках объектов (рис. 5 ).
Рис. 5. Матрица устойчивости технико-экономического решения при различных геолого-физических характеристиках объектов
В дальнейшем, оценивая диапазон неопределенности геологических параметров по каждой залежи, принималось решение о построении полномасштабной гидродинамической модели исходя из устойчивости рентабельности разработки объекта. Результаты оценки рентабельности при аналитических расчетах и секторном моделировании приведены в табл. 1 , где выделены основные объекты разработки, по которым в дальнейшем предполагалось построение полномасштабных ГДМ.
| Объект |
Блок скважин |
Категория запасов нефти |
Рентабельность по результатам |
Необходимость построения 3D ГДМ |
Примечание | |
|
аналитич‑х расчетов |
секторного моделир‑я |
|||||
| ПК 20 | 50, 132 | С 1 +С 2 |
✔ |
= |
✔ |
Рассмотрение совместной эксплуатации объектов |
| ПК 21 | 50, 132 | С 1 +С 2 | ✔ | ✔ | ✔ | Малая h эф.н |
| МХ 1 | 50, 132 | С 1 | = | ✘ | ✘ | Малая h эф.н |
| МХ 4 | 50, 132 | С 1 +С 2 | = | ✘ | ✘ | |
| МХ 4 | 33 | С 1 +С 2 | ✔ | ✔ | ✔ | |
| МХ 8-9 | 50, 132 | С 1 | ✔ | ✔ | ✔ | |
| МХ 8-9 | 33 | С 1 | ✔ | ✔ | ✔ | |
| БУ 6 (1+2) | 50, 132 | С 1 +С 2 | ✔ | ✔ | ✔ | |
| БУ 6 (1+2) | 33 | С 1 | ✔ | ✔ | ✔ | |
| БУ 6 3 | 50, 132 | С 1 +С 2 | ✘ | ✘ | ✘ | |
| БУ 7 | 33 | С 1 +С 2 | = | ✔ | ✔ | |
| БУ 8 | 33 | С 1 +С 2 | ✔ | ✔ | ✔ | |
| БУ 9 | 41 | С 1 | = | ✘ | ✘ | Малая h эф.н |
| БУ 10 1 | 33 | С 1 +С 2 | ✔ | ✔ | ✔ | |
| БУ 10 2 | 33 | С 1 | ✔ | ✔ | ✔ | |
| БУ 10 2 | 41 | С 1 | ✔ | ✔ | ✘ | Избирательная система разработки |
| БУ 12 2 | 50, 132 | С 1 +С 2 | = | ✔ | ✘ | Малая h эф.н |
| БУ 13 1 | 38 | С 1 | ✔ | ✔ | ✔ | |
Примечания.
1. h
эф.н – эффективная нефтенасыщенная толщина.
2. = – высокие риски при разработке объекта.
Наличие карт нефтенасыщенных толщин, проницаемости и карты отношения толщин (газонасыщенные/нефтенасыщенные) позволяет получить карту рентабельных зон всех рассматриваемых пластов и применять ее без расчетов на полномасштабных моделях. Дополнительным преимуществом использования матрицы секторных моделей по сравнению с полномасштабными расчетами является скорость принятия решений о целесообразности бурения скважин после изменения геологического строения залежей.
Для детальной оценки профиля добычи и рентабельности объектов построены 3D ГДМ по 10 пластам. На основе выполненных расчетов на полномасштабных ГДМ и технико- экономических показателей разработки сформированы базовые варианты разработки объектов с возможностью применения МЗГС и технологии ОРЭ. Затем проведена оптимизация систем разработки объектов с учетом рентабельных зон, которые были опеределены на основе следующих данных:
Экономические показатели разработки по результатам секторного моделирования (зависимость NPV от ФЕС);
Результаты анализа профиля притоков нефти/газа/воды к скважине, полученные на полномасштабных ГДМ;
Наличие глинистой перемычки между газом и нефтью (контактность).
Пример оптимизации системы разработки по вариантам для объекта БУ6 1+2 в районе разведочной скв. 33 представлен на рис. 6 .
Рис. 6. Расположение скважин по вариантам разработки:
а
– освоение объектов регулярной системой разработки;
б
– адаптивная система разработки с учетом размещения скважин в рентабельных зонах;
в
– избирательная система разработки с учетом размещения скважин в рентабельных зонах без ППД
После оконтуривания рентабельных зон базовый вариант разработки корректировался таким образом, чтобы скважины не располагались в нерентабельных участках залежи.
Экономические показатели рассчитывались через удельные исходные данные (дисконт 15 %) и представлены как положительный или отрицательный NPV.
С учетом определения технико-экономических показателей разработки по данному объекту рекомендуется избирательное размещение скважин без ППД, так как при таком сценарии выполняется условие максимального значения NPV.
Подобным образом по всем объектам рассматривалась оптимизация систем разработки с учетом наличия рентабельных зон. При проектировании разработки многопластовых месторождений системами многозабойных скважин важно оценить возможность технической реализации данной технологии. При этом необходимо решить следующие вопросы:
Возможность объединения проектных целей разных объектов в одну многозабойную скважину;
Возможность сдвига проектных целей, что связано с проблемами технической реализации;
Проектирование многозабойных скважин с кустовых площадок Фазы 1 (объект ПК1-3);
Моделирование профилей стволов скважин и расчет технической реализации;
Выбор и учет уровня заканчивания многозабойной скважины на ее профиль;
Выбор первоочередных кустов скважин для проведения ОПР;
Оценка стоимости скважин при различных вариантах разработки и схем кустования.
Подготовительной работой перед моделированием являлось определение максимально возможной длины горизонтального участка для каждого объекта с точки зрения бурения. За основу расчетов были взяты данные предварительного кустования Блока 4 объектов МХ и БУ.
Затем для определения возможности бурения горизонтальных стволов различной длины приняты усредненные параметры по профилю скважин, полученные при кустовании. Путем моделирования бурения скважин с различной длиной горизонтального участка были выявлены ограничения по технической реализации бурения, возможности передачи нагрузки на долото. Классификатор технологий бурения скважин в зависимости от длины горизонтального участка ствола приведен в табл. 2 . Он включает марку стали бурильной трубы, класс труб, КНБК, тип раствора.
| Пласт |
Усредненная длина по стволу, м |
Усредненная глубина по вертикали, м |
Номер скважины для расчетов |
Классификатор технологий бурения в зависимости от длины ГС, м |
||
| 1200 | 1500 | 2000 | ||||
| БУ 6 1+2 | 4053 | 2114 | 106 |
G; P; ВЗД / РУС; РУО |
G; P; ВЗД / РУС; РУО |
S; P; РУС; РУО |
| БУ 7 | 4251 | 2171 | 26 |
G; P; ВЗД / РУС; РУО |
S; P; РУС; РУО |
Складывание 89 инструмента |
| БУ 8 | 3859 | 2220 | 7 |
G; P; ВЗД / РУС; РУО |
G; P; ВЗД / РУС; РУО |
S; P; РУС; РУО |
| БУ 10 1 | 4051 | 2269 | 1 |
G; P; ВЗД / РУС; РУО |
S; P; РУС; РУО |
Складывание 89 инструмента |
Примечание. G/S – марка стали бурильной трубы; Р – класс труб; ВЗД/РУС – винтовой забойный двигатель/роторная управляющая система; РУО – буровой раствор на углеводородной основе.
Первый этап работы – создание модели для кустования и получение исходных координат целей скважин. Модель для кустования была проработана при проектировании разработки Фазы 1 объекта ПК1-3 – вышележащего пласта на малой глубине, особенностью которого является плотное размещение целей.
По результатам изысканий и топографических и инфраструктурных ограничений итоговым результатом стало скорректированное проектное положение кустовых площадок Фазы 1 . Дальнейшие работы проводились с учетом привязки новых проектных скважин к кустовым площадкам Фазы 1.
Были определены цели проектных скважин Блока 4 для каждой скважины по каждому объекту совместно с предложениями по объединению целей на разные объекты в одну скважину. Моделирование схемы кустования осуществлялось в специализированном ПК DSD WellPlanning.
В связи с необходимостью привязки проектных скважин к кустовым площадкам объекта ПК1-3 проводились работы по профилированию скважин. Сначала моделировался основной ствол, затем осуществлялась привязка вторых стволов к основным, т.е. объединение целей в одну скважину.
Поскольку существует вариативность привязки основного ствола к кустовым площадкам Фазы 1, работа выполнялась итерационным способом для обеспечения возможности технической реализации и минимизации проходки по скважине.
Далее на основе геологических предпосылок были определены первоочередные кустовые площадки стадии ОПР, включающие проектные скважины с максимальными извлекаемыми запасами и простыми траекториями стволов скважин.
Благодаря описанному в статье подходу к выбору интегрально-структурированных групп систем разработки удалось вовлечь в рентабельную разработку около 80 % запасов по нижезалегающим пластам, которые ранее оценивались как самостоятельные нерентабельные объекты
В итоге данный комплекс работ был проведен по трем вариантам разработки (реалистичный, оптимистичный и пессимистичный), каждый из которых подразделялся еще на два подварианта с построением многоствольных скважин и одиночным разбуриванием целей скважин.
По результатам моделирования кустования получены следующие данные:
Координаты точек забоя и входа в пласт для каждой цели, исключающие их пересечения в процессе бурения;
Параметры профиля по каждой скважине с описанием основных характеристик для оценки конструкции и стоимости каждой скважины;
Результаты инклинометрии по каждому участку скважины;
Порядок ввода скважин на кустовой площадке для расчета графика ввода и профиля добычи.
Эти данные были использованы для расчета графиков ввода скважин, профилей добычи, обоснования первоочередных кустов ОПР, экономической оценки вариантов разработки.
Технико-экономические показатели по рассмотренным вариантам разработки объектов Блока 4 приведены в табл. 3 .
| Параметры | ГС |
МЗГС (2 лифта) |
МЗГС (1 лифт) |
| Число скважин для бурения, в том числе: | 61 | 50 | 50 |
| добывающих | 42 | 34 | 34 |
| нагнетательных | 19 | 16 | 16 |
| Капитальные вложения, усл. уд. | 2055 | 1733 | 1715 |
| NPV (дисконт 10 %), усл. ед. | 1724 | 2082 | 2053 |
| PI | 9 | 2,3 | 2,3 |
|
NPV (дисконт 10 %), усл. ед. |
1185 | 1524 | 1507 |
| PI | 1,6 | 2,0 | 2,0 |
Примечание. Проектный период разработки – 2017–2053 гг.
Результатами проведенной работы с учетом рисков по бурению скважин являются определение участков ОПР в рентабельных зонах при разработке как ГС, так и МЗГС с применением технологии ОРЭ и реализация программы исследовательских работ. В концепте также предусмотрена оптимизация проводки скважин с запроектированных кустовых площадок основного вышезалегающего объекта ПК1-3. В начале полномасштабной разработки или ОПР в случае изменения геологического строения залежи предложенный подход определения рентабельных зон дает возможность скорректировать стратегию разбуривания многопластовых залежей без перестроения полномасштабных геологических и гидродинамических моделей. Кроме того, результаты аналитических методик и секторного моделирования позволяют находить оптимальные решения при изменении исходных экономических показателей, в том числе стоимости капитальных вложений в бурение скважин.
Выводы
1. Благодаря описанному в статье подходу к выбору интегрально-структурированных групп систем разработки удалось вовлечь в рентабельную разработку около 80 % запасов по нижезалегающим пластам, которые ранее оценивались как самостоятельные нерентабельные объекты.
2. В рамках концепции разработки пластов Блока 4 проведено ранжирование пластов, определены первоочередные объекты разработки, а также объекты приобщения.
3. Для зон чисто нефтяной залежи по пластам Блока 4 предлагается на стадии ОПР опробование технологий с применением ГС, МЗГС, ОРЭ и многостадийного гидроразрыва пласта, для зон водогазонефтяной залежи – технологии с применением ГС, МЗГС и ОРЭ.
Список литературы
1. Технологическая схема разработки Восточно-Мессояхского нефтегазоконденсатного месторождения: отчет о НИР в 3 т. / ЗАО «Мессояханефтегаз», ООО «Газпромнефть-Развитие», ООО «Газпромнефть Научно-Технический Центр». – Тюмень: 2014.
2. Карсаков В.А. Определение оптимального количества кустовых площадок при проектировании разработки месторождений//SPE 171299-RU. – 2014.
Авторы статьи: А.С. Осипенко, И.В. Коваленко, к.т.н., О.И. Елизаров, С.В. Третьяков, А.А. Карачев, И.М. Ниткалиев Научно-Технический Центр «Газпром нефти» (ООО «Газпромнефть НТЦ») 28/01/2014
В последнее время вопросы о разработке новых месторождений по добыче нефти звучат все громче. Это естественно, потому как человечество уже израсходовало большую часть этого ископаемого ресурса. Для России нефтяные вопросы стоят в разы острее, чем для многих других стран, потому что объем мощности российского сектора по нефтепереработке находится на третьем месте в мире. Впереди лишь американцы и китайцы.
Сохранить объемы добычи очень важно для поддержания российской власти и влиятельности нашей страны на мировой арене. Но по прогнозам аналитиков, в обозримом будущем лидировать по росту добычи «черного золота», будет не Россия, а Канада, Бразилия и США. Добыча этого ресурса в нашей стране падает с 2008 года. А в 2010 Министерство энергетики заявило, что без кардинальных изменений в политике нефтедобывающей и нефтеперерабатывающей отрасли показатели могут упасть с 10.1 миллиона баррелей в день в 2010 году до 7,7 миллиона баррелей в день в 2020-м. Все это говорит о том, что у России заканчивается нефть? Нет. Запас у страны огромен, но его большая часть уже относится к разряду «трудноизвлекаемых». У России, по мнениям экспертов, есть все шансы стать мировым лидером по добыче «нетрадиционной» нефти. Минэнерго подсчитало, что ее запасы в стране около 5-6 млрд. тонн, а это 50-60% от общего числа. Количество же сланцевой нефти во много раз выше тех, которыми располагают США. Именно «нетрадиционная» нефть сохранит стране заявленные объемы добычи и поможет удержать позиции лидера в этой сфере.
Для начала давайте попытаемся определить, что понимают под «трудноизвлекаемыми» запасами. Это месторождения или объекты разработки, которые характеризуются неблагоприятными для добычи нефти геологическими условиями или (и) ее физическими свойствами. «Трудноизвлекаемыми» могут считаться запасы в шельфовой зоне, остатки нефти в месторождениях, которые находятся в поздней стадии разработки, а также нефть с высокой вязкостью. Примером последней может служить месторождение Ямало-Ненецкого округа. Здесь нефть застывает не только на морозе, но даже при обычной температуре. Она требует в переработке специальных технологий: ее невозможно перекачать по трубопроводам, а следует возить в нарезанных кубах. Извлечь такие запасы, безусловно, можно, но при этом важно получить экономическую выгоду.
Добыча «нетрадиционной» нефти требует больших материальных затрат, труда, применения дорогостоящих новейших технологий, дефицитных реагентов и материалов. Эксперты подсчитали, что стоимость «трудной» нефти может составлять 20 долларов за баррель, в то время, как нефть из обычных месторождений стоит от 3 до 7 долларов. Еще одной сложностью при добыче «нетрадиционных» запасов при проектировании и разработке месторождений становится необходимая предельная точность расчетов. Не всегда для ученых становится возможным определение подхода для результативного итога работы таких месторождений. Совсем недавно в одном из мест с «трудной» нефтью пробурили две скважины. Одна из них стала давать предполагаемый объем, а вторая – нет, и причина этого пока неясна. Все проблемы, сопряженные с добычей «нетрадиционной» нефти достаточно глобальны, и решение их невозможно без всесторонней поддержки государства.
События прошлого десятилетия, произошедшие в США, которые впоследствии назвали «сланцевой революцией», убедили весь мир в том, что извлекать «нетрадиционную» нефть с выгодой все же можно. Методы горизонтально направленного бурения и гидроразрыва пласта (разрывы сланцевых пород при этом происходят при подаче под землю большого напора смеси воды, песка и химикатов) обнаружили большие запасы газа и нефти, считавшиеся «трудными». Добыча этих ископаемых резко увеличилась. Только на одном из месторождений с 2008 к 2012 году она выросла со 100 баррелей в день до 1 миллиона. В то время, как добыча в США стремительно росла, в России она оставалась на том же уровне. Хотя, еще в 1987 году СССР в нефтеперерабатывающей промышленности занимал первое место. Мы добывали 11,4 баррелей в сутки.
В 1996 году, после распада Советского Союза отмечен исторический минимум – 6 млн. баррелей. В условиях неразберихи 90-х годов у крупных российских нефтяных компаний не было стимула разрабатывать новые месторождения. Как итог, еще и сегодня эксплуатируются те, которые были открыты в начале 1970-х годов. В результате многие эксперты считают, что нефтяной сектор России работает на пределе возможностей. Затраты на производство растут, а объем добычи на унаследованных от СССР «зрелых» месторождениях остается на прежнем уровне.
Это еще одна веская причина необходимости разработки новых, «труднодноизвлекаемых» ресурсов. Кстати, советские геологи открыли многие «трудные» месторождения еще в 1960-х годах, оставив их для освоения будущим поколениям. Это запасы Баженовской, Абалакской, Фроловской свит Западной Сибири, это места в Карском и Баренцевом морях, это многие районы Сахалина. Баженовская свита – самая крупная в мире сланцевая формация. Согласно оценкам экспертов ее запасы могут составить до 120 млрд. тонн извлекаемой нефти. А это в 5 раз больше, чем запасы на месторождении Баккен в США. Именно оно стало движущей силой американской сланцевой революции. Причем нефть Баженовской свиты считают высококачественной, из нее можно сделать 60% светлых нефтепродуктов.
На «трудных» месторождениях уже работают «Газпром нефть», «ЛУКОЙЛ», «Роснефть», «Сургутнефтегаз». Просто перенять американский опыт по добыче «трудноизвлекаемой» нефти мы не можем, потому как, и условия, и сама нефть значительно отличается от североамериканской. Наша — намного «тяжелее», нуждается в больших затратах энергии при добыче. Ее месторождения находятся в значительно более отдаленных местах, чем аналогичные в Америке. Но без использования иностранного опыта в этой сфере России не обойтись. В 2012 году «Роснефть» договорилась с американской Exxon Mobil сотрудничать в разработке месторождений Баженовской и Ачимовской свит. «Газпром нефть» на Баженовской свите работает с англо-голландской Royal Dutch Shell.
У России есть все шансы стать ведущей страной в мире по добыче «трудноизвлекаемой» нефти, и правительство это прекрасно понимает. В «Энергетической стратегии России до 2030 года» планируется, что 40 млн. тонн от общего годового объема в 500-530 млн. будут добываться из «трудных» месторождений. Но помимо больших материальных вложений, развития новых технологий, эта сфера требует и либерализации налогообложения. Без них нефтяникам просто нерентабельно будет разрабатывать «нетрадиционные» месторождения. Убытки в таком случае несоизмеримы с доходами.
Соответствующие налоговые изменения приняты 26 июля 2013 года. Президентом Владимиром Путиным подписан закон о дифференциации налога на добычу полезных ископаемых. Устанавливается порядок определения и применения коэффициента к ставке НДПИ – от 0 до 0,8, а также коэффициента, определяющего степень выработанности конкретной залежи углеводородного сырья. Коэффициент будет нулевым для добычи из Баженовских, Абалакских, Хадумских и Доманиковых месторождений.
Норма будет действительна в течение 180 налоговых периодов. Говоря более простым языком, компании, которые добывают «трудноизвлекаемую» нефть, не будут платить налог в течение 15 лет. При добыче нефти из залежей с эффективной нефтенасыщенной толщиной пласта не более 10 метров планируется применять коэффициент 0,2; при толщине пласта более 10 метров – 0,4. Для залежей Тюменской свиты устанавливается коэффициент 0,8. В остальных случаях коэффициент НДПИ будет равен 1.