СП ООО «Ваньеганнефть» является оператором лицензионных участков Ваньеган и Ай-Еган, расположенных примерно в 120 км к северо-востоку от Нижневартовска в Западной Сибири. СП ООО «Ваньеганнефть» является совместным предприятием Occidental Petroleum и ТНК-BP, владеющих им на паритетных началах.
СП получило лицензии в 1993 году, добыча нефти началась в 1987 году из глубокозалегающих горизонтов месторождений. Ваньеган характеризуется наличием множественных продуктивных пластов в диапазоне от Верхнего Покура (ПК) до Юры. В настоящее время в разработке находятся 54 горизонта, 22 – в ПК и Ачимовских отложениях, 11 – в пластах коллекторах группы A, и еще 21 – в пластах-коллекторах групп B и J.
В течение последних нескольких лет добыча нефти на месторождении Ваньеган (во всех горизонтах) находилась на уровне 2,5 млн т в год. В настоящее время наблюдается рост обводненности продукции скважин, поэтому предпринимаются меры, направленные на сохранение текущих объемов добычи и разработку не пробуренных ранее участков месторождения. Наиболее крупными из них являются пласты групп ПК1 и ПК2.
Тяжелая нефть Ваньегана
Продуктивные пласты групп ПК1-2 месторождения Ваньеган содержат в себе значительные запасы тяжелой, вязкой нефти. Геологические запасы в этих породах, возможно, эквивалентны геологическим запасам всех остальных продуктивных пластов месторождения Ваньеган, на ряде которых добыча ведется с 1987 года. В этом году мероприятия по разработке данных залежей были активизированы. Возникает вопрос: почему разработка этих пластов до сих пор еще не идет полным ходом?
Мировой опыт свидетельствует о наличии значительных трудностей при добыче и подготовке нефти из данного вида пластов-коллекторов, и требуется решить целый ряд вопросов, прежде чем разработка станет экономически эффективной. К счастью, компания BP обладает опытом работы на нескольких месторождениях на Аляске с похожими условиями и специалисты из этих североамериканских подразделений участвуют в технических мероприятиях, проводимых сегодня на Ваньегане.
Плотность добываемой нефти составляет 0,95 г/см3, вязкость может превышать 200 спз (соответствующие показатели для более стандартной сырой нефти составляют: плотность нефти – 0,85 г/см3; вязкость – менее 10 спз). Из совокупного объема нефтедобычи в России, составляющего более 420 млн т в год, лишь порядка 2,5 млн т сырья характеризуются столь высокой плотностью. Среди других регионов где добываются значительные объемы нефти данного типа, выделяются Северная и Южная Америка, в частности, Венесуэла, Канада, штаты Калифорния и Аляска (США).
Указанные пласты, как правило, залегают на крайне небольших глубинах (на месторождении Ваньеган – 900 м). Высокий показатель вязкости означает низкую производительность скважин, что диктует необходимость бурения скважин с длинными горизонтальными участками для обеспечения рентабельности добычи. Нагнетание пара или горячей воды часто используется для снижения вязкости и увеличения объемов добычи. Опыт, накопленный на других месторождениях, показывает, что основным фактором обеспечения экономичной разработки залежи нефти с подобными характеристиками является сокращение затрат на заканчивание скважин. Эта задача требует применения высокоэффективных методов бурения и, в перспективе, скважин с несколькими боковыми стволами, при которых из одного вертикального ствола зарезается ряд законченных горизонтальных ответвлений.
Завершение этапа «Оценка»
Неблагоприятные показатели отношения подвижности нефти и вытесняющего агента (воды) означают, что можно ожидать скорого прорыва воды в скважину и это может создать особенно острую проблему при закачке воды для поддержания пластового давления. Планы закачки могут также предусматривать использование горячей воды или пара для снижения уровня вязкости нефти и стимулирования ее более свободного выхода в скважину. Кроме того, значительная часть нефтеносной зоны покрыта газовой шапкой, а прорыв газа в скважину может создать серьезные осложнения в ходе добычи.
Имеется вероятность значительных пескопроявлений в скважинах. Таким образом, управление пескопроявлением при вскрытии пласта и использование забойных насосов и наземного оборудования, устойчивого к воздействиям песка, является крайне важным фактором для предотвращения проблем добычи. Опыт других месторождений показывает, что выносимый из скважины песок может стать причиной серьезных перебоев в работе скважины. Кроме того, при выходе на поверхность нефть может образовывать устойчивые эмульсии или пены, что требует правильного сочетания термовоздействий и обработки химическими реагентами для обеспечения эффективной подготовки.
Указаные проблемы свидетельствуют о том, что на данный момент деятельность по добыче нефти из более глубоких, более «нормальных» пластов была более успешной, однако пришла пора перейти к добыче и этой нефти. В минувшем году была пробурена короткая горизонтальная скважина в благоприятном участке коллектора ПК2, и в текущем году из него получены дебиты порядка 30 т в сутки.
В 2005 году компания «ГЕТЕК», созданная на базе Российского Государственного Университета нефти и газа им. И.М. Губкина (г. Москва), подготовила план опытной добычи на четырех новых скважинах, расположенных в этом же районе. В настоящее время ведется бурение первой из этих скважин.
Сейчас формируется проектная группа для ускорения разработки пластов группы PK1-2. В октябре был проведен семинар bpSTART, на котором рассматривались различные возможные варианты и вопросы, связанные с полномасштабной разработкой пластов группы PK1-2. Данный процесс позволит получить информацию, необходимую для завершения этапа «Оценка» проекта освоения и передачи результатов для исполнения заявки на финансирование будущей деятельности. Это позволит увязать работу по данному крупному капитальному проекту с Регламентом оценки и реализации крупных капитальных проектов (CPP).
