Как нефтяники научились добывать нефть там, где осталась одна вода

По данным отрасли, доля трудноизвлекаемых запасов уже превышает половину всех нефтяных запасов страны. И значительная часть из них это именно старые, выработанные месторождения. О том, как современные технологии позволяют продлевать жизнь таким объектам и почему будущее отрасли во многом связано не с открытием новых месторождений, а с «перезапуском» старых, мы поговорили с экспертом по геолого-гидродинамическому моделированию Ильдаром Бакировым.

— Ильдар, почему тема выработанных месторождений сегодня стала настолько важной для отрасли?

— Потому что таких месторождений становится все больше. Если раньше нефтяная отрасль в основном развивалась за счет ввода новых крупных объектов, то сегодня значительная часть добычи приходится на зрелые месторождения, которые разрабатываются десятилетиями. На многих из них текущая обводненность уже превышает 80–85%. Это означает, что вместе с нефтью добывается огромное количество воды. Но даже в таких условиях в пласте могут оставаться значительные объемы нефти, до которых просто не удалось добраться прежними методами.

При этом у старых месторождений есть важное преимущество – готовая инфраструктура. Там уже есть дороги, трубопроводы, системы подготовки нефти. Поэтому работа с такими объектами зачастую экономически выгоднее, чем запуск совершенно новых проектов.

— Что значит «остаточная нефть»? Почему она вообще остается в пласте?

— Причин много. Нефть в пласте распределяется крайне неравномерно. Где-то скважины не смогли эффективно охватить отдельные зоны, где-то давление снизилось так, что часть запасов оказалась «запертой». Бывают участки, куда вода пошла быстрее нефти, и пласт оказался как бы промыт, хотя часть запасов там сохранилась. Иногда проблема связана с геологией: разломы, неоднородность пород, тонкие пропластки. Иногда с историей разработки. Например, в какой-то момент оператор мог сосредоточиться на более перспективном участке и фактически бросить менее выгодный. В итоге даже на очень старом месторождении могут оставаться зоны, где нефть все еще есть. Вопрос в том, как их обнаружить и насколько экономически оправдано их разрабатывать.

— И здесь ключевую роль играет моделирование?

— Сегодня без трехмерного геолого-гидродинамического моделирования такие задачи практически невозможно решать эффективно. По сути, мы создаем цифровую модель месторождения и воспроизводим всю историю его разработки: как менялось давление, как двигалась вода, как работали скважины на протяжении многих лет.

Это позволяет увидеть то, что невозможно определить только по текущим данным добычи. Мы можем выявить зоны, где нефть еще сохранилась, понять, почему она там осталась, и подобрать наиболее эффективный способ работы именно для этого участка. Фактически речь идет о «цифровом двойнике» месторождения, который помогает принимать инженерные решения не интуитивно, а на основе расчетов.

— Многие уверены, что если месторождение обводнено на 90%, то там уже нечего добывать. Это действительно не так?

— Не всегда. У нас был проект, где обводненность по одному из объектов достигала примерно 90%. Для большинства это выглядит как почти исчерпанное месторождение. Но после детального моделирования мы увидели, что внутри пласта еще сохраняются участки с остаточной нефтью. Нужно было только правильно перераспределить потоки внутри залежи.

На этом объекте применялось циклическое заводнение – это технология, при которой периоды закачки воды чередуются с периодами снижения или остановки закачки. Мы предложили изменить саму логику работы системы: в первой половине цикла использовать одни нагнетательные скважины, во второй – другие, а параметры периодически корректировать.

В результате удалось остановить падение добычи нефти и одновременно снизить объем попутно добываемой воды. Причем без дорогостоящего бурения новых скважин. Основные затраты были связаны именно с моделированием и инженерным сопровождением.

— Получается, иногда цифровые расчеты дают больший эффект, чем дорогое оборудование?

— В определенных случаях – да. Особенно на зрелых месторождениях, где цена ошибки очень высока. Пробурить новую скважину – это серьезные инвестиции. А моделирование позволяет сначала понять, есть ли вообще смысл в таких затратах. Иногда оказывается, что правильная перенастройка уже существующей системы дает гораздо больший эффект. Сегодня нефтяная отрасль постепенно переходит от экстенсивного подхода – «бурить больше» – к более точному управлению разработкой.

— Насколько сильно современные технологии изменили подход к добыче нефти по сравнению с тем, что было 20–30 лет назад?

— Очень сильно. Когда я начинал заниматься моделированием, трехмерные модели только начинали внедряться в российской нефтяной отрасли. Тогда это казалось чем-то очень сложным и дорогим. Сегодня моделирование стало важнейшим инструментом управления разработкой, без него невозможно эффективно работать с трудноизвлекаемыми запасами. Но главное изменение даже не в технологиях, а в самом подходе. Раньше отрасль в основном работала с относительно «простыми» месторождениями. Сейчас все больше задач связано именно с поиском сложных, остаточных запасов и повышением эффективности уже существующих активов.

— Можно ли сказать, что будущее нефтяной отрасли – это во многом работа со «старыми» месторождениями?

— В значительной степени, особенно в России, где многие крупнейшие месторождения находятся на поздних стадиях разработки. Сегодня задача инженеров не просто добывать нефть, а максимально эффективно управлять каждым пластом, каждым участком залежи. Потому что даже на старом месторождении могут оставаться большие объемы нефти, если правильно понять геологию и процессы внутри пласта.

Именно поэтому роль моделирования и инженерного анализа будет только расти. В современной нефтедобыче все чаще выигрывает не тот, кто бурит больше скважин, а тот, кто лучше понимает, что происходит под землей.

Василий Черный