Как можно повысить эффективность скважин и увеличить нефтеотдачу? Зачем постоянно следить за состоянием разрабатываемого месторождения? Скажется ли низкоуглеродная повестка на объемах добычи нефти? Об этом — в интервью с членом-корреспондентом РАН, директором Института физики Земли им. О.Ю. Шмидта РАН Сергеем Андреевичем Тихоцким.
― По разным данным, разведанных запасов нефти в России остается примерно на 30 лет. При этом в неразведанных месторождениях ресурсов остается на сотни лет. Как действительно выглядит картина с запасами нефти в России? Есть ли вероятность, что через 30 лет мы останемся без этого важнейшего ресурса?
― С одной стороны, действительно, подтвержденных запасов, находящихся в традиционных месторождениях, из которых добывать нефть «легко», остается на 25–40 лет. Оценки различаются, но совсем немного. Впервые они были озвучены около 2013 г.
Что касается запасов, которых нам хватит на сотни лет: это не неразведанные запасы; мы понимаем, что они есть, но их очень непросто добыть. Их называют трудноизвлекаемыми: для того чтобы их добыть, недостаточно просто пробурить скважину и нефть пойдет фонтаном. Скажу больше ― такой фонтанирующей нефти не осталось совсем. Нефтяные фонтаны в Баку, Поволжье, Сибири, которые существовали в 1960-х гг., связаны с месторождениями, где очень высокая пористость и проницаемость коллектора. Нефть там перетекает свободно. Это антиклинальные складки, в своде которых скапливается нефть, подпираемая водой. В силу высокого давления и проницаемости нефть при бурении свода выходит наверх самотеком. Даже если в этих месторождениях осталась какая-то часть ресурса, добыть ее не так просто и начинаются мероприятия по увеличению нефтеотдачи.
Такие методы уже используются и в традиционных месторождениях с достаточно высокой проницаемостью. Часто применяется гидроразрыв пласта. Эта технология увеличивает проницаемость в окрестности скважины, создавая искусственную сеть трещин, в которую под высоким давлением закачивается специальный раствор. В этом растворе содержатся частицы пропанта, которые распирают края трещин и не дают им схлопываться после того, как давление сбрасывают. В результате возникает новая система трещин, которая увеличивает и проницаемость в окрестности скважины, и приток нефти.
Используются и методы заводнения: добывающие скважины бурят в сводовой части, а вокруг расположены скважины, в которые закачиваются вода или раствор. Они создают избыточное давление и подпирают нефть. Применение таких методов широко распространено даже на месторождениях традиционного типа с высокой проницаемостью.
Но та нефть, которой нам хватит надолго, находится в пластах, где проницаемость исчезающе мала. Запасы такой нефти в России превышают запасы и в США, и в Китае, и в Европе, но традиционных методов увеличения нефтеотдачи здесь недостаточно. Хороший пример ― Баженовская свита, запасы нефти в которой огромны: это практически вся Западная Сибирь. Это уникальный объект, в котором одновременно находятся и зрелая нефть, и кероген ― вещество, из которого при «созревании» происходит нефть. Кероген очень пластичен, и при создании гидроразрывов трещины крайне быстро исчезают, несмотря на пропант в растворе. Здесь требуются особые методы повышения нефтеотдачи.
Это, например, технология внутрипластового горения, которая была изобретена еще в Советском Союзе в 1930-е гг. В скважины закачивается воздух, обогащенный кислородом. В силу высоких температур в пласте он самовоспламеняется, а в результате начинается и горение углеводородов. При этом в первую очередь выгорает тяжелая нефть, создающая продукты горения, которые вытесняют наверх нефть легкую. Очень интересный процесс.
― А как на этот процесс смотрят экологи?
― Экологи вообще плохо смотрят на процессы нефте- и газодобычи. Но процесс внутрипластового горения нельзя назвать более вредным, чем, например, кислотная обработка. Важно, чтобы любой процесс ― и гидроразрыв пласта, и кислотная обработка, и внутрипластовое горение ― оставался в пределах коллектора, нельзя допускать прорывов, тем более в водоносные пласты. Контроль этих процессов, мониторинг разработок ― одна из актуальных задач современной геофизики.
Не так давно я сформулировал для себя идею о том, что в разведочной геофизике у нас было три этапа. Сначала была эпоха поиска: стояла задача просто обнаружить месторождение. Например, Курская магнитная аномалия была обнаружена, потому что стрелка компаса указывала неверное направление. Дальнейшие исследования подтвердили, что рядом с тем местом есть крупнейшие залежи железных руд. Тогда по структурным признакам легко обнаруживались и крупнейшие нефтяные месторождения.
Потом началась эпоха разведки: к разработке месторождений начали предъявлять другие экономические требования. Нужно было не просто «снять сливки», а увеличить коэффициент извлечения нефти, для чего необходимо детально исследовать залежи, узнать их структуру, количественно оценить фильтрационно-емкостные свойства.
Конечно, задачи поиска и разведки не исчезли, они остаются актуальными, но они перестали быть единственными. В 1990-е гг. во всем мире возникла задача мониторинга разработок. По оценкам норвежских экспертов, почти половина всей нефти, добытой в Северном море с середины 1990-х гг. по настоящий момент, была получена за счет оптимизации разработки на основании сейсмического мониторинга. Нужно постоянно следить за тем, что происходит с месторождением, пока оно разрабатывается. Если говорить о нефти, то важно понимать, куда она мигрирует.
Конечно, на этапе планирования строятся геологическая и гидродинамическая модели. Ученые предсказывают, куда потечет нефть, и на основании этих данных закладываются добывающие и нагнетательные скважины, определяются скорости отбора и закачки. Но невозможно все знать о месторождении. Информация собирается по косвенным признакам, и в процессе разработки всегда возникает отклонение от первоначальной гидродинамической модели, ее нужно постоянно адаптировать. Простейший пример: есть две сводовые структуры, и ученые предполагают, что вся нефть уйдет в большую структуру. А в процессе разработки выясняется, что нефть скопилась в малой структуре, которую не разбурили, и ресурсы оказываются отрезанными от основной точки добычи. Это очень упрощенный пример, в реальности задачи сложнее, поэтому нужно постоянно следить за тем, что происходит в недрах, и на этом основании корректировать план разработки. Как говорят норвежцы, это позволяет в два раза увеличить коэффициент извлечения нефти.
Институт физики Земли им. О.Ю. Шмидта Российской академии наук / Фото: Ольга Мерзлякова / «Научная Россия»
― То есть до того как ученые начали проводить мониторинг месторождений, значительную часть нефти просто не замечали и оставляли в старых разработках?
― И оставляли, и оставляют, пропускают пласты и допускают их заводнение, после чего из скважины идет не нефть, а водонефтяная эмульсия, которую нужно еще разделить. Экономически это совершенно невыгодно.
Сейчас у нас намного больше ресурсов, чем 30 лет назад, для того чтобы адекватно планировать разработку. Есть современные компьютеры, позволяющие строить детальные гидродинамические модели. Есть средства изучения свойств горных пород. Одна из основных тематик Института физики Земли им. О.Ю. Шмидта РАН связана именно с изучением физико-механических и фильтрационно-емкостных свойств пород коллекторов. У нас есть лаборатория, в которую мы постоянно закупаем новое оборудование и за счет поддержки Минобрнауки по программе обновления приборной базы, и за счет собственных средств. Инвестируя в новое оборудование, мы востребованы у заказчика и остаемся на лидирующих позициях. Таких центров в России немного: наш институт, Центр по разработке углеводородов Сколковского университета и новосибирские специалисты. Отдельные корпоративные институты есть у частных компаний, но они результатами не делятся, это их коммерческая тайна.
Задача мониторинга разработок сейчас стоит на первом месте. Если норвежцы осознали это 30 лет назад, то у нас этот процесс происходит сейчас: внутри компаний разрабатываются первые нормативные документы, создаются инструкции. Возникает понимание, что нужно делать, и одновременно идет разработка соответствующих технологий.
При этом между геофизической разведкой месторождений и их постоянным мониторингом большая разница. При геофизической разведке экспедиция приезжает к месторождению на полевой сезон, расставляет сейсмическую систему, собирает данные, формирует геологическую модель и уезжает. Мониторинг же должен происходить на протяжении всей жизни месторождения, а это десятки лет, в течение которых система должна стабильно работать. Конечно, ее можно ставить, снимать показания и убирать, но заново поставить ее на то же место получится только на сухопутных месторождениях. А для России важны и шельфовые залежи ― это просто сокровищница углеводородов для нашей страны. Несмотря на все современные навигационные приборы, невозможно установить аппаратуру на морском дне на то же самое место через три-пять лет, когда возникнет необходимость обновить информацию.
― Это не говоря о том, что за прошедшие годы месторождение сильно изменится…
― Меняется само месторождение, меняется рельеф дна. Важнейшая информация, которую дает мониторинг, ― это данные о смещении водонефтяного и газонефтяного контактов — поверхности раздела между водой и нефтью или между водой и газом, которая смещается на метры в процессе разработки. И если при повторной сейсмической съемке не поставить станции в то же самое место, где они были во время прошлых измерений, результата не будет.
Кроме потери времени и неточных результатов, повторная установка станций ― это дорого. Систему раскладывают несколько судов. Если месторождение находится на арктическом шельфе, то надо попасть в погодное окно. В итоге это неудобно, экономически невыгодно и не дает постоянных данных.
Если говорить о методах увеличения нефтеотдачи, в частности о гидроразрыве пласта, то обязательно надо понимать, куда идут трещины, нет ли ее прорыва в водоносный пласт. Это тоже задача постоянного мониторинга. На первых этапах применения ГРП в Великобритании возникали интенсивные протесты против этой технологии. Тогда пласт разрывали так, что газ уходил в воду и буквально тек у людей из кранов. Конечно, сейчас технологию отработали, но следить за трещинами ГРП по-прежнему необходимо.
По своей механике гидроразрыв пласта ― это очень маленький источник сейсмической волны. Регистрируя ее, мы можем локализовать положение источника и сказать, куда пошла трещина. Во-первых, это экологический контроль. Во-вторых, мы помогаем людям, занимающимся так называемым дизайном ГРП. Это сложная наука, которая рассказывает, сколько жидкости нужно закачивать, под каким давлением, на какую глубину. Мы даем информацию о напряженно-деформированном состоянии недр, а для этого нужно уметь слушать месторождения в пассивном режиме. То есть должна быть система, лежащая на дне в момент гидроразрывов, которые происходят постоянно.
Если говорить про шельфовые месторождения, такая система должна находиться на дне на протяжении десятилетий, и это очень непростая задача. К системе нужно подвести электричество. Важно, чтобы оборудование имело соответствующий срок эксплуатации, а его характеристики и чувствительность не менялись. Оборудование должно быть устойчивым к внешним воздействиям. Морская вода — очень агрессивная среда, достаточно микротрещины в изоляции, чтобы провода, корпус корродировали и произошло короткое замыкание.
Научные коллективы сейчас занимаются этими задачами, и уже есть ряд очень интересных решений, которые могут нас вывести на передовые позиции в мире. Это решения, связанные, в частности, с использованием оптоволоконных технологий. Оптическое волокно, которое есть в каждом доме, куда проведен интернет, ― универсальный датчик почти всего, в том числе деформаций и сейсмических колебаний. Оптоволокно ― это волновод, по которому распространяется свет. Есть такое понятие, как показатель преломления вещества: при деформации волокна за счет механических или температурных воздействий локально меняется показатель преломления вещества, возникает, скажем так, некая точка рассеяния. Изучая такие рассеянные волны на микронеоднородностях, мы можем судить о том, как изменился показатель преломления какого-то фрагмента, и отсюда реконструировать деформацию. При этом оптическое волокно очень дешево по сравнению с другими материалами. Его можно поместить в защитную оболочку и закопать на дне шельфа, где оно будет лежать десятилетиями. Это стабильный материал, которому безразлична морская вода. Если его никто случайно не перерубит, система продолжит работать. Это очень перспективное направление.
Запись интервью в библиотеке Института физики Земли им. О.Ю. Шмидта РАН / Фото: Ольга Мерзлякова / «Научная Россия»
― Существующие системы мониторинга ― это опытные образцы? Они еще не достигли экономически выгодного уровня, который нужен непосредственно добытчикам?
― Это не тот продукт, который можно пойти и купить на рынке геофизического оборудования. В мире существуют только две компании, которые поставляют такие эксклюзивные решения под конкретные месторождения, проектируют системы, устанавливают и обслуживают. Это довольно тонкая и сложная система, уникальная для конкретного месторождения, и в силу эксклюзивности стоимость работ просто астрономическая.
Мы работаем над тем, чтобы на российском рынке такая услуга появилась как можно быстрее и наши ресурсодобывающие компании могли заказать систему вместе с ее обслуживанием на свое месторождение.
― Подобные системы мониторинга в первую очередь рассматриваются для оставшихся месторождений с легкодобываемой нефтью или для тех, где ресурсы не так доступны?
― И для того и для другого, но особенно для труднодоступных месторождений в силу сложности проектирования таких разработок. В таких залежах ниже проницаемость, сложнее геологические условия, а соответственно, нужно постоянно следить за тем, как работают методы увеличения нефтеотдачи. Мы не можем заранее на 100% предсказать, куда пойдет трещина ГРП или как будет развиваться внутрипластовое горение. Как правило, в современных месторождениях много разломных структур. Когда мы начинаем воздействовать на эту напряженную среду, могут происходить такие процессы, как активизация и разгерметизация разломов, по которым нефть может утекать в ненужном направлении.
Мониторинга требует и процесс закачки отходов в недра, это касается в частности углекислого газа. Один из методов декарбонизации, который сегодня всерьез рассматривают, ― улавливание углекислоты от промышленных выбросов и ее захоронение в недрах. Но обязательно надо понимать, какие химические процессы происходят, когда углекислота, а это довольно агрессивное вещество, оказывается на глубине под давлением. Оказывается ли она в докритическом или закритическом состоянии? За этим надо следить, чтобы вовремя заметить возможные изменения и скорректировать схему работ.
Геомеханическое моделирование ― одно из основных направлений наших работ. Сегодня это вполне развитая отрасль. Мы можем моделировать напряженно-деформированное состояние недр в трехмерном варианте и на этой основе проектировать скважины: говорить буровикам, по каким траекториям их прокладывать, с какой плотностью нужен буровой раствор, где устанавливать противовыбросовое оборудование. Мы можем моделировать и изменения напряженно-деформированного состояния недр в процессе разработки, прогнозировать разгерметизации разломов и смещения относительно пластичных слоев, как, например, соль или глина, которые могут привести к срезанию существующих скважин. Это непростая задача. И хотя мы уже многое понимаем, я не могу сказать, что все вопросы решены.
Недра ― это среда, о которой мы всего никогда не узнаем. Мне иногда задают вопрос: почему мы знаем о космосе и об атмосфере больше, чем о Земле? Космос и атмосферу мы видим, можем изучать их параметры в различных диапазонах: оптическом, радиоволновом и т.д. А для исследования недр у нас есть только сейсмические и электромагнитные волны, длина которых составляет сотни метров. Наша разрешающая способность определяется длиной волны: чем ближе к поверхности Земли, тем меньше поглощение и тем более высокочастотные сигналы мы можем использовать. Но нефтяные месторождения находятся на глубине нескольких километров, длина волны увеличивается и разрешающая способность снижается.
Конечно, сейсморазведка постоянно развивается, но и у нее есть существенные ограничения. Сегодня мы переходим от лучевых моделей к полноволновым моделям инверсий. Прогресс идет, но все равно есть физические ограничения, которые не обойти. Например, оптическое разрешение, связанное с длиной волны. Оптики это хорошо понимают.
― Весь мир говорит о том, что необходимо снижать углеродный след в атмосфере, удерживать повышение температуры на определенном уровне и по возможности переходить на «зеленую» энергию. Но развиваются новые способы добычи нефти и газа, а трудноизвлекаемые ресурсы, о которых мы говорим, все равно будут со временем добыты и использованы. Как вы видите эту ситуацию? С одной стороны, развитие нефтедобычи, с другой ― разговоры о зеленой энергетике.
― Еще Д.И. Менделеев говорил, что топить нефтью ― все равно что топить ассигнациями. И нефтью уже не топят, она в основном идет на моторное топливо. Но ее наиболее важная функция ― это все, что сегодня нас окружает. Мы фактически живем среди пластика и синтетики, и наша цивилизация радикально зависит от продуктов нефтепереработки. Если в более или менее обозримой перспективе мы сможем отказаться от использования нефти в моторных топливах, то без материалов, которые получаются из нефти, мы не обойдемся. Для этого должны появиться кардинально новые материалы, но пока даже близко нет ответа, из чего мы их будем изготавливать. Нужен баланс: и нефть добывать, и леса выращивать. Это один из основных пунктов «зеленой» повестки, которая заключается не только в том, чтобы выбрасывать в атмосферу меньше углерода, но и поглощать его на Земле. Карбоновые фермы, о которых сегодня так много говорят, ― это красивое название, а по сути ― лес или болото, участок земли с растительностью, которая активно поглощает углекислоту. Поэтому лучше сохранять и выращивать леса, а не отказываться от нефти.
Что касается газа, надо понимать, что это самое чистое из всех видов углеводородного топлива. У него самый низкий углеродный след, и при сжигании газа образуется меньше микрочастиц, вызывающих заболевания. Поэтому переход энергии на газ совершенно необходим, и с его запасами ситуация складывается лучше, чем с нефтью.
― Если резюмировать: через 30 лет мы достигнем такого технологического уровня, чтобы эффективно и выгодно разрабатывать месторождения труднодобываемой нефти?
― Я могу дать только личную оценку, основанную на собственном представлении о развитии технологий в геофизике, нефтедобыче, материаловедении и электрификации.
Действительно, сейчас происходит переход на альтернативные источники энергии и появляются новые материалы. Одновременно возникают технологии, позволяющие осваивать трудноизвлекаемые месторождения и экологически более безопасные способы переработки нефти.
Как мне представляется, в совокупности эти факторы дадут возможность и России, и всему человечеству достаточно эффективно и относительно спокойно перейти к модифицированному укладу экономики.
Автор: Александр Бурмистров
Заглавное фото: Ольга Мерзлякова
