Что касается запасов, то 60% нефти — трудноизвлекаемая, а 70% её доля достигнет уже к концу десятилетия. Для того чтобы поддержать объёмы добычи, нефтяники активно вкладывают в новые технологии и ищут новые способы разработки таких запасов, как ачимовка, бажен и доманик. Поддерживает их в этом и государство: часть запасов признана ТрИЗ, вводятся различные льготы, в том числе возможность перехода на НДД, ведётся работа по созданию технологических полигонов для поиска экономически эффективных решений.

В 2023 году Госкомиссия по запасам оценивала долю трудноизвлекаемого газа в 54%. Однако никаких госпрограмм по поддержке изучения ТрИЗ газа пока не анонсировали.

Необходимо ли уже сейчас искать технологии для трудноизвлекаемого газа, когда он может быть востребован и какие виды ТрИЗ газа могут быть освоены первыми, портал nprom.online расспросил доцента кафедры бурения нефтяных и газовых скважин Тюменского индустриального университета, руководителя программы «Капитальный ремонт и реконструкция скважин», кандидата технических наук Дмитрия Леонтьева.

Что такое трудноизвлекаемые запасы газа?

— Существуют ли какие-то строгие критерии, согласно которым газ можно назвать трудноизвлекаемым? Где проходит граница между ТрИЗ и нетрадиционными запасами? Есть ли какое-то единое мнение по этому вопросу?

— Давайте начнём с определения, что такое трудноизвлекаемые запасы. ТрИЗ — это те запасы нефти и газа, которые находятся в пластах-коллекторах с низкими фильтрационно-ёмкостными свойствами (а точнее, пористость и проницаемость), или же когда сами углеводороды имеют определённые физические характеристики (к примеру, высоковязкие нефти).

Уже ни для кого не секрет, что доля ТрИЗ растёт из года в год. На сегодняшний день текущие извлекаемые запасы газа в России составляют 67 трлн м³, и порядка 54% газа уже относятся к трудноизвлекаемым.

К нетрадиционным же запасам газа относят метан угольных пластов (преимущественно в Кузбассе), сланцевый газ и газовые гидраты, представляющие собой кристаллические твёрдые соединения, образующиеся при определённых термобарических условиях из воды и газа (как правило, низкие температуры и высокие давления).

— Какие виды газа вы считаете трудноизвлекаемыми? Какие их особенности затрудняют добычу?

— В настоящее время к трудноизвлекаемым запасам газа относятся туронские газовые залежи, залегающие на глубине порядка 800-850 м. Это Южно-Русское месторождение, Харампурское месторождение. Горные породы таких залежей сложены различными фракциями глин, песчаников и алевролитов, то есть они обладают микронеоднородностью, оказывающей существенное влияние на движение флюида к забоям скважин.

Южно-Русское месторождение. Фото: gazprom.ru

Также к трудноизвлекаемым запасам газа причисляют сенонские газовые залежи березовской свиты Западной Сибири. Так, например, запасы газа Медвежьего месторождения уже относятся к трудноизвлекаемым.

Отнести к ТрИЗ можно и месторождения с высокой степенью выработанности. Речь идёт о залежах сеноманского газа. К сожалению, сеноманские газовые залежи таких месторождений, как Уренгойское, Ямбургское, Бованенковское и др., разрабатываются с 70-х годов прошлого столетия и находятся в завершающей стадии эксплуатации: на сегодня из них извлечено более 75% от начальных запасов газа. Характерными факторами, усложняющими их эксплуатацию сегодня, являются падение пластового давления на 80%, повышение обводнённости продукции за счёт подъёма газоводяного контакта вверх по разрезу, снижение эксплуатационного фонда скважин за счёт их перехода в бездействующий, что заметно отражается на равномерности отработки залежи в целом.

Сеноманские газовые залежи имеют несколько зон насыщения (сверху вниз): зона предельного насыщения, зона недонасыщения, переходная зона, а также зона остаточной газонасыщенности. Обычно добывающие скважины вскрывают и добывают только из зоны предельного насыщения, для которой характерно максимальное газонасыщение пласта-коллектора. Остальные же зоны не участвуют в эксплуатации по разного рода причинам.

При вскрытии переходной зоны газовой залежи сеноманского продуктивного комплекса и последующем освоении, как правило, получают двухфазные притоки жидкости, опережающим движением воды из продуктивного пласта. Хотя запасы газа в переходной зоне колоссальные.

Раз уж мы упомянули про газовые гидраты, то стоит отметить, что самое первое упоминание о больших скоплениях газовых гидратов связано с Мессояхским месторождением. Но, к сожалению, к настоящему времени так и нет единого мнения о его гидратоносности.

Согласно многим источникам, наиболее крупные месторождения природных гидратов находятся в зонах вечной мерзлоты в Якутии, Западной Сибири, а также на шельфе Сахалина в Охотском море (свыше 50 газогидратных месторождений). Наибольший объём газогидратов сконцентрирован в бассейнах дальневосточных морей и островов. Но пока эти запасы разрабатывать неэффективно, так как отсутствуют эффективные технологии.

Дополнительно хотелось бы упомянуть про Курганскую область. В 2013 году доктор геолого-минералогических наук, профессор нашего университета Иван Иванович Нестеров говорил о том, что в Кургане есть газ, растворённый в подземных водах. По всей территории Западной Сибири, включая Курганскую область, 630 трлн куб. метана находятся в растворённом состоянии в воде. Но пока нет технологий по его извлечению. Поэтому считаю, что такие запасы газа также можно отнести к трудноизвлекаемым.

Когда будет освоен трудноизвлекаемый газ

— Есть ли в России необходимость осваивать трудный газ? Или запасов традиционного достаточно? В каком временном промежутке может возникнуть необходимость осваивать сложные запасы газа?

— Трудноизвлекаемый газ в России уже осваивается, пример тому — Южно-Русское месторождение, разрабатываемое многозабойными скважинами, а также скважинами с горизонтальным окончанием с многостадийным гидравлическим разрывом пласта.

К сожалению, сеноманский газ неизбежно закончится, и когда это случится, мы должны быть готовы к активной разработке ТрИЗ, иметь новые собственные технологии, в частности для разработки переходной зоны сеноманских газовых залежей, турона, газовых гидратов, газа, растворённого в пластовых водах.

Фото: gazprom.ru

Поэтому сейчас необходимо активно создавать коллаборации между нефтегазовыми ВУЗами России и газодобывающими предприятиями, создавать и внедрять новые технологии и оборудование. Правда такова, что разрыв в партнёрствах между компаниями и ВУЗами в области науки и инноваций пока большой.

Кстати, немаловажный факт: для предприятий, которые уже занимаются или будут заниматься разработкой трудноизвлекаемых запасов газа, государству необходимо вводить систему льготирования, что дополнительно будет мотивировать компании проявить интерес к ТрИЗ.

Технологии для трудноизвлекаемого газа

— Есть ли у России технологии для освоения трудных запасов или хотя бы понимание, как добывать и какое оборудование нужно? Может ли помочь опыт других стран?

— Сразу хочу сказать, что Россия — страна больших учёных и инженеров. Мы сами можем всё разработать и внедрять.

Так, например, для компании ОАО «Севернефтегазпром», разрабатывающей Южно-Русское месторождение, курганское предприятие изготовило дуальную фонтанную арматуру, позволяющую вести одновременно-раздельную эксплуатацию сразу двух продуктивных пластов туронской залежи. Также и тюменские компании изготавливают большой спектр оборудования по требованиям заказчика. Кооперации с другими странами возможны, но, думаю, в области разработки залежей газовых гидратов. ВУЗы также надо активно привлекать, ведь мы тоже смотрим в будущее и разрабатываем новые технологии, но у нас не хватает средств для их изготовления.

Так, например, нами уже разработана технология заканчивания добывающей скважины, вскрывшей переходную зону газовой залежи, защищённая патентом РФ. Также в ТИУ создана группа изобретений, которая относится к области добычи нефтяного газа из осадочных пород с газогидратными включениями и может быть использована при разработке газогидратных залежей в северных районах на континенте, а также в шельфовых зонах из продуктивных пластов, насыщенных газовыми гидратами. 

Поэтому потенциал в области трудноизвлекаемых запасов и нетрадиционных запасов газа в России огромный, но для эффективного освоения их необходимы огромные финансовые и временные затраты.