Oil&Gas Eurasia July-August 2016

№7-8 Июль-Август 2016
НИОКР
Construction time reduced twice for the most difficult
wells, including those in the Bazhenov formation.
Rock-Solid Bazhenov Formation
Bazhenov formation that has been the subject of
detailed study in the last few years still does not give
the desired contribution to the commercial production.
However, along with the construction of hightech
wells due to reserves’ deterioration this formation
is one of the most important for the company
that has set a goal to produce from the Bazhenov
formation 2.5 million tons of hydrocarbons in 2025,
and to prepare about 100 million tons of recoverable
reserves.
Meanwhile, the company conducts experimentalindustrial
study of Bazhenov formation. “It would be
unfair to say that we do not know Bazhenov formation
geology. Another thing is that we have not yet
learned how to predict it at the micro level, and most
importantly, have not learned to develop,” says Alexei
Vashkevich, Director of Exploration and Resource Base
Development Directorate at Gazprom Neft.
According to Vashkevich, one of the limitations
is associated with the possibilities of the Russian oilfield
services market. “For example, for Priobskoye
field, having all the preliminary research and testing
done and samples taken, we’ve decided that today
we can’t do well design and frac design that we need.
We didn’t even try and decided to get back to it in
two-three years, after learning to make the necessary
assemblies for well completion.” Still, Vashkevich
notes that Gazprom Neft became the first oil producer
in Russia to use a domestic service company
for a comprehensive well placement and completion
in Bazhenov formation, thus creating a new sector of
services.
One of technological challenges is to study the
opportunities of cluster hydrofrac that has not yet
been studied properly worldwide, to carry out up to 30
fracture initiation points by 100 meters. To create a geomechanical
frac simulator for unconventional reserves
, the company united in the consortium with Gubkin
Russian State University of Oil and Gas, MIPT, Skoltech,
and Lomonosov Moscow State University.
“The most important indicator¸ which pushes us
today from commercial production with Bazhen is
the cost. We need to spend about 5,000 rubles per ton
of future production, this is the trigger point,” says
Vashkevich.
Today, the company’s cumulative production per
well of Bazhenov formation is on average about 10,000
tons. The task is to ensure the growth rate of up to 35,000
tons, compared with the average well at Priobskoye field
providing about 60,000 tons of cumulative production.
“We have to trod the same path as our Western
counterparts with regard to standardization and cost on
the one hand, and increasing of wells’ productivity up to
the limit – on the other hand,” Vashkevich says about
the technological goals set until 2025, aimed at commercializing
of Bazhenov formation’s oil production.
Over the past two years, Gazprom Neft investments
in Bazhenov formation study amounted to 2 billion
rubles a year.
дов к 2025 году, подготовив около 100 млн т извлекаемых
запасов.
Пока же ведется опытно-промышленное изучение
бажена. «Сказать, что мы не знаем геологию „бажена“, было
бы несправедливо. Другое дело, что мы пока не научились
его прогнозировать на микроуровне, и, самое главное, не
научились разрабатывать», – говорит Алексей Вашкевич,
возглавляющий дирекцию по геологоразведочным работам
и развитию ресурсной базы компании «Газпром нефть».
По словам Вашкевича, одно из ограничений связано
с возможностями российского нефтесервисного рынка.
«Например, по Приобскому месторождению, проведя все
предварительные исследования и испытания, отобрав
пробы, проделав камеральную работу, мы пришли к выводу,
что дизайн скважины и ГРП, который нам нужен, на
сегодняшний день выполнить не сможем. Мы даже не стали
пробовать и решили, что к этой теме вернемся через дватри
года, когда научимся делать необходимые компоновки
заканчивания».
42%
High-tech drilling share as a percentage of total well
number in 2015
Доля высокотехнологичного бурения в общем
количестве скважин 2015
Вместе с тем, Вашкевич отмечает, что «Газпром нефть»
стала первой из добывающих компаний в России, воспользовавшейся
услугами отечественного подрядчика для
комплексного сопровождения и заканчивания скважин на
баженовской свите, тем самым создавая новый сектор сервисных
услуг.
Одной из технологических задач является изучение
возможностей кластерного ГРП, пока еще малоизученного
в мире направления, с тем, чтобы выполнять около 30 точек
инициации гидроразрыва на 100 м. Чтобы создать геомеханический
симулятор ГРП для нетрадиционных запасов,
компания объединила усилия с РГУ нефти и газа им.
Губкина, МФТИ, Сколтехом и МГУ им. М. В. Ломоносова в
составе консорциума.
«Самый важный показатель¸ который нас сегодня оттесняет
от коммерческой добычи с бажена, – стоимость. Мы
должны тратить около 5 000 рублей на одну тонну будущей
добычи, это триггерный показатель», – говорит Вашкевич.
Сегодня в компании на одну скважину баженовской
свиты в среднем приходится около 10 тыс. т накопленной
добычи. Задача – обеспечить рост показателя до 35 тыс. т,
для сравнения средняя скважина Приобского месторождения
обеспечивает около 60 тыс. т накопленной добычи.
«Мы должны повторить тот путь, который прошли
наши западные коллеги с точки зрения стандартизации и
затрат, с одной стороны, а с другой стороны – повышения
производительности скважин до максимального предела», –
говорит Вашкевич о технологических задачах, намеченных
до 2025 года, с целью коммерциализации добычи нефти
баженовской свиты.
За последние два года инвестиции «Газпром нефти» в
изучение бажена составляют порядка 2 млрд рублей в год.
Нефтьи ГазЕВРАЗИЯ
27