Разработка баженовской свиты - одна из основных стратегических задач «Газпром нефти» в среднесрочной перспективе. Ее успешное решение напрямую зависит от технологического развития компании

В 2014 году давно озвученные планы по освоению нетрадиционных запасов в «Газпром нефти» обрели цифровое выражение: к 2025 году компания намерена добывать из бажена порядка 2, 5 млн тонн углеводородов в год, а накопленная добыча к этому времени должна перешагнуть через отметку в 15 млн тонн. При этом предполагается, что ресурсная база подготовленных к разработке извлекаемых запасов нефти из баженовской свиты составит более 400 млн тонн. Однако расчеты показывают, что за высокие показатели придется как следует побороться: при существующем уровне технологического развития компании бажен больше 70 млн тонн не отдаст.

Что касается самих геологических запасов, то наращивать ресурсную базу можно как за счет органического роста - разработки баженовской свиты на имеющихся у компании месторождениях, - так и неорганического, то есть приобретения новых перспективных участков. В 2014 году специалисты блока разведки и добычи совместно с коллегами из Научно-технического центра (НТЦ) и департамента стратегии и инноваций «Газпром нефти» оценили экономическую целесообразность развития по всем возможным вариантам. В результате были выделены целевые диапазоны стоимости строительства скважин и их будущих дебитов и сформулированы основные технологические вызовы, преодоление которых существенно повысит рентабельность проекта.

«Бажен - это технологический проект, - считает генеральный директор Ханты-Мансийского нефтегазового союза, руководитель проектного офиса „Бажен“ Кирилл Стрижнев. - Баженовская свита покрывает всю Западную Сибирь, и практически везде можно обнаружить следы углеводородов. Но начать коммерческую добычу можно, лишь решив определенные технологические задачи. Мы выделили в отдельные проекты пять основных вызовов. Для получения положительного экономического эффекта нужно реализовать как минимум четыре из них».

Инновации вместо диких кошек

Начало реализации любого проекта в добыче предваряет поиск ответов на два вопроса: «Где добывать?» и «Сколько удастся добыть?». В случае с баженом точность этих ответов особо важна, так как напрямую связана с объемом затрат на дальнейшую разработку. Программа технологического развития предусматривает выполнение двух проектов, призванных облегчить оценку потенциала добычи на тех или иных лицензионных участках.

Первая технология, уже созданная в «бета-версии», - технология прогноза перспективности нефтегазоносности баженовских отложений. Она окажется незаменимой при неорганическом расширении ресурсной базы «Газпром нефти» - поиске и отборе новых месторождений - и позволит сэкономить за счет сокращения объемов необходимых геологоразведочных работ. Создание соответствующего «софта» -расчетного модуля для качественного и количественного ранжирования территорий - началось еще несколько лет назад. Базовый вариант программы уже разработан и сегодня проходит апробацию силами специалистов НТЦ. В прошлом году с ее помощью исходя из привлекательности участков была ранжирована практически вся территория ЯНАО и ХМАО. «Нам осталось обучить эту программу, проверить ее работоспособность по ключевым точкам, - уточнил начальник управления проектов нетрадиционных запасов Научно-технического центра „Газпром нефти“ Владислав Жуков. - Для этого необходимо набрать статистику, получить как можно больше практических результатов, что и будет сделано в ближайшие два года в рамках расширенной программы геологоразведочных работ на ряде месторождений».

Следующий этап - локализация места добычи на перспективных месторождениях и определение технологических параметров разработки (количества скважин, их эффективной длины, пускового дебита, потенциальной накопленной добычи и т.д.). Эта задача будет решаться с помощью геолого-гидродинамического симулятора. Над его созданием специалисты «Газпром нефти» работают в консорциуме с ведущими научными институтами страны. Мировых аналогов этой разработке не существует - западные компании, добывающие сланцевую нефть, предпочитают проводить поиск насыщенных углеводородами зон «методом дикой кошки» - с помощью бурения скважин наудачу. «В условиях Западной Сибири - сложной логистики, тяжелого климата, отсутствия инфраструктуры - мы не можем позволить себе бурить лишние скважины. Это слишком дорого», - пояснил Кирилл Стрижнев. По словам руководителя проекта, компании гораздо выгоднее инвестировать в уникальный интеллектуальный продукт.

В основу гидродинамического симулятора закладываются геологические модели строения баженовской свиты, выделенные признаки нефтегазоностности пластов, зависимости между нефтенасыщенностью и другими характеристиками залежи. Проверка программы будет проводиться на данных геофизических исследований скважин и керновых исследований, полученных на нескольких сланцевых проектах «Газпром нефти», в частности на Пальяне и Верхнем Салыме.

Выбор параметров

Еще один вектор повышения экономической результативности разработки баженовской свиты - снижение капитальных затрат при строительстве скважин и их эффективная эксплуатация. В первую очередь речь идет о подборе оптимальной технологии строительства горизонтальных скважин - единственно продуктивных на бажене в силу специфики его строения. Технологии, которую можно было бы тиражировать на все сланцевые активы компании.

Применение гидроразрыва пласта в условиях баженовской свиты

Одна из особенностей освоения баженовской свиты заключается в так называемом узком окне бурения - соотношении пластового и внутрискважинного давления. Из-за узости окна поддержание устойчивости стенок скважины становится проблемой - даже при небольшом отклонении от оптимальных величин плотности бурового раствора, скорости бурения, диаметра скважины велика вероятность обвала. Выбор наилучших технологических параметров бурения - первоочередная задача, решить которую необходимо, чтобы рассчитывать на успех при дальнейшей разработке. Добиться необходимых результатов здесь можно только опытным путем. «Мы уже пробурили на бажен две пологие скважины с углами наклона 75 и 85 градусов и длиной горизонтального ствола 200 и 300 м, - рассказал начальник департамента геологии и разработки „Газпром нефти“ Александр Билинчук. - Следующий этап - два километровых ствола с углом под 90 градусов. Наша цель - это „горизонт“ на 1500 м. Это оптимальная протяженность горизонтального участка скважины для бажена с точки зрения окупаемости и минимизации капитальных затрат. Как только мы наберем нужное количество эмпирических данных, мы сможем построить соответствующие теоретические зависимости и тиражировать технологию на любом месторождении».

Другая, не менее важная задача - повышение дебита скважин. В общем случае высокого дебита позволяет добиться проведение многостадийного гидроразрыва пласта (МГРП), но с баженом не все так просто. Согласно принятой геологической модели потенциально продуктивные интервалы (ППИ) на бажене расположены в пласте в виде отдельных пропластков. Чтобы условия для проведения МГРП были оптимальными и образовавшиеся в результате трещины охватили максимальную часть пласта, необходимо не промахнуться во время проводки скважины (см. схему). Ошибки здесь приведут к бесполезности гидроразрыва. Решением этой проблемы должна стать разработка технологии мониторинга в режиме реального времени геомеханических свойств пород и управления режимами бурения в зависимости от их изменения. Соответствующий комплекс мониторинга скважин LWD (logging while drilling) существует и успешно применяется лидерами отрасли. Сегодня специалисты «Газпром нефти» совместно с сервисными компаниями работают над его адаптацией к условиям баженовской свиты.

Еще один проект посвящен непосредственно самому многостадийному гидроразрыву - технологии, без которой добыча сланцевой нефти невозможна. Здесь также необходимо адаптировать лучший мировой опыт к строптиво мубажену, отличающемуся сверхнизкой проницаемостью. В обычном понимании бажен не обладает ни понятной пористостью, ни фильтрацией, поэтому применение стандартного МГРП, при котором создаются крупные магистральные трещины, здесь неэффективно. В этом случае дополнительный приток охватит лишь несколько десятков сантиметров пласта вокруг трещин. «Выжать» нефть из бажена можно только с помощью сети трещин, создание которой - отдельный технологический вызов. Есть целый ряд параметров ГРП - скорость гидроразрыва, реологические свойства жидкости, размер и форма проппанта, пульсирующее или непрерывное воз-действие на пласт, от которых зависит дизайн трещины. Залог успеха ГРП на бажене - верный подбор всех этих параметров

Руководитель дирекции по геологоразведочным работам и развитию ресурсной базы «Газпром нефти»:

Поиск и вовлечение в разработку нетрадиционных запасов во многом будет определять развитие «Газпром нефти» в среднесрочной перспективе. Безусловно, работа по извлечению трудной нефти потребует от специалистов компании решения новых непростых технологических вызовов. Мы готовы к этому и уже сегодня делаем уверенные шаги к лучшему пониманию геологического строения залежей баженовской свиты. В планах - наращивание ресурсной базы за счет органического и неорганического роста, разработка собственных технологий прогнозирования нефтегазоносности залежей и геолого-гидродинамического моделирования нетрадиционных запасов. Технологий, которые позволят нам занять лидирующие позиции в области извлечения ТРИЗов и создать отечественную школу добычи сланцевой нефти.

«Сегодня инженерный расчет дизайнов ГРП на бажене - прерогатива сервисных компаний, - рассказал главный геолог „Газпромнефть-Хантоса“ Михаил Черевко. - Внешние специалисты определяют основные параметры гидроразрыва и затраты на его проведение. Они отвечают за результат. Мы же хотим создать собственный симулятор ГРП для условий баженовской свиты. Этот продукт станет основой комплексной системы управления технологическими процессами и позволит нам контролировать и сокращать затраты на ГРП». По сути, задача здесь - превратить процедуру гидроразрыва на российских сланцевых залежах из уникальной и дорогостоящей в стандартную операцию. Достичь этого можно, только накопив достаточный опыт проведения на бажене МГРП с одновременным мониторингом трещин. Эта объемная задача оперативно может быть решена только в технологическом партнерстве с сервисными компаниями и при научной и финансовой поддержке государства.

К нефтематеринским запасам

Согласно современным представлениям о геологическом строении бажена, в нем выделяют два основных блока пород. Это нефтематеринские породы, содержащие кероген*, и породы-пропластки, содержащие легкую нефть. Причем последние составляют всего порядка 30%от всей толщины бажена. Такой метод стимулирования пласта, как многостадийный гидроразрыв, направлен как раз на извлечение углеводородов из пропластков. В то же время нефтематеринские породы остаются недоступными для стандартных способов добычи. «Без применения дополнительных технологий, направленных на генерацию углеводородов из баженовской свиты, мы сможем охватить добычей, пусть и рентабельной, лишь небольшую часть бажена, - считает Александр Билинчук. - При этом такие технологии существуют и уже успешно применяются рядом компаний на сланцевых залежах». В первую очередь речь идет о внутрипластовом каталитическом ретортинге (см. врез), позволяющем значительно увеличить в пласте температуру и давление и «выгнать» нефть из низкопроницаемых пород. Причем эта технология может применяться как на нефтематеринских породах, так и на пропластках после проведения ГРП - для создания дополнительных микротрещин и увеличения притока.

Основной минус технологии - дороговизна. Для ее реализации необходим целый комплекс наземного и подземного оборудования, организация теплоизоляции скважин. Тем не менее по предварительным расчетам эта технология может быть рентабельной при работе с баженовским горизонтом. Проверку расчетов «Газпром нефть» будет проводить совместными усилиями с МФТИ и Сколковским институтом науки и технологий, которые обладают лабораторным оборудованием для проведения соответствующих испытаний на опытных образцах керна из баженовской свиты. «Такого оборудования до последнего времени не было в России. Теперь мы сможем провести собственные исследования и сделать технико-экономические расчеты уже конкретно под один из наших сланцевых проектов, - сообщил Кирилл Стрижнев. - Дальше все будет зависеть от окупаемости».

Хотя достижение плановых объемов добычи нетрадиционных запасов нефти к 2025 году воз-можно уже за счет решения геологических задачи повышения эффективности строительства и эксплуатации скважин, поиск новых технологий для бажена - лишь вопрос времени и желания сделать следующий шаг в раскрытии его огромного потенциала.

* Керогены - полимерные органические материалы, которые расположены в таких породах, как нефтеносные сланцы, и являются одной из форм нетрадиционной нефти. Согласно теории появления органических нефтяных материалов, остатки растений и морских организмов под воздействием высоких температур и давления преобразуются в первую очередь в кероген, затем в битум и, наконец, в нефть и газ

Внутрипластовой каталитический ретортинг

В основе технологии внутрипластового каталитического ретортинга лежит тепловое воздействие в сочетании с физическим и химическим воздействием на углеводородосодержащие пласты с использованием высокоэффективного рабочего агента, состоящего из сверхкритической воды, углекислого газа, углеводородных растворителей и наноразмерного катализатора, с температурой до 500°C и давлением до 50 Мпа.

С помощью технологии можно добиться ряда значимых эффектов:

Необратимого снижения плотности и вязкости жидких УВ за счет дробления крупных молекул на более мелкие молекулы;

Генерации синтетических жидких и газообразных УВ из твердого органического вещества - керогена;

Повышения проницаемости продуктивных пластов на макро-, мезо- и микроуровнях;

Интенсификации добычи легких и средних по плотности жидких УВ.

По расчетам специалистов применение каталитического ретортинга параллельно с традиционными методами добычи (горизонтальные скважины с МГР П) на баженовской свите позволит получить 20–50 тыс. куб. м дополнительной накопленной добычи с одной скважины.

Компания вышла в лидеры российской нефтяной отрасли по росту добычи углеводородов, увеличив по итогам 2016 г. объем добычи более чем на 8% – до 86,2 млн т н.э. У «Газпром нефти» самый высокий показатель прироста производства нефти в стране. Успех достигнут благодаря запуску новых месторождений: прежде всего, Новопортовского и Мессояхи. Однако в перспективе ставка компании будет сделана на работу в традиционном регионе добычи – Западной Сибири.

Министерство энергетики РФ присвоило статус «национальный» проекту «Газпром нефти» по изучению баженовской свиты. Эта геологическая формация, расположена на глубине 2-3 км на территории Западной Сибири. Ресурсы бажена в этом регионе оцениваются в 100-170 млрд т н. э. Если ввести эти залежи в промышленную разработку, они могут стать «второй очередью» разработки традиционных запасов главной российской нефтегазовой провинции. Однако пока освоение баженовской свиты находится в России на стадии подбора технологических решений.

Стратегическая цель, которую ставит перед собой «Газпром нефть», заключается в создании комплекса отечественных технологий и высокотехнологичного оборудования для разработки запасов бажена. Отработка новых решений будет происходить на базе центра, который формируется на территории Ханты-Мансийского автономного округа совместно с администрацией региона.

Как сообщает компания, в ходе реализации национального проекта планируется создать российские технологии строительства горизонтальных скважин с многостадийным гидроразрывом пласта, оптимизированные для горно-геологических условий баженовской свиты, а также способы вовлечения в разработку запасов легкой нефти за счет термохимических методов воздействия. «Газпром нефть» надеется выйти к 2025 г. на уровень добычи на бажене в 2,5 млн т в год. Согласно планам, основные исследовательские работы в рамках национального проекта будут выполнены до 2021 г., а 2022-2025 годы станут периодом промышленного внедрения технологий и их тиражирования на внутренний и внешний рынки. В период до 2027 г. предполагается пробурить более 100 скважин на бажен.

Предполагается, что инвестиции в национальный проект на первом этапе составят 8,7 млрд рублей, из них 7,5 млрд рублей – собственные средства «Газпром нефти». Главная задача проекта заключается в создании как минимум 15 новых технологий для разработки баженовской свиты. Партнерами «Газпром нефти» в этом проекте выступят несколько российских научно-исследовательских центров, а также другие добывающие и сервисные компании. Как рассказали в «Газпром нефти», под разработку каждой из пятнадцати технологий будет создано отдельное юридическое лицо, которое в результате станет владельцем этого технического решения или обладателем ноу-хау. Сейчас компания ведет переговоры с примерно тридцатью производителями оборудования и сервисными игроками, обсуждает совместные планы с ведущими российскими ВИНК.

Директор по геологоразведке рассказал о планах компании в ближайшем будущем сделать ставку на поисковые проекты

Директор "Газпром нефти" по геологоразведочным работам и развитию ресурсной базы компании Алексей Вашкевич

Фото предоставлено пресс-службой

Москва. 29 января. сайт - Стратегия "Газпром нефти" предусматривает достижение добычи углеводородов в 100 млн тонн в нефтяном эквиваленте к 2020 году. При этом большинство новых крупных проектов компанией уже введено. О том, что компания намерена делать для поддержания ключевых показателей после 2020 года в интервью "Интерфаксу" рассказал директор по геологоразведочным работам и развитию ресурсной базы компании Алексей Вашкевич.

Нефтяная отрасль часто сталкивается с кризисами, вызываемыми колебанием цен. Очередным вызовом стало выполнение условий сделки ОПЕК+. Какую планку по ГРР держит "Газпром нефть" в новых условиях?

Достаточно высокую. Например, 2017 год был для геологов "Газпром нефти" не просто хорошим, а одним из лучших по всем показателям за последние несколько лет. В рамках группы "Газпром нефть", включая наши доли в совместных предприятиях и зарубежные активы, было пробурено 27 новых разведочных скважин. По результатам оценки этих скважин и проведенных сейсморазведочных работ (в объеме более 3,5 тыс. кв. км) компания обеспечила коэффициент восполнения запасов в 115% - при общем показателе добычи углеводородов около 89,7 млн т.н.э.

По итогам геологоразведочных работ были сделаны серьезные открытия, наиболее крупное из которых - на Западно-Зимнем лицензионном участке. Новое месторождение будет названо именем Александра Жагрина (глава дирекции по добыче "Газпром нефти", скончался в конце 2017 года - ИФ ). Хорошие результаты показывает проект "Южный хаб", который реализуется совместным предприятием с Shell - Salym Petroleum Development. Кстати, он получил награду "Лучший геологоразведочный проект года" внутри компании "Газпром нефть". На шельфе Охотского моря, как известно, "Газпром нефтью" было открыто крупное месторождение Нептун. Есть достижения и на зарубежных активах.

Оценивая результаты работы за прошедшие три года, а в геологоразведке именно такой диапазон правильнее брать за основу (год подготовки, год сейсмики, год бурения) - за этот период мы смогли сформировать добычной потенциал как минимум в 11 млн т.н.э. Это порядка 10% от целевого уровня добычи в 100 млн т.н.э., который компания по стратегии должна достичь в 2020 году.

- Какие планы в геологоразведке заявляете на 2018 год?

У нас серьезно увеличивается как инвестпрограмма, так и планы по бурению. Если в 2017 году инвестиции "Газпром нефти" в геологоразведку составляли 11 млрд рублей, то на 2018 год одобрено (без учета инвестиций по шельфу) порядка 30 млрд рублей. В прошлом году мы пробурили 27 скважин, на текущий год уже утверждено 46. Возможно, мы даже перевыполним этот план. При этом инвестиции растут активнее, чем объемы бурения, так как скважины становятся все сложнее и технологичнее.

Основные регионы, которые мы будем исследовать в России в наступившем году: Оренбуржье, ХМАО, Восточная Сибирь, нетрадиционные запасы баженовской свиты и ачимовской толщи. За рубежом основные геологоразведочные работы намечены на Балканах, здесь планируется активизация программ бурения. В проектах на Ближнем Востоке в основном продолжится доизучение. Если говорить о новых скважинах - рассчитываем, что в I квартале закончим бурение на скважине "Шакал-1" в Курдском регионе республики Ирак, это позволит принять инвестрешение по дальнейшему развитию проекта.

Кроме того, в компании проводится большая работа по технологическому развитию геологоразведки, мы последовательно наращиваем инвестиции в это направление. Важной задачей 2018 года станет формирование комплексной цифровой стратегии в блоке разведки и добычи, а также запуск собственной "цифровой студии".

- Каков прогноз коэффициента возмещения запасов по итогам 2018 года?

Планируем, что этот показатель будет в диапазоне 102-105%. Это наш стратегический ориентир. Программа повышения качества ресурсной базы позволяет нам балансировать, искать варианты улучшения состояния запасов. Например, продав "хвостовые" с точки зрения геологоразведки активы, как мы это сделали, реализовав в 2017 году лицензионные участки в Ноябрьском регионе. Продажа неперспективных для компании активов позволит реинвестировать в новые и более интересные направления.

Как вы видите политику компании в геологоразведке на ближайшее будущее - на чем планируется сделать акцент?

Начну с географии регионов добычи. Она уже четко сформировалась, и здесь мы не планируем ничего менять. В частности, за рубежом остаются основными проекты на Ближнем Востоке и Балканах. В России, в регионах целевого присутствия - ХМАО, ЯНАО, Оренбургская область - закрепляем свои позиции.

Если говорить про структуру проектов, то в геологоразведке они подразделяются на чисто поисковые и проекты в стадии активной разведки. "Газпром нефть" намерена сфокусироваться на первом блоке, усилить состав именно поисковых проектов - сейчас в процессе изучения более десятка таких опций. Такова наша первостепенная задача, она учитывает, в том числе и вход компании в новые поисковые регионы. Мы рассматриваем все возможные методы получения новых поисковых участков - аукционы, конкурсы, потенциальные партнерства, покупки и т.д.

За последние годы в "Газпром нефти" создан технический и научный потенциал, который позволяет осваивать новые поисковые активы с большей эффективностью. И это дает нам конкурентное преимущество, за счет которого мы хотим в течение нескольких лет дополнить свой портфель, повысить стоимость запасов.

В 2018 году мы продолжим работу и с имеющимися ресурсами. Методологическая основа по доизучению текущих запасов в компании вышла на очень высокий уровень. Техническая часть, программное обеспечение, повышение уровня компетенций сотрудников - все это в совокупности привело к тому, что наш портфель возможностей органического роста за последние несколько лет вырос не на сколько-то процентов, а в несколько раз. В 2014 году мы имели в портфеле 20, максимум 30 опций ГРР. Сегодня их число перевалило за сотню, что создает здоровую конкуренцию среди лучших опций за финансирование, и у нас есть возможность выбрать лучшие объекты для инвестирования.

Сейчас крупные проекты позволяют компании демонстрировать рост добычи. Удастся ли сохранить его в 2020-2025 гг.?

На данный момент мы готовы констатировать, что у компании создана достаточная ресурсная база, и на ближайшую пятилетку она сбалансирована. Другими словами, даже если у "Газпром нефти" не будет в ближайшие годы крупных открытий, при отсутствии внешних ограничений у компании есть возможность достижения стратегического уровня добычи углеводородов в 100 млн т.н.э. к 2020 году.

Но геологоразведка включает, в том числе и долгосрочные проекты, не на 5-6 лет вперед, а на 10-15 лет. И это задача, над которой мы сейчас работаем, - разрабатываем сценарии того, как "Газпром нефть" сможет обеспечить стабильную добычу на уровне 100 млн т.н.э. или выше уже после 2030 года.

- И какие точки роста вы видите в такой отдаленной перспективе?

Зависит от множества факторов. Ключевой, пожалуй, это то, насколько быстро и эффективно мы сможем ввести в разработку нетрадиционные запасы, а также реализовать планы по развитию наших шельфовых проектов. Это - огромные ресурсы, на которые мы рассчитываем в будущем.

- "Газпром нефть" является инициатором проекта "Бажен" в ХМАО, который получил статус национального. Уже определились потенциальные партнеры?

Во-первых, мы очень плотно работаем с властями ХМАО в этом направлении. В регионе подписан закон о предоставлении льгот по налогу на имущество в рамках реализации нацпроекта "Бажен". Во-вторых, "Газпром нефть" приступила к созданию юридического лица, на которое будет переведена лицензия на Пальяновский участок, являющийся технологическим полигоном для "Бажена". И в-третьих, сотрудничество с потенциальными партнерами обретает реальные контуры. Уже до конца 2018 года рассчитываем заключить порядка 20 технологических партнерств.

Из числа ВИНК наиболее активное взаимодействие ведется с компанией "РИТЭК", с "Русснефтью" проходят семинары по обмену опытом. Взаимодействуем также с потенциальными разработчиками технологий, институтами и университетами. Плодотворную деятельность мы ведем с корпорацией "Росатом", нацпроект "Бажен" определен в качестве приоритетного направления сотрудничества наших компаний.

Как "Росатом" поможет извлечь трудную нефть? В чем его интерес? И будет ли "Росатом" вкладываться финансово, так как предполагалось, что партнеры "Газпром нефти" по "Бажену" софинансируют проект?

- "Росатом" является одним из лидеров в разработке новых технологических решений в смежных с добычей нефти отраслях. Это различные виды датчиков, новые типы внутрискважинных геофизических исследовательских приборов на базе ядерномагнитных элементов.

Ознакомившись с перечнем наработок "Росатома", мы увидели понятные направления сотрудничества. В прошлом году в рамках индивидуального взаимодействия уже реализованы некоторые совместные проекты. Теперь перевели это в формат стратегического партнерства, определив порядка 10 приоритетных направлений. Документ о партнерстве в рамках проекта "Бажен" между нашими компаниями подписан в сентябре 2017 года.

Коллеги из "Росатома" обладают уникальной научной базой. Национальный проект "Бажен" может стать хорошим полигоном для апробации их новых технологий и идей. Мы, со своей стороны, высоко ценим возможности сотрудничества с таким мощным индустриальным партнером. Что касается темы софинансирования "Бажена" - этот вопрос сейчас в стадии проработки.

В ХМАО у "Газпром нефти" еще один новый проект - СП с Repsol "Евротэк-Югра". За какую цену "Газпром нефть" приобрела 25,02% акций в СП? Когда планируете увеличение доли до 50%? Есть ли уже план разработки совместного актива?

Согласно договоренности с партнером, мы не раскрываем цену сделки. У нас есть возможность принять решение об увеличении участия "Газпром нефти" до 50% до 2022 года. Со стороны "Газпром нефти" инвестиции в этот проект до конца 2019 года составят порядка 2,5 млрд рублей. Мы рассчитываем, что это позволит завершить этап геологоразведки уже к 2020 году.

Первоначально основные работы будут вестись на Оурьинском месторождении, следующими фазами проекта будет вовлечение сателлитов. В ближайшие два года планируем расконсервировать две скважины, а также пробурить одну новую технологически сложную горизонтальную скважину, ее бурение стартует в первом квартале текущего года.

По оценкам "Газпром нефти", к 2025 году СП сможет добывать на полке порядка 4,5 млн тонн нефти.

Сообщалось о планах расширения совместной деятельности "Газпром нефти" и Repsol на территории России и за рубежом...

- "Газпром нефть" и Repsol выстроили качественные партнерские отношения, чем мы очень гордимся. У нас проходят регулярные технические сессии по обсуждению возможностей сотрудничества. Детали проекта озвучивать пока рано, скажу только, что есть ряд достаточно конкретных проработанных направлений. И существует однозначный интерес со стороны обоих партнеров к дальнейшей совместной деятельности. Активно обсуждаются все направления сотрудничества - и в России, и за рубежом.

К взаимодействию "Газпром нефти" с основным акционером. НК видит потенциал расширения запасов за счет активов "Газпрома" - какие именно активы головной компании кажутся вам наиболее перспективными?

Мы исходим из того, что являемся частью группы "Газпром" , поэтому зачастую идет больше операционная работа, нежели стратегическая. Формат взаимодействия в принципе уже определен - это передача лицензионных участков от "Газпрома" в "Газпром нефть", как в случае с Западно-Юбилейным, Северо-Самбургским и другими месторождениями, либо формат операторства "Газпром нефти" на активах "Газпрома", как на нефтяных оторочках Чаянды, Песцового и Заполярного.

Недавно принято решение, что "Газпром нефть" также в качестве оператора изучит ачимовские залежи Ямбургского месторождения. С одной стороны, для "Газпром нефти" это перспектива получения доступа к колоссальному объему запасов - более 1 млрд тонн углеводородов. С другой стороны, это крайне сложная задача - значительные глубины, низкая проницаемость, аномально высокие давления. Но мы считаем, что с точки зрения технической реализуемости и экономической рентабельности этот проект находится на уровне наших возможностей. Получив определенную экспертизу при работе на Северо-Самбургском месторождении, мы подберем "ключи" и к такому непростому проекту как "Ямбург".

Что касается нефтяных оторочек Чаянды, Песцового, Заполярного и Ен-Яхинского, сейчас по ним проводим опытно-промышленные работы, которые будут завершены примерно в 2019-2020 годах.

Кроме того, у нас есть проект по изучению трудноизвлекаемых запасов так называемого Юбилейного кластера - Западно-Юбилейный лицензионный участок был передан "Газпромом". В случае успеха здесь, мы будем смотреть и на прилегающие участки, чтобы сформировать региональную модель освоения этих запасов.

- А Восточная Сибирь может стать новым кластером для "Газпром нефти"?

Я бы сформулировал по-другому. Для группы "Газпром", включая "Газпром нефть", Восточная Сибирь точно является стратегическим кластером. "Газпром нефть" на протяжении последних двух лет совместно с "Газпромом" проводит совместную работу по формированию общей стратегии развития в этом регионе. И мы видим понятный синергетический эффект такого партнерства, так как все месторождения являются нефтегазовыми или газонефтяными. Наши компании, дополняя друг друга, могут создать необходимую стоимость для эффективного развития. Именно через эту призму мы смотрим на Восточную Сибирь.

В Восточной Сибири "Газпром нефть" реализует проект Чона. Почему компания переносит ввод его в эксплуатацию? Определились ли вы с возможным партнером на проекте?

Чона всегда была сложным проектом с геологической точки зрения. Для снятия неопределенностей по разработке сейчас здесь начинается фаза "Ранняя нефть", она будет реализована в течение 2019-2020 годов. В этом году мы пробурим на проекте вторую горизонтальную скважину, запустим программы расконсервации старых скважин, проведем гидроразрывы пластов. Это означает, что проект переходит в стадию опытно-промышленной разработки и следующие два-три года станут определяющими с точки зрения скорости освоения месторождения.

Процесс поиска стратегического партнера для совместной разработки Чоны достаточно активен, это представители АТР. Думаю, что до конца текущего года мы так или иначе придем к финальному решению, поскольку переговоры находятся уже в продвинутой стадии.

- Ирак выставляет на тендер 9 нефтегазовых месторождений - будет "Газпром нефть" участвовать в них?

Сейчас находимся в стадии изучения. Проводим общую оценку интереса нашей компании. Решение пока не принято, здесь очень много зависит не только от нас, но и в том числе от процесса проведения тендеров. Мы участвуем в этом процессе.

Министерство природных ресурсов Курдистана предложило "Газпром нефти" ряд новых блоков для геологоразведки. Определились с интересными для себя участками?

В этом регионе "Газпром нефть" продолжает вести последовательную работу по оценке участков, там действует целая команда. Пока конкретных решений не принято, но мы находимся в постоянном диалоге с местным профильным министерством.

- "Газпром нефть" направила властям Ирана техническое предложение по освоению месторождений Чешмеш-хош и Шангуле. Есть реакция Ирана на ваши предложения? А другими проектами в Иране интересуетесь?

По Чешмеш-хош и Шангуле от Ирана "Газпром нефть" получила дополнительные комментарии, сейчас идет нормальный процесс сближения позиций. Периодически проводятся технические сессии. Следующий шаг должен быть со стороны Ирана, который рассматривает по Чешмеш-хош и Шангуле несколько предложений от других потенциальных заявителей. Информацию по другим активам в Иране не готов комментировать.

- Вы также назвали Балканы в числе приоритетных регионов для "Газпром нефти".

Да, Сербия, где работает дочерняя компания "Газпром нефти" NIS, остается для нас регионом повышенной активности. На Балканах мы запланировали большую программу инвестиций до 2025 года - порядка $2,2 млрд. Видим очень хорошие результаты и в Румынии. В прошлом году здесь мы пробурили первую скважину, открыли 9 продуктивных объектов - по нефти и по газу. Сейчас усиливаем работу в рамках нашей концессии, в 2018 году планируем бурение уже трех скважин. И по этому проекту мы видим большие перспективы уже в ближайшем будущем.

Одна из актуальных задач - найти рентабельный и наиболее эффективный способ извлечения нефти из баженовской свиты - уникального геологического объекта. Виктор Викторович, что предлагает ООО «РН-Юганскнефтегаз»?

Наша головная компания «Роснефть» инициировала целевой инновационный проект по апробации передовых технологий разработки баженовской свиты. Создана рабочая группа высококвалифицированных специалистов, в дальнейшем не исключается привлечение экспертов мирового уровня, чтобы повысить качество прогнозирования продуктивности зон месторождения и снизить риски при принятии решения о промышленной разработке баженовской свиты. Дело в том, что большая часть залежей углеводородов обладает очень низкой пористостью, проницаемостью и связанностью коллектора, что затрудняет их эффективную и рентабельную разработку без использования специальных новых технологий. Отличительной геологической особенностью залежи является также распределение углеводородов на жидкие, такие как нефть и газ (доля 2,5%), и твердые - кероген, доля которого в среднем составляет 15% от объема породы. При этом кероген при определенных термобарических и геологических условиях может генерировать жидкие и газообразные углеводороды. Полагаем, что технологии будущего должны позволить нам эффективно получать и добывать из керогена подвижные углеводороды. Геологи уверены, что нефть в баженовской свите есть. Вопрос в том, что она содержится в пластах глинистых сланцев, и ее очень сложно извлечь.

В связи с этим напрашивается вопрос: целесообразно ли вообще заниматься добычей трудноизвлекаемых запасов нефти?

Небезызвестно, что эпоха легкой нефти подходит к концу, рентабельные запасы сокращаются год от года. Поэтому для поддержания стабильной добычи возрастает доля вовлечения в производство трудноизвлекаемой нефти. С целью увеличения эффективности разработки этих запасов проводятся испытания и внедрение новых технологий. На начальном этапе затраты очень велики. Но, насколько это будет экономически оправдано в будущем, зависит от многих факторов - от геологических особенностей до существующей в России системы налогообложения. Многие помнят ситуацию, когда десятилетие назад государство оставило без внимания геологоразведочную отрасль. Был отменен налог на воспроизводство минерально-сырьевой базы, прекратилось прямое участие в поиске и освоении месторождений нефти и газа, во внедрении инноваций. Отголосок этого «решения» геологоразведка ощущает до сих пор. Но это тема отдельного разговора.

Для более эффективного извлечения нефти необходимы современные подходы - как в добыче, так и в геологоразведке. Какие технологии использует Ваша компания?

Мы применяем комплекс геологоразведочных работ, в первую очередь, это 3D сейсморазведка, поисково-разведочное бурение и испытание скважин. Хорошо зарекомендовал себя метод ЗБС-углубления скважин с последующим проведением гидроразрыва пласта (ГРП) на объекте доразведки, что позволяет оценить потенциал добычи данного участка залежи. В зависимости от геологической задачи мы проводим и другие исследования: микросейсмику, высокоточную гравиметрическую съемку, гелиевую съемку, отбор изолированного керна и его специальное исследование. Залежи нефти по пласту ЮС0 (баженовская свита) на территории деятельности «РН-Юганскнефтегаз» достаточно хорошо изучены, а извлекаемые запасы нефти оцениваются порядка 140 миллионов тонн. Наиболее перспективными следует считать участки с развитой наземной инфраструктурой на Салымском, Приразломном и Северо-Салымском месторождениях.
Как показал опыт разработки Салымского месторождения, для баженовской свиты классические методы и технологии разработки низкорентабельны. «Бажен» требует особого подхода. В 2012 году компания планирует инвестировать средства в испытание новых технологий по добыче нефти из баженовской свиты. Планируется пробурить две горизонтальные скважины с длиной горизонтального участка 1000 метров и провести в каждой скважине по 14 операций ГРП (гидроразрыва
пласта). Для более детального изучения объекта дополнительно намечено пробурить еще четыре наклонно-направленные скважины и провести на них расширенные геофизические исследования с применением передовых мировых разработок для детального изучения керна.

Есть ли другие залежи с трудноизвлекаемыми запасами нефти, помимо баженовской свиты, на территории деятельности ООО «РН-Юганскнефтегаз»?

Следует выделить залежи нефти тюменской свиты, а именно запасы пласта ЮС2. Наиболее перспективные залежи находятся на Петелинском, Мамонтовском (в том числе на Энтельской площади), Южно-Сургутском, Восточно-Сургутском, Средне-Балыкском и Усть-Балыкском месторождениях. Суммарные извлекаемые запасы по пласту ЮС2 оцениваются в 130-150 миллионов тонн. Пласт ЮС2 обладает более высокими фильтрационно-емкостными свойствами пород (ФЕС) и коэффициентом извлечения нефти по сравнению с баженовской свитой, что определяет ввод его разработки на ближайшую перспективу.

Разработка баженовской свиты связана с повышенным количеством аварийных ситуаций. Какие меры принимает Ваша компания по предотвращению аварий при проведении геологоразведочных работ?

Следует отметить, что процент инцидентов и аварийных ситуаций на баженовской свите за последние 10 лет ниже, чем по другим объектам разработки. Компанией уделяется пристальное внимание промышленной безопасности. Проводятся обучение и аттестация работников и руководителей предприятия. У буровых компаний, работающих в нашем регионе, накоплен ценный опыт по вскрытию и бурению скважин баженовской свиты, учитываются необходимые требования экологической безопасности.

https://www.сайт/2017-07-13/gazprom_neft_na_innoprome_provela_vstrechi_s_partnerami_po_nacproektu_bazhen

«Газпром нефть» на «Иннопроме» провела встречи с партнерами по нацпроекту «Бажен»

Накануне, 12 июля, на международной промышленной выставке «Иннопром» в Екатеринбурге компания «Газпром нефть», представители правительства Югры, инвесторы и предприниматели обсудили перспективы добычи нефти из баженовских отложений в Ханты-Мансийском автономном округе. В мае этот проект получил статус национального, и теперь перед участниками стоит масштабная задача: с использованием отечественных технологий начать разрабатывать эти труднодоступные залежи.

В рамках национального проекта планируется разработать и внедрить технологии поиска перспективных нефтегазоносных баженовских отложений на основе отечественных методик проведения сейсмо-, магнито-, гравиразведки и специализированных исследований керна, а также технологии геолого-гидродинамического моделирования пластов.

Нацпроект вызвал заинтересованность у российского бизнеса. На круглом столе в рамках «Иннопрома» свои предложения «Газпром нефти» представили компании, занимающиеся инфраструктурными, научными, технологическими проектами. Добыча трудноизвлекаемой нефти стала вызовом, который воодушевил российских предпринимателей. У них появилась возможность получить инвестиции под проекты, которые ранее не вызывали серьезного интереса. Речь идет, например, об использовании мобильной инфраструктуры вместо строительства «на века»: чем дальше на север забираются нефтегазодобытчики, тем сложнее строить нефтепроводы и другие инфраструктурные объекты. Поэтому среди потенциальных партнеров «Газпром нефти» -компании, готовые производить наземные трубопроводы из полимерных материалов и универсальные жилые или рабочие модули, внедряющие системы автоматического управления и новые технологии бурения скважин.

Инновации должны принести существенную экономию хотя бы за счет того, что площадка, на которой будут тестировать новые технологии (Пальяновская площадь в ХМАО), уже обеспечена всем необходимым — постоянными дорогами, линиями электропередачи и необходимой инфраструктурой. Причем использование «мобильной инфраструктуры» подразумевает открытие производств непосредственно на территории добычи, то есть в Югре.

Правительство округа поэтому относится к реализации проекта по-особенному. «У нас, безусловно, есть основные меры поддержки предпринимателей, которые сегодня действуют на территории округа, и мы их будем оказывать. Но проект „Бажен“ мы рассматриваем как отдельный, -рассказал замгубернатора Югры Алексей Забозлаев. — Сегодня мы с рабочей группой ведем переговорный процесс, проводим расчеты. Наша цель — создать условия для работы новых компаний, которые придут в наш регион. Баженовская нефть еще почти не добывается, поэтому пока мы ищем механизм поддержки, применимый для участников именно этого проекта. В сентябре мы проведем презентацию, на которой уже предложим конкретные меры. Это будут и льготы по налогам, и другие способы поддержки компаний, которые заходят в проект со своим оборудованием, технологиями, локализацией производств».

По словам руководителя проектного офиса «Бажен» «Газпром нефти» Кирилла Стрижнева, концепция мобильного освоения и обустройства не исключает, а наоборот, предполагает создание производств ближе к центру проведения работ. «Любую установку нужно произвести, смонтировать, поставить. После того как она три-пять лет отработает, ее нужно вернуть, провести капитальный ремонт и отвезти на месторождение снова. Представляете, если центр производства будет в Москве, в Петербурге, в других городах… Это абсолютно нарушает идею минимизации капитальных затрат», — объясняет руководитель проекта.

Что касается конкретных планов, то на ближайшие три года уже сформирована программа по разработке баженовской нефти на Пальяновской площади Красноленинского месторождения в Югре. «На сегодняшний день уже закончено бурение двух горизонтальных скважин, до конца года мы планируем построить еще три горизонтальные скважины, — рассказал Кирилл Стрижнев. — В пределах трехлетнего горизонта запланировано бурение более 30 скважин, а в целом — свыше 100 скважин до 2025 года».

По словам Стрижнева, финансирование проекта в основном будет вестись за счет собственных средств «Газпром нефти», но уже сейчас проектом заинтересовались венчурные фонды.