Месторождения углеводородов, на которых проводился 4D-сейсмический мониторинг, смогли функционировать дольше и дать больше ресурсов, чем ожидалось, и в результате окупили затраты на внедрение технологии. Это особенно важно в условиях истощения ресурсов. Журнал «За науку» спросил у экспертов из отрасли, есть ли смысл и возможность внедрения 4D-сейсморазведки в России.
Считая время
По данным British Petroleum, на конец 2018 года количество доступной нефти в мире составляло 1 730 млрд баррелей, чего при текущем уровне добычи хватит на 50 лет. В России, по тем же данным, находятся 106 млрд баррелей, которые будут добывать еще 25 лет.
По оценке министра энергетики РФ Александра Новака, озвученной им в феврале 2019-го, нефти в России хватит на 30 лет, газа — на 100 лет. Речь идет о доказанных запасах, то есть уже разведанных и доступных для извлечения в текущих экономических и технологических условиях. Это означает, что через полвека углеводороды останутся только в труднодоступных и менее плодородных местах, и к этому времени надо научиться эффективно их осваивать.
В условиях истощения запасов особенно важно разрабатывать месторождения «с умом», то есть с использованием технологий. Одной из основных является сейсморазведка. Она позволяет изучить геологические структуры, в которых находятся углеводороды, и построить наиболее выгодную стратегию их извлечения.
Принцип сейсморазведки похож на УЗИ (см. рис. 1): специальный источник возбуждает в земле упругие волны, они распространяются и попадают на границы между слоями с разными свойствами, частично отражаются и возвращаются к поверхности, где их регистрируют сейсмоприемники. Полученная информация анализируется, и на ее основе делается вывод о строении пластов.
Принцип действия сейсморазведки на примере шельфа. На суше все то же самое, только оборудование расположено на земле
Если приемники расставлены по прямой линии, сейсморазведку называют сейсморазведкой 2D, а если по площади — площадной, или 3D. Съемка 3D дает больше информации о строении недр, по сравнению с 2D. Последнее достижение — это 4D-сейсморазведка, где дополнительной размерностью служит время: 3D-съемку повторяют несколько раз, сравнивают результаты и делают выводы о динамике недр. Это позволяет отслеживать перемещение нефти и газа внутри породы и корректировать бурение скважин таким образом, чтобы увеличить нефтеотдачу.
«3D — это фотография, а 4D — это кино, эта аналогия позволяет понять разницу и объясняет все преимущества», — говорит Андрей Разин, главный конструктор НТЦ морской геофизики при Институте арктических технологий МФТИ.
Реализация 4D
На тех объектах, где уже проведена 3D-сейсморазведка, логично было бы ее повторить для оценки изменений в пласте. Но для 4D-сейсморазведки важно, чтобы повторная 3D-съемка была сделана с теми же характеристиками источника и приемника. Продолжая аналогию с фотографией, представим, что нам нужно оценить, как изменился цвет воды в озере за 10 лет: у нас есть старая фотография, но мы не знаем, на какой фотоаппарат и с какими настройками она была сделана, а фотограф, даже если мы его найдем, уже не помнит этого и давно купил новый прибор.
Даже если получится в точности воспроизвести все параметры, это не гарантирует идеальной повторяемости, причем за дополнительные услуги придется доплатить. По рисунку 1 можно прикинуть, сколько стоят перемещения такого «фотографа». Тем не менее именно на морских месторождениях 4D-сейсморазведка наиболее экономически оправдана — на море стоимость бурения одной скважины составляет порядка 100 миллионов долларов, а технологических шумов меньше.
«Один из главных параметров применимости 4D — повторяемость. Она лучше всего достигается на море. На морских месторождениях, освоение которых дорогое, а скважины стараются расставить по абсолютной необходимости, такие недешевые решения, как 4D, дают экономический эффект», — комментирует Сабина Кларнер, технический директор компании Klarenco Energy Consulting, специалист в области обработки и интерпретации сейсморазведочных данных, международный эксперт EAGE.
Платформа «Моликпак» (Пильтун-Астохская-А) — первая в России морская нефтедобывающая платформа. Источник: gazprom.ru
Число месторождений в мире, на которых применяется метод 4D, активно растет: в 2009 году — 50, сегодня — около 200. Один из классических успешных примеров — месторождение Gullfaks в Северном море, Норвегия. Ведущий геофизик компании Statolil Тор Вегар Мэрдален оценил, что около половины добытой там нефти с конца 1990-х годов — результат оптимизации, которую провели на основании данных 4D-сейсморазведки. По подсчетам компании, 4D-исследования принесли дополнительный заработок в размере около 6 млрд норвежских крон (44 млрд рублей).
В Норвегии особенно любят применять сейсморазведочные технологии: другое месторождение в Северном море, Draugen, изначально казалось не очень перспективным, поэтому добывающая компания сделала ставку на интеллектуальный подход к освоению резервуара. Трех- и четырехмерные данные позволили принимать наиболее эффективные решения — всего 11 добывающих скважин, но во главе со скважиной-рекордсменом среди всех морских скважин (78 тыс. баррелей / день). Месторождение должно было разрабатываться с 1993 до 2013 года, но в 2013 году компания подала заявку на продление работ до 2036 года — срок жизни резервуара увеличился вдвое. 4D-съемки показывают свою эффективность в Северном море, в Мексиканском заливе, на морских месторождениях Бразилии, Нигерии, Индонезии и на некоторых сухопутных проектах.
В России впервые подобные работы были проведены на шельфе Сахалина в 2010 году компанией PGS по заказу «Сахалин Энерджи». Пильтун-Астохское месторождение является крупным и имеет сложное строение, что способствовало проведению первых в России работ по 4D-сейсмическому мониторингу. Данные 3D-съемки в 2010 году были сопоставлены с аналогичными съемками 1997 года. На основе проведенного анализа была определена динамика фронта нагнетаемой воды и оптимизирована разработка месторождения. В 2015 компания повторила эксперимент на еще двух объектах Сахалинского шельфа и снова заявила об успехе 4D-мониторинга. На сегодняшний день это единственные примеры использования полноценной 4D-съемки в России.
Сабина Кларнер дополняет: «В России пока ограниченное количество разрабатываемых морских месторождений. На суше в международных проектах 4D применяется, скорее всего, в условиях, где можно расставить огромное количество приемников и ими набирается статистика. Прежде всего в пустынных и полупустынных регионах. На суше в России — в основном сложные поверхностные условия. Повторяемость стандартной съемки ограниченная, физически не имеет смысла применять 4D. Только значительное удешевление съемок с большим количеством тесно расставленных приемников, возможно, изменит картину. А потом, все-равно не ясно — нужно ли это нефтяным компаниям? Пока предпочитают увеличивать объемы бурения».
Технологии на дне
Технологии морской сейсморазведки не стоят на месте, а идут ко дну. На смену буксируемыми косам, то есть плавающим датчикам (рис. 1) приходят донные системы. На морском дне сигнал из недр регистрируется лучше. Для 4D-сейсморазведки идеально оставить датчики на дне, чтобы обеспечить повторяемость, поэтому предпочтительнее перманентные донные системы (рис. 2). Они не только обеспечивают более высокое качество мониторинга, но и удешевляют повторные съемки — остается только пригнать судно-источник.
Рисунок 2. Схема расположения на дне постоянно действующей регистрирующей оптоволоконной системы OPTOSEIS, разработанной норвежской компанией PGS
Месторождение Valhall в норвежской части Северного моря стало первым, но не последним месторождением, на котором была установлена перманентная система 4D-сейсмического мониторинга. С момента установки в 2003 году сейсмические съемки проводились раз в полгода, что, по оценкам специалистов, позволит продлить срок эксплуатации месторождения более чем на 40 лет. В мировой 4D-практике донные системы успешно используются. В России же пока не сообщалось о случаях применения такой технологии.
Юрий Ампилов, профессор кафедры сейсмометрии и геоакустики геологического факультета МГУ, считает, что нам просто нечего применять: «К сожалению, серьезных российских разработок в области 4D-сейсморазведки не существует. В рамках программы импортозамещения есть попытки создать отдельные элементы для сейсмических наблюдений, обработки и интерпретации данных, но они относятся к сейсморазведке как таковой, а не конкретно к 4D. Своего опыта и надлежащего оборудования у нас нет, а имеющие опыт иностранные компании находятся в зоне санкций, если говорить о большинстве районов российского шельфа».
Сабина Кларнер, технический директор компании Klarenco Energy Consulting, специалист в области обработки и интерпретации сейсморазведочных данных, международный эксперт EAGE:
— В России нет рынка для 4D-сейсморазведки, поэтому при условии возникновения спроса будут применяться иностранные решения.
«Системы для перманентного мониторинга, такие как Optoseis, Stingray (система от CGG) не продаются как оборудование, и не только в силу санкционных ограничений. Компании-производители этих систем предоставляют комплексный сервис по проведению 4D-мониторинга, — дополняет Андрей Разин. — В силу многих причин, в том числе связанных с безопасностью, этот вариант является неприемлемым. Отечественных систем мониторинга не выпускается. 4D-мониторинг с использованием сейсмических судов с буксируемыми косами или с донными станциями технологически более легко реализуем, но качество мониторинга существенно ниже».
В России есть разработки в области сейсморазведки, которые при востребованности смогут использоваться в 4D. Свои донные станции есть у АО НПП «Авиационной и морской электроники» и Морской арктической геологоразведочной экспедиции. В Институте физики Земли РАН ведутся исследования томографии сейсмическим шумом, которые также могут быть применимы для создания пассивного (без использования источника) мониторинга.
В МФТИ разрабатывается перманентная донная система на оптоволоконных технологиях, по аналогии с системой на рисунке 2. Оптоволокно заменяет электрические соединения в подводной части, что делает систему надежной и долговечной, а это особенно важно для 4D-мониторинга. Главный инженер НТЦ морской геофизики МФТИ Юрий Разин рассказывает: «Мы столкнулись с тем, что мы не можем не то что заказчиков найти, но даже единомышленников в этом деле. Хотя считаем, что это очень выгодный бизнес для любой сервисной компании, потому что это не один снимок недр. Можно подписать контракт на съёмки одних и тех же недр только на много лет вперед».
Препятствия
Вадим Шашель, исполнительный директор Научно-Технического Центра «Газпром Нефти» по проектно-функциональному обеспечению геолого-разведочных работ и развитию ресурсной базы, объясняет: «Анализируя результаты проектов с применением 4D-сейсморазведки, можно сделать вывод, что данная технология применима, в первую очередь, на шельфовых газовых, нефтегазовых и нефтегазоконденсатных месторождениях. В периметре “Газпром нефти” такие месторождения есть, однако говорить о простоте и безоговорочном успехе при использовании технологии сейсмического мониторинга не стоит. Все факторы должны анализироваться уже на этапе выбора потенциального района для проведения 4D. Именно потенциальный экономический эффект и определяет актуальность проведения такого рода исследований».
Сергей Тихоцкий, директор Института физики Земли РАН, руководитель лаборатории морских инженерно-геофизических исследований континентального шельфа МФТИ:
— Долгое время в СССР не придавали большого значения ни извлекаемости запасов, ни экологическим рискам. Сибирская нефть казалась неисчерпаемой, а регионы добычи — малонаселенными. Сейчас все изменилось, и успех нефтяной отрасли радикально зависит от вовлечения в разработку трудноизвлекаемых запасов, а значит — от активного воздействия на пласт. Такие мероприятия необходимо проводить под контролем сейсмического мониторинга. Но традиции его проведения пока не сложились, технологии не освоены.
В целом, эксперты отмечают три основных препятствия для внедрения 4D-сейсморазведочных технологий российскими нефтегазовыми компаниями.
- Сложные физические условия на суше: Крайний Север, пересеченная местность, тающая мерзлота и, соответственно, сильный шум. Решением может быть интенсификация разработок, но тут встает следующее препятствие.
- Недостаток поддержки от российских недропользователей в силу молодости технологии и, как следствие, недостаток инвестирования и отставание отечественных разработок. Можно было бы применять иностранные решения, но на шельфе, где они дали бы наибольшую отдачу, возникает третье препятствие.
- Отношения с другими странами: в виду санкций европейские и американские компании не могут проводить сейсморазведочные работы на российском шельфе и предоставлять оборудование. Например, ExxonMobile была вынуждена прервать сотрудничество с Роснефтью, в рамках которого проводились разведочные работы на Арктическом шельфе. К тому же шельф является важным геополитическим пространством, а иностранные сервисы отправляют данные в иностранные компании. Интересно, что перманентная донная система, разрабатываемая в МФТИ, в качестве побочного эффекта считывает шумы из толщи воды — вражеская субмарина не проплывет незамеченной. Возможность использования системы для освещения подводной обстановки стимулирует ее финансирование и дает надежду на преодоление препятствия 2.
Легко извлекаемые углеводороды заканчиваются, и России скоро понадобятся ее менее доступные стратегические запасы. По оценкам экспертов, под Арктическим шельфом расположены около 90 млрд баррелей нефти, стоимость арктических запасов нефти и газа оценивается в $20 трлн. В тяжелых условиях использование передовых технологий может значительно снизить затраты на освоение месторождений. От открытия месторождения до начала добычи могут пройти десятилетия, поэтому вопрос разработки труднодоступных недр является актуальным уже сейчас. Как показывает опыт, своевременные инвестиции в разработки, сотрудничество с иностранными компаниями и внедрение новых технологий могут многократно окупиться в будущем.
