Российской нефтегазовой отрасли необходимо делать ставку не на простое увеличение объемов добычи, а на более эффективное извлечение запасов при одновременном сокращении затрат и технологических рисков. Такой подход обозначил глава ФБУ "ГКЗ" Игорь Шпуров, выступая на отраслевой конференции в Тюмени.
По его словам, зависимость добывающего сектора от зарубежного оборудования и программного обеспечения по-прежнему остается высокой. В нефтегазовой промышленности уровень импортозависимости ниже, чем в ряде других направлений добычи полезных ископаемых, однако задача достижения технологического суверенитета сохраняет стратегическое значение.
Для стимулирования отечественных разработок уже используются специальные механизмы. В частности, предусмотрена возможность предоставления участков недр для апробации российских технологий освоения трудноизвлекаемых запасов. Сейчас реализуется около 15 таких проектов.
Кроме того, с 2015 года работает экспертно-технический совет, который рассматривает и апробирует российские программные продукты, инженерные решения и новые методики.
Одной из наиболее актуальных задач Игорь Шпуров назвал пересмотр подходов к интегрированному проектированию месторождений. Действующий регламент разрабатывался около 25 лет назад и уже не в полной мере соответствует современному уровню цифровизации и технологического развития отрасли.
Новый документ должен охватывать весь цикл освоения месторождения — от сейсморазведочных работ и построения геологических моделей до проектирования наземной инфраструктуры.
Особое значение эта работа имеет для зрелых месторождений, значительная часть которых сосредоточена в Западной Сибири.
По приведенным Игорем Шпуровым данным, средняя успешность геолого-технических мероприятий в регионе составляет около 77%, а зарезок боковых и горизонтальных стволов — порядка 65%. При этом неопределенность по отдельным ключевым параметрам может превышать 100%.
Существующие инструменты моделирования, отметил глава ГКЗ, не всегда позволяют достаточно точно определять местоположение остаточных запасов на поздних стадиях разработки. Повысить качество прогнозирования могут гибридные модели, использование обобщенных характеристик вытеснения, а также технологии искусственного интеллекта.
Уже сегодня более точной локализации остаточных запасов способствует совместный анализ сейсмических атрибутов и результатов динамических исследований скважин.
4D-сейсмика и цифровые модели
Одним из перспективных направлений остается 4D-сейсмический мониторинг. Пилотные проекты на месторождениях Сахалинского шельфа продемонстрировали высокую точность результатов, подтвержденную данными геофизических исследований и контроля разработки.
Экспертно-технический совет рекомендовал использовать этот инструмент на ряде объектов. Вместе с тем широкое применение 4D-сейсмики на сухопутных месторождениях пока ограничивается существующей инфраструктурой.
Еще одним технологическим направлением становится развитие "цифрового керна". Такие решения позволяют формировать трехмерные томографические модели горных пород на основе лабораторных исследований, изучать взаимодействие флюидов и породы на микроуровне и определять гидродинамические характеристики.
Это, в свою очередь, позволяет проводить виртуальные эксперименты, в том числе для оценки методов повышения нефтеотдачи. Исследования в этой области ведут МГУ и Сибирское отделение РАН. "Татнефть" рассматривает возможность применения технологии при подсчете запасов, однако общепринятая методическая база пока не сформирована.
В отрасли также развивается концепция "цифрового месторождения" — единой системы, которая в режиме реального времени объединяет информацию о работе скважин и производственной инфраструктуры и использует инструменты искусственного интеллекта для анализа и управления.
Полностью реализованных систем такого уровня в России пока нет, но отдельные элементы уже внедряются на промышленных объектах.
В частности, на одном из месторождений Сахалинского шельфа в рамках научно-исследовательской работы было рассчитано 612 вариантов дальнейшей разработки. Результатом стало увеличение периода стабильной годовой добычи на два года. Прогнозная годовая добыча газа выросла на 4%, конденсата — на 5%, а накопленная добыча газа — на 2%.
При распространении подобных подходов на месторождения с выработанностью более 70% дополнительный потенциал добычи газа в отдельном регионе может составить около 108 млрд куб. м без изменения действующей системы разработки.
Интегрированное проектирование планируют обновить
Разрабатываемый регламент интегрированного проектирования должен объединить различные направления работы с месторождением в единую цифровую систему. Предполагается, что документ установит требования к машиночитаемым форматам данных, моделированию остаточных запасов с использованием петрофизической, динамической и сейсмической информации, включая данные 4D-мониторинга.
Также должны быть актуализированы требования к сейсмогеологическим, геологическим и геомеханическим моделям, в том числе применительно к трещиноватым коллекторам и моделям двойной пористости.
Отдельный блок изменений будет связан с проектированием объектов обустройства, использованием мобильных установок и совершенствованием финансово-экономического моделирования.
По словам Игоря Шпурова, многие расчеты сегодня по-прежнему выполняются в Excel, тогда как отрасли нужны специализированные цифровые инструменты. Работу над новым регламентом предполагается завершить в течение двух лет.