Перспективні ділянки та нові підходи до розвідки та розробки: як Нафтогаз збільшує запаси газу (друга частина)

Перспективні ділянки та нові підходи до розвідки та розробки: як Нафтогаз збільшує запаси газу (друга частина)

За останній рік у найбільшій газовидобувній компанії країни – АТ «Укргазвидобування» (входить до Групи Нафтогаз), відбулися значні кадрові та стратегічні зміни. У 2020 році компанія розробила стратегію розвитку ресурсної бази Нафтогазу, на основі якої приймаються управлінські рішення щодо нарощення запасів на нових ділянках та діючих родовищах. Також було кардинально оновлено команду геологів і розробників. Зокрема, на провідні посади запрошено фахівців із досвідом роботи у найбільших іноземних компаніях. ExPro поспілкувалася з Валентином Локтєвим (директором із питань геології дивізіону «Нафтогаз Розвідка та Видобування») та Аскаром Атанаєвим (керівником групи з розробки дивізіону «Нафтогаз Розвідка та Видобування») щодо стану запасів вуглеводнів і перспектив нарощення ресурсної бази Нафтогазу. (друга частина інтерв'ю)

Чим є ця 3D-модель родовища, і що в ній нового?

Валентин Локтєв: Моделі створені в програмному комплексі Petrel компанії Schlumberger, яка є світовим лідером із моделювання. Цей підхід до моделювання відрізняється від попередніх тим, що в даному випадку інтегруються абсолютно всі дані в одному місці, тобто до однієї цифрової моделі. Це і сейсміка, і свердловинні дані, і дані видобутку, і багато інших показників. Завдяки такому гідродинамічному моделюванню можна спрогнозувати, як поводитимуться вуглеводні за тієї чи іншої моделі розробки, коли та чи інша свердловина може обводнитися та як змінюватиметься її дебіт. Крім того, можна буде чітко відстежити, де базуються залишкові запаси вуглеводнів, які слабо дренуються наявним фондом свердловин. Що якраз важливо для нарощування запасів на діючих родовищах.

Усі великі західні видобувні компанії ефективно працюють завдяки моделюванню. Ми розпочали цю практику відносно недавно, однак можна стверджувати, що досягли досить непоганих результатів. На старті проєкту наші спеціалісти проходили навчання у фахівців компанії Schlumberger. Однак уже зараз, маючи досвід роботи в міжнародних компаніях (США, Канади, Оману), можу запевнити, що наша команда з 3D-моделювання значно просунулася вперед і досягла світового рівня. Попереду ще багато роботи. Насамеред це створення 3D-моделей для топ-40 родовищ, і ми впевнено рухаємося до цієї цілі.

Чи є реальні результати завдяки застосуванню моделювання родовищ?

Аскар Атанаєв: Так, звичайно, ми вже працюємо з 20-ма готовими 3D-моделями родовищ. Ми впровадили чітке правило, що за наявності 3D-моделі родовища слід максимально опрацювати всі можливі ініціативи стосовно оптимізації дорозробки з метою їхнього впровадження у виробництво. Більше того, завдяки проєктуванню таких ініціатив у 3D-моделях уже вдалося запобігти недоцільному бурінню свердловин і закласти нові в слабодренованих зонах покладів. Тривимірні моделі нам чітко показують, де варто бурити, а де – ні. І саме для браунфілдів вони є вкрай важливими, адже попасти в недреновану зону без моделювання дуже складно. Крім того, модель дає змогу прогнозувати не тільки капітальні витрати, але й операційні. Завдяки їй можна відстежити, варто чи не варто проводити капремонт свердловини, або впроваджувати ту чи іншу технологію інтенсифікації припливу газу до вибою. Тобто за допомогою моделі можна прогнозувати динаміку видобутку з урахуванням впровадження нових ініціатив із оптимізації дорозробки родовища.

Які нові підходи до розвідки та розробки плануєте застосовувати, крім моделювання родовищ?

Аскар Атанаєв: Відзначу, що крім основного інструменту управління розробкою родовищ – 3D-моделювання, ми впроваджуємо й інші підходи до управління розробкою наших ключових активів. Для відібраних топ-40 родовищ і топ-10 ділянок ми створили проєктні команди на чолі з Лідерами родовищ (Field Leaders) – відповідальними особами з усіх питань геології та розробки, основними завданнями яких є ефективне управління розробкою родовищ і нових ділянок за допомогою 3D-моделей. До цих команд входять фахівці різних напрямів: геологи, резервуарники, петрофізики, технологи з видобутку, технологи з наземної інфраструктури. Такі команди на чолі з лідерами родовищ відповідають за формування та реалізацію планів розробки родовищ і ділянок: геолого-промислові дослідження пошуково-розвідувальне й експлуатаційне буріння, аналіз розробки, операції з інтенсифікації тощо, а також взаємодію та координацію роботи з діяльністю регіональних підрозділів газопромислових управлінь.

Перед лідерами родовищ і їхніми командами стоїть завдання оптимального розподілу ресурсів компанії для отримання максимального ефекту, бо наша мета – не виконати якомога більше операцій, а виконати їх якісно, в оптимальній кількості і там, де вони забезпечать високий результат – розвідані запаси або додаткові кубометри газу.

Ще одним ключовим завданням лідерів і команд є перехід до ефективної розробки, а саме впровадження ініціатив для збільшення видобувних можливостей родовищ.

Крім того, лідери родовищ та їхні команди проходять щомісячну оцінку, їх ранжують за кількістю й ефективністю впровадження ініціатив із оптимізації розробки родовищ. Для них розроблено систему мотивації та професійного розвитку. Тобто зараз всіма родовищами керують команди та Field Leaders, що територіально знаходяться в Харкові та Львові. Це робиться для зручності в плані командної роботи (вони знаходяться поруч один із одним) із можливістю відпрацювання ініціатив на 3D-моделях.

Наскільки зараз реально утримувати видобуток на виснажених родовищах, хоча б на існуючому рівні, поки не настане черга грінфілдів?

Аскар Атанаєв: Так, поки що наше основне завдання на діючих родовищах – утримувати видобуток на досягнутому рівні. Понад 75% родовищ компанії виснажені на 80-85%, що також стосується вибраних топ-40 браунфілдів. Нагадаю, що 40 найбільш перспективних родовищ – це 93% від портфеля запасів компанії і 90% видобутку.

Для ефективної розробки цих родовищ ми змінюємо пріоритети, застосовуємо оптимальний резервуар менеджмент, щоб продовжити життя родовища. Тобто слід забезпечити оптимальну дорозробку цих родовищ, щоб досягти максимальної газовіддачі на рівні 95% і вище. Кожний додатковий відсоток – це додаткові мільйони / мільярди кубометрів газу для країни. Збір критично важливих даних і щорічний контроль за розробкою – це те, що дасть змогу нам провести аналіз розробки, оцінити реалізовані ініціативи та провести дорозробку родовищ. Для цього ми розробили комплексну програму геолого-промислових досліджень свердловин за всіма топ-40 родовищами. Ми плануємо створити сучасну базу даних для зберігання всіх ініціатив із розвідки та розробки родовищ. Це дасть змогу ранжувати ініціативи за обсягом очікуваного ефекту. Ця база даних доповнюватиметься результатами впроваджених ініціатив із метою оптимізації їхньої подальшої реалізації. Такі нововведення дадуть змогу знизити темпи падіння видобутку впродовж наступних 5 років. Про це йдеться в нашій стратегії розвитку до 2025 року. Вже після 2025 року стане можливим нарощення видобутку за рахунок нових активів, які нещодавно отримала компанія.

Поділіться, на яких саме нових активах буде сфокусована увага компанії в першу чергу?

Валентин Локтєв: Найшвидше ми зможемо отримати позитивні результати на площах із покладами газу у щільних породах, оскільки ми ці поклади вже достатньо добре вивчили та почали розробляти. Газ щільних порід зустрічається на багатьох наших родовищах. Раніше компанія не могла його видобувати через відсутність відповідних технологій та експертизи. Тепер ми маємо досвідчених фахівців і доступ до технологій і вже демонструємо перші результати (ExPro – у січні 2021 року.

Нафтогаз запустив у дослідно-промислову розробку Святогірське родовище – перше родовище газу щільних порід).

Наступним активом за рівнем перспективності є Чорноморський шельф. Ми вже плануємо проведення морської сейсміки та бачимо там великий потенціал. Далі ми маємо надію на глибоке буріння. Наш буровий флот значно оновився та дає змогу бурити швидше та глибше.

Хочу відзначити перспективність Карпатського регіону. Ми ухвалили рішення щодо детального перегляду всіх родовищ у цьому регіоні (понад 100) і вважаємо, що там ще є потенціал.

Не можу не згадати про велику Юзівську ділянку. Тут є як традиційні поклади газу, так і газ щільних порід.

На завершення хочу відмітити ще 4 ділянки (Балаклійську, Іванівську, Бузівську та Берестянську), за якими Нафтогаз та Уряд уклали угоди про розподіл продукції (УРП). До речі, ліцензії на ці ділянки нам нещодавно видала Держгеонадра. На цих ділянках частково проведено регіональну сейсміку, місцями раніше здійснювали розробку. Ці дані формують попереднє розуміння перспектив ресурсів, і вони дійсно мають привабливий вигляд. Більше того, ми навіть уже готові розпочати буріння на деяких ділянках, оскільки у нас є розуміння, що і де там можна знайти. У підсумку скажу, що саме ділянки УРП можуть забезпечити найшвидше нарощення запасів компанії.

Тобто можна вважати, що уже цього року розпочнеться робота на УРП-ділянках?

Валентин Локтєв: В принципі так, але варто зважати на те, що досвіду роботи саме з форматом УРП у нас ще не було. Я маю на увазі з юридичної точки зору. Тому поки що є багато запитань, як саме цей механізм працюватиме надалі. Наразі ми набираємо спеціалістів (project managers), які будуть ці проєкти з УРП-ділянками опрацьовувати з максимальною швидкістю.

На яких об’єктах необхідно зробити сейсміку у першу чергу, щоб зацікавити великих міжнародних інвесторів? Це мабуть Чорноморський шельф?

Валентин Локтєв: Не тільки на шельфі. Необхідно відразу зробити сейсміку і на УРП-ділянках, і на наших топ-10 грінфілдах і топ-40 браунфілдах. Це поширена практика в світі, коли власник ліцензій проводить розвідку ділянок, доводить їхній потенціал і після цього в проєкт заходять міжнародні інвестори. Тому наша ціль – провести якомога оперативніше сейсміку за допомогою сучасних технологій, доступних на міжнародному ринку та залучити досвідчених партнерів для подальшого розвитку проєктів.

У Нафтогазі є окремий підрозділ, який займається пошуком партнерів та інвесторів. Нещодавно головний виконавчий директор Групи Нафтогаз Отто Ватерландер повідомляв, що наразі ведуться переговори з 14 міжнародними потенційними партнерами. Компанія вже підписала меморандуми про наміри співпраці з трьома міжнародними компаніями – румунською OMV Petrom, ізраїльською Naphtha Israel Petroleum та польською нафтогазовою компанією PGNiG. Маємо надію, що невдовзі ці наміри перейдуть в конкретні переговори щодо тих чи інших проєктів.

Чи є вже якийсь перелік компаній, у тому числі і міжнародних, з якими Нафтогаз планує співпрацювати саме щодо сейсміки?

Валентин Локтєв: Ми хочемо залучити максимальну кількість компаній, міжнародних і локальних, які займаються сейсмікою, оскільки робіт планується багато, і їх необхідно зробити якісно та швидко. А разом із приходом міжнародних компаній із новими технологіями у сейсморозвідці такими, як зелена сейсміка та нові підходи щодо її прискорення, розвиватимуться і наші локальні компанії, що працюють в цьому сегменті.

Ми зацікавлені у розвитку ринку послуг сейсмічних досліджень. Якщо конкуренція розвиватиметься, українські видобувні компанії зможуть отримувати такі послуги дешевше, якісніше, швидше та більше.

Ще одним важливим моментом у проведенні сейсміки є вирішення питання доступу до землі. Ми ініціювали низку важливих регуляторних ініціатив, які дадуть змогу спростити доступ до ділянок. Наразі сервісні компанії часто стикаються з цією проблемою, а це негативно впливає на терміни виконання робіт.

А які плани в Нафтогазі щодо буріння в цьому році?

Валентин Локтєв: У цьому році ми маємо намір пробурити близько 200 тис. м погонних, з них 75-80 тис. м – це розвідувальне буріння. Якщо порівнювати з показником загальної проходки буріння минулого року, який становить понад 140 тис м, то це суттєве зростання.