ROGTEC Magazine Issue 35

Интервью ROGTEC: Томас Рид, Генеральный

директор Ruspetro

The ROGTEC Interview:Thomas Reed, CEO at Ruspetro

НОВОСТИ АНАЛИТИКА РАЗВЕДКА РАЗРАБОТКА БУРЕНИЕ И ДОБЫЧА

СПД: В поисках «среднего Баккена» на Верхнем Салыме

SPD: Hunting for the “Middle Bakken” at Upper Salym

35

РИТЭК: Термогазовое

воздействие на залежи баженовской свиты

RITEK: Thermal Gas Treatment

for the Bazhenov

ЛУКОЙЛ-АИК: Микросейсмический мониторинг

LUKOIL-AIK:Microseismic Monitoring

4 ROGTEC www.rogtecmagazine.com

Всю дополнительную информацию вы можете получить, связавшись с Дагом Робсоном, Директором Отдела Продаж.

www.rogtecmagazine.com

[email protected]

+34 952 904 230

20142-й RDCR,

26 и 27 марта 2014 запишите эту дату!

The Mobius Group с гордостью сообщает о дате проведения 2-го Круглого Стола Российских Буровых Подрядчиков (RDCR 2014) 26 и 27 марта 2014 года в Москве.

После обсуждения с принявшими участие в мероприятии в текущем году буровыми подрядчиками и спонсорами, было решено

провести RDCR 2014 в течение двух дней и расширить программу обсуждаемых технологий. К темам буровых установок и оборудования, буровых труб, долот и твердосплавных покрытий добавятся: выработка электроэнергии, контроль содержания твердой фазы, технологический контроль и обслуживание. 2-й RDCR, 26 и 27 марта 2014 – запишите эту дату!

Буровые технологии будущего доступны уже сегодня!

ROGTEC6

Tel: +350 2162 4000 Fax: +350 2162 4001 Suite 4, 10th Floor, ICC, 2a Main Street, PO Box 516, Gibraltar

Редакционная Коллегия Editorial: Шеф-редактор Editorial DirectorNick [email protected]

Редактор материалов по России Russian EditorBoris [email protected]

Bryan [email protected]

Отдел рекламы Sales:Директор по продажам Sales DirectorDoug Robson [email protected]

Верстка и дизайн Production / DesignКреативный дизайн Creative DirectorSaul Haslam

Условия подписки:Журнал ROGTEC выходит ежеквартально, стоимость подписки с доставкой по всему миру - 100 евро в год. Для дополнительной информации отправьте сообщение на [email protected].

Изменение адреса подписки: Просим своевременно присылать письменные уведомления об изменении адреса подписки на [email protected].

Журнал ROGTEC выходит ежеквартально и публикуется Mobius Group of Companies, Suite 4, 10th Floor, ICC, 2a Main Street, PO Box 516, Gibraltar. Частичная или полная перепечатка отдельных материалов из журнала ROGTEC допускается только после получения разрешения от Mobius Group.

Subscriptions:ROGTEC Magazine is published quarterly and is available on subscription for €100 per year, worldwide. Please contact [email protected] for further information.

Address changes. Please inform us of any address changes by writing to: [email protected].

ROGTEC Magazine is published quarterly by the Mobius Group of Companies, Suite 4, 10th Floor, ICC, 2a Main Street, PO Box 516, Gibraltar. No part of ROGTEC may be reproduced in part or in whole, without prior permission from The Mobius Group.

Изображение на передней сторонке обложки любезно предоставлено

Ruspetro

Front cover image is supplied courtesy of Ruspetro


100% без трещин и ремонтопригодные

Сокращает простои оборудования и увеличивает производительность! • Непревзойденнаянадежность• Отличнаязащитаобсадкиизамковыхсоединений• Нетребуетснятияранеенанесеннойармировки• Стоимостьповторногонанесенияна75%ниже, чемуконкурентныхтрескающихсяармирующих продуктов• ПозволяетсократитьНПВициклобслуживания• СертифицированныйFearnleyProcter NS-1™продуктдляновогоиповторного нанесенияповерхсуществующей конкурентнойармировки

Duraband®NCHardbanding

Дляпервичногоиповторного

использованияназамковыхсоединениях

идеальны для любых условий сильно отклоненные скважины

скважины высокосернистого газагеотермальные скважины вд/вт

поставляются большинством производителей труб и арендных

компаний

Лидерство через инновации -

Самые надежные в мире армирующие сплавы

Duraband®NCПоддержка обеспечена сетью в 200 компаний по нанесению во всем мире, на каждом континенте

[email protected]Тел.+447747468345

www.hardbandingsolutions.com

ROGTECwww.rogtecmagazine.com

СДЕЛАТЬ ОДИН РАЗ. СДЕЛАТЬ ПРАВИЛЬНО.

МНОГОСТАДИЙНЫЙ ГРП

www.packersplus.com

“За проверенными результатами, обращайтесь к новаторам многостадийного ГРП”

Наша запатентованная система StackFRAC® многостадийного ГРП в необсаженных скважинах устанавливается всего за 1 день путем активирования сброса шаров. Успешный опыт нашей работы подтвержден установкой свыше 11 650 систем по всему миру, обеспечив свыше 146 200 стадий разрыва - в различных пластах, в разнообразных условиях, для любых заказчиков. Свяжитесь с нами сегодня, и мы поможем вам найти лучшее решение в области заканчивания горизонтальных скважин.

Тел +7- 499-400-13-91

www.rogtecmagazine.com8 ROGTEC

Содержание Contents12

26

52

32

36

42

52

64

76

Баженовская свита: в поисках большой сланцевой нефти на

Верхнем Салыме - Часть 2

РИТЭК: Термогазовое воздействие на залежи баженовской свиты

Способы контроля ГРП в Западной Сибири

Интервью ROGTEC: Томас Рид, Генеральный директор Ruspetro

Роснефть: бассейновое моделирование для оценки перспектив нефтегазоносности акваторий

Нетрадиционная разведка!

ВСТО сдерживает добычу

Интервью ROGTEC: Эндрю Винсенти, региональным менеджером Packers Plus по

Европе, России и СНГ

The Bazhenov Formation: In Search of Big Shale Oil in Upper Salym - Part 2

RITEK: Thermal Gas Treatment at the Bazhenov

Hydraulic Fracture Mapping in Western Siberia

The ROGTEC Interview: Thomas Reed, CEO of Ruspetro

Rosneft: Basin Modeling to Assess the Hydrocarbon Potential of Offshore Areas

Exploring Unconventionally!

ESPO: Holding Back Production

Closure Interview: Paul Higginson, Area Manager Europe, Russia & CIS, Packers Plus

3612

AСИЛА ИННОВАЦИЙ / ПОВЫШЕНИЕ БЕЗОПАСНОСТИ РАБОТ

ЭФФЕКТИВНАЯ И БЕЗОПАСНАЯ РЕЗКА ТРУБ

ПОВЫШЕНИЕ БЕЗОПАСНОСТИ РАБОТСкважинный труборез Well Cutter® позволяет эф-фективно извлекать из скважины бурильные и обсадные трубы без применения взрывчатых и химических веществ.

Инструмент, спускаемый в скважину на каротаж-ном кабеле с возможностью точного контроля глубины, оснащен самоцентрирующейся вращаю-щейся головкой для абразивного истирания мате-риала трубы, исключающего появление стружки. В результате поверхность среза получается ров-ной и гладкой, позволяющей исключить необхо-димость дополнительной СПО для ее полировки.

Скважинный труборез Well Cutter® – это более безопасный, быстрый, надежный и экономически эффективный, по сравнению с другими техноло-гиями, инструмент для отрезания труб.

ИДЕАЛЬНЫЙ РАЗРЕЗЗаказчику, работающему на российском шельфе, потребовалось разрезать мандрель пакера из ста-ли Super 13Cr, чтобы извлечь компоновку для ин-теллектуального заканчивания скважины, не по-вредив при этом линии управления. Поставленная задача была выполнена при помощи трубореза Well Cutter® в интервале скважины с углом 44,50° примерно за четыре часа.

«Отличная работа и идеальный разрез именно в том месте, где нужно, - в самую точку», – отзыв о безупречно проведенной операции по извлече-нию пакера.

Контактная информация: менеджер по развитию бизнеса Кирилл Кирсанов • ООО Welltec Oilfield Services Россия • 125284 Москва • Беговая ул. 3/1 • бизнес-центр Nordstar • 31й этаж, тел. +7 495 287 6630 • www.welltec.com

СКВАЖИННЫЙ ТРУБОРЕЗ WELL CUTTER®

10 ROGTEC

Я рад приветствовать Вас на страницах 35-го выпуска журнала ROGTEC. Я считаю, что этот год был для российского нефтегазового сектора весьма интересным и захватывающим. Основными моментами прошедшего года стали: окончательная интеграция между Роснефтью и ТНК-BP, изменение ставки НДПИ для трудноизвлекаемых запасов, которая потенциально позвонит увеличить коммерческую выгоду для недропользователей при разработке данного типа месторождений, и новость о том, что Россия либерализирует экспорт СПГ, а это уже отличная новость для независимых производителей газа, которые смогут с лихвой удовлетворять растущий спрос на СПГ в Азиатско-Тихоокеанском регионе.

Мы продолжаем расширять наши знания в теме разработки российских трудноизвлекаемых запасов. В этом выпуске опубликована вторая часть статьи от Салым Петролеум Девелопмент - “Баженовская свита: в поисках большой сланцевой нефти на Верхнем Салыме”. Мы получили отличные отзывы по первой части статьи и продолжаем следить за поиском “Центрального Баккена” в баженовской свите. Эксперты СПД уверены, что геология формации Баккен и баженовской свиты весьма схожи, поэтому, пожалуйста, обратитесь к странице 12 чтобы прочесть данную статью. Мы также приветствуем компанию РИТЭК в качестве участника данного выпуска. РИТЭК предоставила нам весьма ценный материал по технологиям, которые применяются в компании для повышения нефтеотдачи на месторождениях с отложениями баженовской свиты. Термическая обработка газа (не следует путать данную технологию с парогравитационный дренажем (ПГД)) включает в себя введение сжатого воздуха в скважины. Последующая химическая реакция нагревает углеводороды, увеличивая нефтеотдачу. Первоначальные тесты были положительными, и Вы можете ознакомиться с ними, пройдя на страницу 26.

Далее последуют: статья от компании Лукойл по теме применения микросейсмического мониторинга при проведения ГРП и отличное интервью Томаса Рида, Исполнительного директора RusPetro, обсуждающего обустройство низкопронициаемых коллекторов. Продолжая данную тематику, мы рады объявить о 1-ой UOR, Технологической конференции “Нетрадиционная нефть в России”, которая пройдет 14 Мая 2014 года в Москве.

Сосредоточенная на применении новых технологий бурения и добычи на месторождениях с трудноизвлекаемыми запасами, конференция будет включать в себя практические примеры работы ведущих недропользователей, круглые столы, а также презентации новых технологий и методик от ведущих компаний-производителей в этой области. Оставьте этот день свободным для посещения UOR-2014 и проследуйте на www.uorc.net для получения более подробной информации.

Завершают последний выпуск этого года материалы от наших регулярных участников: Роснефти, RPI, ВНИИГАЗа и Дэвид Бэмфорда.

Время пролетает очень быстро, и мы приближаемся к RDCR-2014, пожалуйста, убедитесь, что Вы оставили место в своем календаре для посещения 2-го Круглого Стола Российских Буровых Подрядчиков. 26 и 27 Марта 2014 года в отеле Балчуг Кемпински Москва состоится самый большой в России сбор буровых профессионалов из нефтегазового сектора. На данный момент мероприятие все еще располагает ограниченным количеством свободных спонсорских позиций и возможностей для выступления перед аудиторией, поэтому, пожалуйста, свяжитесь с нами, если у Вас имеется интерес к участию.

Я также хотел бы воспользоваться возможностью поздравить всех наших читателей с Рождеством и пожелать им успехов в Новом Году!

С наилучшими пожеланиями,

Ник ЛуканШеф-редактор[email protected]


Колонка шеф-редактора

12 ROGTEC www.rogtecmagazine.com

Dear Readers,Welcome to issue 35 of ROGTEC Magazine. It has been an interesting, if not spectacular year for the Russian oil and gas sector. Highlights include the final integration between Rosneft and TNK-BP, the change in the Mineral Extraction Tax that is making Russia’s unconventional reserves potentially more commercial for operators to develop and the news that Russia will press ahead with reforming its LNG export market in a move to meet the growing demand for energy from Asia-Pacific markets.

Focussing again on Russia’s vast unconventional resources, this issue of ROGTEC sees part 2 of Salym Petroleum Development’s “Bazhenov - In Search of Big Shale Oil in Upper Salym”. We had a great response to the first part of this article and the follow up this issue looks at the search for the “Middle Bakken” at the Bazhenov. Experts at SPD are confident that there is similar, shared geology between the Bakken and the Bazhenov, so please turn to page 12 to read the article. We also welcome RITEK on board as a contributor. RITEK have written a great piece on the technology they are implementing to enhance oil recovery at their fields in the Bazhenov formation. Thermal Gas Treatment, not to be confused with similar technologies such as SAGD, involves compressed air being injected into the wells. The subsequent chemical reaction heats the hydrocarbons to enhance production. Initial tests have been positive – please turn to page 26 to read further.

Further articles on this subject include a piece on Lukoil’s implemention of microseismic monitoring of hydraulic fractures and a great interview with Thomas Reed, CEO of Ruspetro, looking at the development of their tight reservoirs. Continuing on this theme, we are pleased to announce the 1st UOR, Unconventional Oil Russia Technology Conference, being held in Moscow on the 14th May 2014. Technology focussed, the conference will include case studies from the leading regional operators,

EDITORSNOTESEditors Notes

roundtable discussions and technology presentations from the leading vendors in this area. Save the date, and visit www.uorc.net for further information.

We also have pieces from Rosneft, RPI, VNIIGAZ and our regular contribution from David Bamford to top off a great issue to end the year.

Time is also ticking by fast to the RDCR 2014, so make sure you save the dates in your diary. The 26th & 27th March next year will see Russia’s largest gathering of drilling professionals at the Kempinsi Baltschug Hotel in Moscow. There are limited sponsorship and presentation slots still remaining so please get in contact with us should you wish to attend.

I would also like to take this opportunity to wish all of our readers a very Happy Christmas, and all the best for a prosperous New Year.

Best regards,

Nick LucanEditorial Director

[email protected]

13ROGTECROGTECwww.rogtecmagazine.com

Надежность. Опыт внедрения. Качество.На протяжении последних десяти лет, соединения TenarisHydril Blue® не перестают доказывать высокую функциональность благодаря возможностям, превосходящим высокие отраслевые стандарты. Невзирая на периодические изменения в испытательных протоколах API RP 5C5, данная тенденция указывает на аналогичные в перспективе высокие показатели. Соединения Blue® отличаются уникальными характеристиками, обеспечивающими равносильную самой трубе 100% герметичность соединений, высокую устойчивость к перегрузкам и универсальность для работы во всех средах.

Надежность и эффективность при эксплуатации данных соединений неоднократно доказана на практике при использовании в самых сложных эксплуатационных условиях по всему миру. Без сомнений, выбор весьма очевиден. Узнайте подробней о соединениях Blue® и их эксплуатационных характеристиках по ссылке www.tenaris.com/blue.

Технология, определяющая разницу.

Руководство по использованию TenarisHydril Приложение доступно в App Store

TRUE BLUE

®

• 70 испытаний по стандарту ISO 13679 CAL IV

• Применение в 70 странах

• Выбор 200-ми операторами

• Спуск 7 млн. футов трубы с соединениями по технологии Dopeless®

ten102_ROGTECblue_ad0503.indd 1 5/6/13 8:59 AM

14 ROGTEC

НЕТРАДИЦИОННЫЕ УГЛЕВОДОРОДЫ


Баженовская свита: в поисках большой сланцевой нефти на Верхнем СалымеThe Bazhenov Formation: In Search of Big Shale Oil in Upper SalymЧасть 2 - Part 2

Алексей Д. Алексеев Ведущий петрофизик «Салым Петролеум Девелопмент Н.В.», к.т.н.

Aleksey D. Alekseev Senior Petrophysicist of Salym Petroleum Development N.V., Ph.D. (Geoscience)

15ROGTEC

Настоящая статья посвящена работе, которая проделана в компании «Салым ПетролеумДевелопмент Н.В.» (СПД) при подготовке к проекту опытно-промышленной эксплуатации баженовской свиты. Реализованная программа исследований позволила выявить уникальные геологические особенности баженовской свиты Верхне-Салымского месторождения, которая по своему принципиальному строению оказалась очень похожа на формацию Баккен в США, что дает возможность её разработки хорошо зарекомендовавшими себя методами.

В поисках «среднего Баккена» на Верхнем СалымеКак отмечено в первой части статьи (ROGTEC № 34), вовлекать сланцевые формации в разработку можно двумя способами. Первый способ связан с поиском высокопродуктивных зон дистанционными методами и последующим бурением вертикальных скважин в перспективных зонах. Этим путем советские и российские нефтяники шли и продолжают идти последние 45 лет и добыли не более 5 млн. тонн нефти. При огромном потенциале баженовской свиты это крайне низкий результат. Второй путь – это путь успеха формации Баккен, когда нефтематеринские сланцы разрабатываются за счет наличия в среднем Баккене карбонатных и песчаных прослоев. Изначально эти включения имеют очень низкие фильтрационно-емкостные свойства, но за счет гидровлического разрыва пласта в них создаются искусственные трещины, а наличие протяженных горизонтальных стволов скважин обеспечивает большую площадь дренирования. В США, в штате Северная Дакота, этот подход позволил за 4 года увеличить добычу на 412% [31]. Основными критериями, обеспечивающими рентабельную разработку Баккена, является проводка горизонтально ствола в наиболее «чистом» доломите или песчанике, заложении скважин в зонах естественной напряженности благоприятной для развития искусственной трещиноватости и использовании аномально-высокого пластового давления в процессе разработки (АВПД) [33]. Из-за отсутствия иных способов поддержания пластовой энергии наличие аномально высокого пластового давления является одним из ключевых фактов, который определяет «жизнь» скважины.

Верхне-Салымское месторождение расположено в 150 км к югу от знаменитого Салымского месторождения, где отмечено наибольшее количество баженовских фонтанов. За свою историю изучения начиная 1966 г. по сей день самые большие притоки из баженовской свиты на Верхнем Салыме не превысили 10-15 м3/сут., но и те под большим сомнением. Проведенное СПД длительное тестирование, показало, что уже через несколько суток при стартовом дебите в 20-40 м3/сут скважина стабильно будет давать только 1-2 м3/сут.

This article looks at the work performed by Salym Petroleum Development N.V. (SPD) for the pilot development of the Bazhenov Formation. The research program has helped to identify key geological features of the Bazhenov Formation of the Upper Salym field, which have helped define ways of drilling, completion, field development and НС reserves estimation.

In Search of the “Middle Bakken” in the Upper SalymAs noted in the first part of this article (ROGTEC #34), there are two ways to develop shale oil formations. The first method is to search for “sweet spots” using remote methods (seismic, etc.) followed by the drilling of exploration wells in areas that appear promising. This is way the Soviet and Russian oil companies have been approaching it for the last 45 years, and they have produced no more than 5 million tonnes of oil in that time. This is an extremely low yield when you bear in mind the potential of the Bazhenov Formation. The other way to attack the formation is along the lines of the Bakken. Successful development of this formation became to possible due to dolomites and sandstones within Middle Bakken. Initially, these layers have very low permeability, but with the use of hydraulic fracturing, fractures are created which allow the hydrocarbons to migrate to the wellbore. As an example, this approach allowed a 412% increase in North Dakota over a 4 year period [31]. At the Bakken formation, the main reason for economical production is through the drilling of horizontal wellbores in pure dolomite and sandstone of Middle Bakken. Drilling also takes place under extreme high reservoir pressure, and is carried out in areas that are favourable to the development of artificial fractures [33].

Because of the lack of other ways the reservoir pressure support, the availability of ABFP is one of the key factors that determines the “life” of a well in terms of economic development.

Upper Salym is located about 150 km south of the famous Salym field, which has the highest number of natural flows in the Bazhenov formation. However, since 1966, the largest flow rates have not exceeded more than 10-15 m3/day, but even they are now in serious doubt. SPD have conducted extensive testing, and as an example, a well with starting production rates of 20-40 m3/day, reduced to a production rate of only 1-2 m3/day. With this lack of significant natural flow rates the strategy selection is obvious – to find something similar to the Middle Bakken at the Bazhenov Formation, drill horizontal bores, and perform multi-stage hydraulic fracturing in accordance with the North American experience, only adjusted for the Bazhenov Formation.

Figure 1 shows the geological and geophysical characteristics of the Bazhenov Formation at Upper Salym. These include four sets of data: standard and special open hole logs (I-IX); special core analysis (SCAL) data (X-XIII); mud logging (XIV-XV); and thermometry log (T-log) during water injection test (XVI). The coincidence of GR curves (II) in

ROGTEC

UNCONVENTIONAL


16 ROGTEC



various studies ensures that all data are interrelated.When analysing the petrophysical evaluation plot of Figure1, no specialist will have any problems defining the mineral composition, reservoir properties and the permeability. This indicates that there is no “mystery” to the Bazhenov, but only a lack of necessary evidence and data. As can be seen from the graph, mud cake, which is a direct indication of a carrier bed (reservoir), is found at the Bazhenov Formation of Upper Salym. The fact that this interval is a reservoir has been confirmed by nuclear magnetic resonance logs (NMR) with the presence of free fluids via the distribution of T2 (VIII) and by highly-precise T-logs during the injection test (XVI). The low Poisson’s ratio, and large values of the Young’s modulus (IV) indicate that this interval contains both brittle and hard variations. A relatively low horizontal stress of the surrounding rocks (V) indicates that this interval has partly reached its fracturing capacity, which is confirmed by the drilling induced fracture according to the FMI (IX). This carrier bed has a thickness of about 8 meters, and its mineral composition includes silicite with minor admixtures of shale materials (X). Its porosity reaches 12-13% (XI), and the permeability is either 1mD (XII) or higher.

Due to the contrasting characteristics we can expect to accurately predict the properties of this body using seismic

В условиях отсутствия больших естественных дебитов выбор стратегии очевиден – найти аналог среднего Баккена в баженовской свите, прокладывать в нем горизонтальные стволы и делать многостадийный ГРП в соответствии с северо-американским опытом с поправками на особенности баженовской свиты.

На рис.1 представлена геолого-геофизическая характеристика баженовской свиты Верхне-Салымского месторождения, на которой представлены четыре совокупности данных: каротаж в открытом стволе (I-IX), керновые данные (X-XIII), ГТИ в процессе бурения (XIV-XV) и термометрия в процессе закачки воды в пласт (XVI). Совпадение кривых GR (II) разных исследований гарантирует, что все данные взаимоувязаны.

Анализируя материалы рис.1 у любого специалиста не возникнет проблем с выделением коллектора, определения его фильтрационно-емкостных свойств и минерального состава, что свидетельствует о том, что «загадочного бажена» в принципе не существуют, есть только патологический недостаток необходимых фактических данных. Как видно из этого рисунка, в середине баженовской свиты Верхне-Салымского месторождения выделяется геологической тело,

I II III IV V VI VII VIII IX X XI XII XIII XIV XV XVISP,mV

RT, OhmmCALI, mm

GR PLTGR coreGR, APINEU, v/v DEN, g

/cc

VE, GPa S H

, KPa

Vp

MCALI, m

m

Vst T2-NMR FMI XRA PORO, %

PERM, m

D

PI, geo

chem

C5C4 ROP T,

gr. C

20 12 00.01 1 10

50m

-1 -2 -3 -4 -5 -6 -7 -8 A, B, C -reservoirs

Рис.1 Геолого-геофизическая характеристика баженовской свиты Верхне-Салымского месторождения: 1 – кальцит; 2 – силицит; 3 – слюда; 4 – апатит; 5 – доломит; 6 – полевой шпат; 7 – смектит-иллит; 8 – пирит.

Fig.1. Geological and geophysical characteristics of the Bazhenov Formation of Upper Salym: 1 – calcite, 2 – silicite, 3 – mica, 4 – apatite, 5 – dolomite, 6 – feldspar, 7 – smectite+ illite, 8 – pyrite.

17ROGTECROGTEC

UNCONVENTIONAL


data. According to the results of geochemical core analyses, this interval is characterized by a clear positive anomaly per the geochemical productivity index (PI) (XII). Based on this, It is clear that this layer is similar in make up to the Middle Bakken.

According to the mud logging results (XIV), in the cross section of the Bazhenov Formation of Upper Salym there are three separate reservoirs: A – in the Upper Bazhenov, B – in the Middle Bazhenov, and reservoir, with C is on the border with the underlying Abalak formation. The best of them is reservoir B in the Middle Bazhenov, which is also characterized by a significant increase of the rate of penetration while drilling (XV). Reservoirs A and C in this case are not sufficiently developed.

Incidentally, only the presence of several reservoirs having different formation pressure can explain the specific Bazhenov Formation behaviour when in the process of drilling, during loss of circulation, a spontaneous oil natural flow or blowout occurs. This loss of drilling mud circulation, due to intense absorption, after pulling the bit out of the Bazhenov Formation which caused the majority of the accidents involving uncontrolled oil blowouts. The mechanism of spontaneous natural flow from the Bazhenov Formation can be described as follows. As is well known, it is characterized by a significant AHFP, and enclosing deposits have a pressure similar to hydrostatic deposits. On the border of the Bazhenov Formation and the underlying Abalak formation there is a 1-4-meters carbonate interlayer, which was marked by V.I. Belkin at the Salym field as KS1 [17]. This interlayer is represented in some areas by cavity fractured dolomite, the permeability of which may be equal to several Darcies. Overbalanced drilling is used for the well, so the penetration of this formation is accompanied by a significant amount of lost circulation, which results in a significant reduction in bottomhole pressure causing drawdown and stimulating the inflow in permeable intervals of the Bazhenov formation. Similar things were seen while drilling the well #153 of the Palyanovsk field, which almost led to an accident [38].

The abnormally high formation pressure (AHFP) determines another specific feature of the Bazhenov Formation, which has a critical impact on productivity. Fig. 2 shows a graph of the formation pressure and stresses with depths built according to the geomechanical modelling using the results of actual tests performed directly in the wells. As can be seen from Fig. 4 the formation pressure in the best reservoir is almost identical in value to the minimum horizontal stress, i.e. with hydraulic fracturing pressure. Thus, if the Bazhenov is penetrated with at least a minimum overburden on the formation, it is very likely that it has undergone hydraulic fracturing with drilling mud, where the mud solids acted as the propping agent. Currently, most drilling fluids are shale-based, so such hydraulic fracturing leads to a deep clogging of even the most permeable zones. The greater the overburden, the more we see of this effect. For this reason,

против которого каверномер (I) и микрокаверномер (VII) зафиксировали глинистую корку, что является прямым качественным признаком коллектора по геофизическим исследованиям (ГИС). То что этот интервал является коллектором, подтверждает ядерно-магнитный каротаж наличием свободных флюидов по распределению Т2 (VIII) и данные высокоточной термометрии во время нагнетательного теста (XVI). Близкий к нулю коэффициент Пуассона и большие значения модуля Юнга (IV) свидетельствуют о том, что этот интервал представлен хрупкими и твердыми разностями, а пониженный относительно вмещающих пород горизонтальный стресс (V) свидетельствует о том, что свою возможность растрескиваться этот интервал частично реализовал, что подтверждается заметной техногенной трещиной по данным сканера FMI (IX). Это геологическое тело имеет мощность около 8 метров и по своему минеральному составу представлено силицитом с незначительными примесями глинистых материалов (X). Его пористость достигает 12-13% (XI), а проницаемость 1мД (XII) и выше. Из-за своих контрастных характеристик имеются хорошие предпосылки для прогнозирования свойств этого тела по данным сейсморазведки. По результатам геохимических исследований керна этот интервал характеризуется явной положительной аномалией по геохимическому индексу продуктивности (PI) (XII). Очевидно, что по совокупности критериев этот объект более всего подходит на роль аналога среднего Баккена.

По данным газового каротажа (XIV) в разрезе баженовской свиты Верхне-Салымского месторождения выделяются три изолированных резервуара: А – в верхней пачке баженовской свиты, В – в её середине и резервуар С – на границе с подстилающей абалакской свитой. Наилучшим из них является резервуар В в середине свиты, он так же характеризуется значительным увеличением скорости проходки при бурении (XV). Резервуары А и С в данном случае недостаточно развиты.

Кстати, только наличием нескольких резервуаров, имеющих разное пластовое давление, можно объяснить характерное для баженовской свиты поведение, когда в процессе бурения при поглощении бурового раствора возникает самопроизвольный перелив или фонтанирование нефтью. Именно потеря циркуляции бурового раствора из-за интенсивного поглощения после выхода долота из баженовской свиты стала причиной большинства аварий сопровождающихся неконтролируемыми нефтяными фонтанами. Механизм самопроизвольного выхода баженовской свиты на фонтан можно описать следующим образом. Как известно, она характеризуется значительным АВПД, причем вмещающие отложения имеют давление близкое к гидростатическому. На границе баженовской

18 ROGTEC



the true potential of this section of the Bazhenov Formation could possibly be much better than the results that we have seen from well testing. To estimate it, a balanced hole should be drilled, although this carries a higher risk of a blowout. In fact, it is important to pay attention to the equivalent circulating density (ECD) while drilling. ECD is much easier to control when there is a large gap between the drilling tool and the borehole wall. For this reason, the most commonly used well completion technique at the Bazhenov Formation is to use small diameter liners. However, this is initially non-optimal, as it increases the risk of creating deep clogging of the bottom-hole zone due to induced fracturing.

The proximity of the values of the formation pressure to the hydraulic pressure may be one of the reasons why a well, once shut in due to the blowout, cannot then be brought

свиты и подстилающей её абалакской свитой залегает 1-4 метровый карбонатный прослой, который В.И. Белкин на Салымском месторождении назвал КС1 (коррелируемый слой) [17]. Этот пропласток в отдельных случаях представлен трещинно-кавернозным доломитом, проницаемость которого может достигать несколько Дарси. Скважина бурится на репрессии, поэтому вскрытие такого пласта сопровождается значительным поглощением бурового раствора, что влечет за собой существенное снижение забойного давления, из-за чего создается депрессия и проницаемые интервалы баженовской свиты выходят на приток. Последний подобный случай произошел при бурении скважины №153 Пальяновского месторождения, что чуть не привело к аварии [38].

Аномально высокое пластовое давление обуславливает еще одну особенность баженовской свиты, имеющую критически важное влияние на продуктивность. На рис. 4 представлены графики изменения пластового давления и стрессов с глубиной, построенные по данным геомеханического моделирования с использованием результатов фактических тестов, проведенных непосредственно в скважинах. Как видно из рис. 2 пластовое давление в наилучшем резервуаре практически совпадает по величине с минимальным горизонтальным стрессом, т.е. с давлением гидроразрыва. Таким образом, если баженовская свита вскрыта хотя бы на минимальной репрессии это с большой вероятностью означает, что она претерпела гидроразрыв буровым раствором, где в качестве проппанта выступили его твердые частицы. В настоящее время большинство растворов являются глинистыми, поэтому такой гидророразрыв влечет за собой глубокую кольматацию наиболее проницаемых зон. И этот эффект тем больше, чем больше репрессия. По этой причине истинный потенциал разреза баженовской свиты может, оказаться гораздо лучшим, чем мы видим по результатам опробования скважин. Чтобы его оценить, в идеале нужно пробурить скважину на равновесии, но это сопровождено с большими рисками получить некотролируемые выбросы. На самом деле, достаточно при бурении уделить повышенное внимание эквивалентной циркуляционной плотности (ECD). ECD гораздо легче контролировать в случае большого зазора между буровым инструментом и стенкой скважины. По этой причине наиболее распространенная технология вскрытия баженовской свиты хвостовиками малого диаметра изначально является неоптимальной, так как увеличивает риск создания глубокой кольматации призабойной зоны, вследствие непроизвольного гидроразрыва.

Близость величин пластового давления к давлению гидроразрыва может являться одной из причин, объясняющих почему раз заглушенную из-за активных «баженовских» нефтепроявлений скважину, потом

0 70Pressure, MPa

100m

1- 3- 2-

ABC

-4 -5 -6

Рис. 2. Графики изменения пластового давления и стрессов с глубиной: 1 – пластовое давление; 2 – вертикальный стресс (горное давление); 3 – минимальный горизонтальный стресс (давление гидроразрыва); 4 – Тест на образование трещин (Diagnostics fracture injection test (DFIT)); 5 – мини ГРП без проппанта (Leak of test (LOT)); 6 – измерение пластовых давлений экспресс-тестером XPT; А , В, С – положение верхних границ резервуаров баженовской свиты.

Fig. 2. Graphs of the formation pressure and stress variations with depth: 1 – formation pressure, 2 – vertical stress, 3 – the minimum horizontal stress, 4 – diagnostics fracture injection test (DFIT); 5 – Leak of test (LOT); 6 – measurement of formation pressure with the express tester XPT; A, B, C – the position of Bazhenov Formation reservoirs tops.

19ROGTECROGTEC

UNCONVENTIONAL


не удается вывести на высокодебитный приток. По-видимому, этим же явлением можно объяснить, почему скважины, пробуренные рядом в одних и тех же геологических условиях при полном «портретном» сходстве каротажных диаграмм, дают зачастую совершенно противоположные результаты.

С баженовской свитой связано очень много вопросов и неопределенностей, которые делают её разработку очень рискованной и не позволяют инвесторам сформировать хоть сколько-нибудь обоснованного плана инвестиций. Пожалуй, одним из самых первым в этом списке стоит вопрос о её запасах легкой нефти. То что ресурсный потенциал этих отложений очень велик не вызывает никакого сомнения. Залежи нефти не содержат подошвенных и законтурных вод, а имеющееся содержание связанной воды очень низкое, поэтому можно считать, что отложения баженовской свиты насыщенны углеводородами от кровли до подошвы.

На рис.3 представлен геоло-геофизический планшет вместе с данными лабораторных и

to a high flow rate. Apparently, the same phenomenon may explain why wells drilled nearby in the same geological conditions with similar logs, often produce quite different results.

The Bazhenov Formation is shrouded by many questions and uncertainties, which make its development very risky and does not allow investors to prepare anything close to a sound investment plan. Perhaps one of the first questions to ask is regarding its reserves of light oil. The fact that the resource potential of these deposits is very large is not in any doubt. Oil deposits do not contain bottom and aquifer waters, and the available content of bound water is very low, so we can assume that the deposits of the Bazhenov Formation are saturated with hydrocarbons from the top to bottom.

Figure 3 shows the geological data, together with the lab data of the cores. As mentioned, within Upper Salym in the middle of the Bazhenov Formation there is carrier bed (5), which is almost identical to the sandy Middle Bakken. It has been well determined through standard logging,

Рис.3. Геоло-геофизический планшет вместе с данными лабораторных и геохимических исследований керна: 1 – глинистая корка; 2 – содержание свободных нефтеподобных углеводородов; 3 – нефтегенерационный потенциал, представляющий собой углеводородные продукты пиролиза керогена и смолисто-асфальтеновых веществ; 4 – характерные показания радиоактивных методов в среднем бажене; 5 – геологическое тело, которое является аналогом песчаного среднего Баккена.

Figure 3. Petrophysical evaluation plot together with laboratory and geochemical studies of the core: 1 – mud cake, 2 – content of free oil-like hydrocarbons, 3 – oil-generating potential, represented by hydrocarbon products of kerogen pyrolysis and bitumen- asphaltene substances, 4 – Middle Bazhenov specific readings of radioactive logs, 5 – geological layer, which is analogous to the sandy Middle Bakken.

I II III IV V VI VII VIII IX X XISP,mV

RT, OhmmCALI, mm

GR, APINEU, v/v

VE, GPa S H

, KPa

Grain

DEN,

PERM,

PI, geo

chem

T, gr.

C

2

50m

-1 -2 -3 -4 -5

30 17 S2 20 00.01 10% mD

PORO,S1TOC, %g/c

c3

U.B

AZ

HM

.BA

ZH

L.B

AZ

HA

BA

LA

K

20 ROGTEC



and according to the caliper data, that there is mud cake present. It has also been characterized by a local negative anomaly by gamma-ray (GR) and a positive anomaly by the neutron log (NEU) ( II). Highly-precise thermometry data during production testing (XI) indicates that this interval will produce an inflow of formation fluids into the wellbore. According to the laboratory testing results from unextracted cores, this layer has an average porosity of 12-13%, and permeability of about 1 mD (IX, X). It is also characterized by almost a constant value of the grain density of the rock (V). Determination of the organic content (VI) with the Rock-Eval 6 shows that this interval has a reduced content of organic matter, sometimes close to zero. That is, in the aggregate characteristics, it is almost indistinguishable from a conventional reservoir with low permeability and reservoir properties, so the geological reserves of oil in it can be estimated by the traditional volumetric method using a common set of logging data where the porosity is calculated from density logs, and the NET is determined by the combination of three methods: gamma ray, neutron logging and caliper.

It is well known that the fracturing capacity of voids has no significant impacts on the volume of reserves, so the only significant barrier for using the traditional volumetric method is the oil saturation coefficient. The Bazhenov rocks are oil-wet rock and characterized by very high electric formation resistivity, so it is definitely high, but how exactly how high is still to be determined. For now one can apply some value from amongst the range most frequently used in the literature from 0.85 to 0.95 [18].

On this basis, it is possible to estimate the oil reserves of the Middle Bazhenov by conventional methods. The oil is also quite conventional, but is contained in a section with very low permeability and reservoir properties.

To estimate the rest of the oil resources of this section is no mean feat. In addition to the mineral component of the Bazhenov Formation there are abundant organic substances which can be in a solid state (kerogen), and also light oil, bitumen, and asphaltenes. Due to the extremely low permeability in a bigger part of the section, the definition of oil saturation by direct laboratory methods is difficult. For these purposes, some other countries use the method of retort steps (SPE 147456), in Russia the most popular are geochemical methods.

In the Bazhenov Formation, there are two types of light oil, which are quite different in terms of recovery, and they, therefore, definitely need to be separated when calculating reserves. The difference between the oils can be most easily explained by the cross-plot shown in Fig. 4 [8].

This cross-plot shows a comparison of the total organic content (TOC, %) and the Rock-Eval parameter S1, characterizing the availability of oil-like hydrocarbons.

геохимических исследований керна. Как уже отмечалось, в пределах Верхне-Салымского месторождения в середине баженовской свиты развито геологическое тело (5), которое является практически полным аналогом песчаного среднего Баккена. Оно очень хорошо выделяется по методам стандартного каротажа: имеется явновыраженная глинистая корка (1, трек I) по данным каверномера (CALI); а так же он характеризуется локальной отрицательной аномалией по гамма-каротажу (GR) и положительной аномалией по нейтронному (NEU) (II). Данные высокоточной термометрии во время работы скважины на приток (XI), свидетельствуют о том, что этот интервал обеспечивает приток пластовой жидкости в скважину. По результатам лабораторных исследований неэкстрагированного керна, это тело в среднем имеет пористость 12-13%, проницаемость около 1 мД (IX,X) и характеризуется практически постоянным значением минеральной матрицы скелета породы (V). Определение органического вещества (VI) с помощью установки Rock-Eval 6 показывает, что этот интервал имеет пониженное содержание органики, местами близкими к нулю. То есть по совокупности характеристик, он почти ничем не отличается от обычного коллектора с низкими фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС), поэтому геологические запасы нефти в нем могут быть оценены по традиционному объемному методу с использованием обычного расширенного комплекса геофизических исследований, где пористость рассчитывается по данным плотностного каротажа, а эффективные толщины определяются по совокупности трех методов: гамма-каротажа, нейтронного каротажа и каверномера.

Общеизвестно, что трещинная составляющая пустотности, ввиду своей незначительности, заметного влияния на величину запасов не оказывает, поэтому единственным существенным барьером для применения объемного метода подсчета запасов нефти в этом прослое остается коэффициент нефтенасыщенности. Породы баженовской свиты являются гидрофобными, характеризуются очень высокими удельными электрическими сопротивлениями, поэтому он однозначно высокий, насколько предстоит еще выяснить, а пока можно задаться каким-нибудь числом из наиболее часто используемого в литературе диапазона от 0,85-0,95 [18].

Таким образом, существует возможность оценить запасы нефти в коллекторской части среднего бажена традиционными методами, по своей сути, и находящаяся в нем нефть тоже является вполне традиционной, но содержится в разрезе с очень

21ROGTECROGTEC

UNCONVENTIONAL


The Bazhenov Formation is an oil source rock, in which the process of transformation of organic matter is not yet complete. The hydrocarbons have not lost a genetic link to the original organic matter and is contained in sealed pores, which were created due to the transition of a solid organic matter into a liquid. This oil is also called proto-(micro-) oil, and in the organic geochemistry these hydrocarbons are called autochthonous. It is because of them an AHFP has developed in the Bazhenov Formation because the volume of generated bitumen is higher than the volume of the original organic matter. In addition to the autochthonous (“bound” –

associated to the source rock) hydrocarbons there are mobile (“mobile” – not associated to the source rock) hydrocarbons, which have lost their association with the original organic matter, but they have not left the oil source stratum. They are called paraautochthonous, and the corresponding oil is sometimes called macro-oil. Fig. 4 shows exactly how one can separate parautochthonous hydrocarbons from autochtonous. In other words, how to distinguish «mobile» oil from “bound” oil using methods of geochemical analysis of the core. Thus, if there are more hydrocarbons than the organics can produce under these circumstances in principle, it means that they have migrated from other parts of the oil source stratum, so they are mobile. In itself, this method is an independent geochemical method of determining reservoirs in shale formations. It is developed in the VNIGNI Geochemical Centre, managed by M.V. Dakhnova [39].

низкими фильтрационно-емкостными свойствами.Оценить ресурсы нефти остальной части разреза является нетривиальной задачей. Кроме минеральной составляющей породы баженовской свиты изобилуют органическим веществом, которое может быть в твердом состоянии (кероген), так же в виде продуктов его преобразования: легкой нефти, битумоидов, смол и асфальтенов. Из-за сверхнизкой проницаемости в большей части разреза, определение нефтенасыщенности прямыми лабораторными методами затруднено. Для этих целей на западе используется метод ступенчатого ретортирования (SPE 147456), в России наибольшее развитие получили геохимические методы.

В баженовской свите присутствует два типа легкой нефти, которые совершенно различны с позиций их извлечения, и поэтому при подсчете запасов их обязательно нужно разделять. Пояснить различие нефтей можно легче всего с помощью кросс-плота представленного на рис. 4 [8].

На этом кросс-плоте представлено сопоставление содержания органического вещества (Сорг, %) и параметра S1 Rock-Eval, характеризующего наличие свободных нефтеподобных углеводородов. Баженовская свита является нефтематеринской толщей, в которой процесс преобразования органического вещества ещё не завершен. Часть образованных углеводородов ещё не утратили генетическую связь с исходным органическим веществом и находятся в запечатанных порах, которые образовались из-за перехода части твердой органики в жидкую. Эту нефть ещё называют прото-(микро-)нефтью, а в органической геохимии эти углеводороды принято называть автохтонными. Именно за счет них в баженовской свите образуется АВПД, потому что объем генерируемых битумоидов больше объема исходного органического вещества. Кроме автохтонных (связанных) есть ещё подвижные (мобильные) углеводороды, которые утратили связь с исходным органическим веществом, но при этом не покинули нефтематеринскую толщу. Они называются параавтохтонными, а соответствующую нефть иногда называют – макронефтью. На рис. 4 как раз показано, как можно отделить параавтохнонные углеводороды от автохтонных. Другими словами,

20.0

18.0

16.0

14.0

12.0

10.0

8.0

6.0

4.0

2.0

00 2.0 4.0 6.0 8.0 10.0 12.0 14.0 16.0 18.0

TOC, % of mass

S1,

mill

igra

m H

C/g

ram

m r

ock

-1 -2 -3 -48562

8062

8560

8563

8564

8562

Рис.4. Сопоставление содержания органического вещества (Сорг, %) и параметра S1 Rock-Eval: 1 – автохтонные УВ («связанные»); 2 – параавтохтонные («мобильные»); 3 – линия тренда; 4 – лабораторный номер образца.

Fig.4. A comparison of the organic matter content (TOC, %) and the Rock-Eval parameter S1: 1 – autochthonous hydrocarbons (“bound” – associated to the source rock) 2 – paraautochthonous (“mobile” – not associated to the source rock), 3 – trend line, 4 – laboratory sample number.

22 ROGTEC



Going back to Figure 3 you can now understand how the oil saturation is distributed throughout the section of the Bazhenov Formation of Upper Salym and what oil («bound» or «mobile») is present in each particular area. As noted above, the geochemical index S1 (VII) is responsible for the availability of oil-like hydrocarbons, and by its physical meaning is something like a saturation coefficient. The index S2 (VII) characterizes the oil-generating potential and represents hydrocarbon products of kerogen pyrolysis and bitumen-asphaltene materials. It helps understand how oil, bitumens and asphaltenes are distributed within the formation, because of which a large part of the Bazhenov Formation has almost no permeability.

As can be seen from Figure 3, track VII, the carrier bed in the Middle Bazhen has minimum oil content, apart from in its bottom part, but these hydrocarbons are mobile and available for recovery. Under this bed there are much more concentrated oil resources, but this oil is bound and cannot be recovered without a special stimulation. As per the parameter S2, these rocks have a high concentration of bitumen and asphaltenes, which gives them plasticity; the same is confirmed by the increase of Poisson’s ratio and Young’s modulus decrease (III). To create and maintain a fracture in such rocks is very problematic. This is the apparent reason that there were serious problems with implementing two stages of Bazhenov multifrac of a horizontal well at the Pravdinskoye field, – “the formation did not want to get fractured,” even at very high pressures.

On this basis, we know that Bazhenov formation is an oil source, and that it contains both the “mobile” oil and oil “bound” as described earlier in this piece. In terms of development costs and oil recovery methods they are completely different. In Upper Salym the intervals with mobile oil are determined by logging results, even in older wells. This is largely possible due to the availability of mud cake, which is reliable direct evidence of a carrier beds. But in other fields, this evidence often does not work. In this case, geochemical studies of cores using the Rock-Eval methods may be very valuable. It is possible to select the most interesting intervals for development, for example, by a local positive anomaly of the geochemical productivity index PI = S1 / (S1 + S2) (Fig. 3, IIX), or by the method of prof. M. Dakhnova of the definition of “mobile” hydrocarbons (Fig. 4). Geochemical core analysis data can also play an invaluable role in designing and planning methods of oil flow stimulations.

The oil resources of the Bazhenov Formation of Upper Salym were evaluated in two categories: “mobile” oil reserve of the Middle Bazhen – this is the minimum upon which one can definitely be involved into development; resources of the “bound” oil of source rocks – this is the maximum that one can be involved into development only in case of using specific recovery technologies. One of the solutions is to create a comprehensive system of fractures, but it is very difficult to do in plastic like source rocks. To maintain

как отличить «мобильную» нефть от «связанной» методами геохимических исследований керна. Таким образом, если углеводородов оказывается больше, чем в принципе органика способна произвести в сложившихся условиях, то это значит, что они мигрировали с других участков нефтематеринской толщи, то есть они подвижны. По своей сути, этот метод является независимым геохимическим методом выделения коллекторов в сланцевых формациях. Он разработан в геохимическом центре ВНИГНИ, которым руководит М.В. Дахнова [39].

Возвращаясь к рис.3, теперь можно понять, как распределена нефтенасыщенность по разрезу баженовской свиты Верхне-Салымского месторождения и какая нефть («связанная» или «мобильная») локализована в том или ином участке. Как отмечалось выше, геохимический показатель S1 (VII) отвечает за наличие свободных нефтеподобных УВ, и по своему физическому смыслу является неким подобием коэффициента нефтенасыщенности. Показатель S2 (VII) характеризует нефтегенерационный потенциал, и представляет собой углеводородные продукты пиролиза керогена и смолисто-асфальтеновых веществ. С помощью него можно понять как распределены в разрезе битумоиды, смолы и асфальтены, из-за которых большая часть разреза баженовской свиты практически лишена проницаемости.

Как видно из рис.3 трек VII тело коллектора в среднем бажене за исключением подошвенной части характеризуется минимальным нефтесодержанием, но зато эти углеводороды являются мобильными и доступны для добычи. Под этим телом сконцентрированы гораздо большие ресурсы нефти, но эта нефть связана и без специальной стимуляции её не добыть. Как показывает параметр S2 – это породы с большой концентрацией битумоидов, смол и асфальтенов, что придает им пластичности, этоже подтверждается увеличением коэффициента Пуассона и снижением модуля Юнга (III). Создать и закрепить в таких породах трещину очень проблематично. По-видимому, именно по этой причине в единственной горизонтальной скважине с мультистадийным ГРП на баженовскую свиту, которая пробурена на Правдинском месторождении были серьезные проблемы с проведением двух стадий – «пласт не захотел рваться» даже при очень больших давлениях.

Таким образом, в виду того, что баженовская свита является нефтематеринской, в ней присутствует как мобильная так и связанная с органическим веществом нефть. С позицией энергетических

23ROGTECROGTEC

UNCONVENTIONAL


a fracture in such rocks would require a lot of propping agent, which would lead to the growth of fractures in the enclosing rock, and possibly out of the AHFP Bazhenov zone, and eventually result in a loss of the formation pressure. Currently, SPD experts focus their work on the study of the physical and chemical properties of the rocks of the Bazhenov Formation in the context of interaction with propping and fracturing agents. This work, judging by the

затрат на разработку, а может быть и технологий извлечения они совершенно различны. На Верхне-Салымском месторождении интервалы с мобильной нефтью выделяются по комплексу ГИС даже в старых скважинах. Это во многом возможно благодаря наличию глинистой корки - достаточно надежному прямому признаку коллектора по ГИС. Но на других месторождениях этот признак зачастую не работает. В этом случае неоценимую роль могут оказать геохимические исследования керна методом Rock-Eval. Выделить интервалы наиболее интересные для разработки можно, например, по локальной положительно аномалии геохимического индекса продуктивности PI=S1/(S1+S2) (рис. 3, IIX), или по методу М.В. Дахновой определения «мобильных» УВ (рис.4). Данные геохимии керна так же могут оказать неоценимую роль при дизайне и планировании методов стимуляции притоков.

Ресурсы баженовской свиты Верхне-Салымского месторождения были оценены по двум категориям: запасы мобильной нефти «среднего бажена» – этот тот минимум на который можно однозначно рассчитывать; ресурсы связанной нефти нефтематеринских пород – это максимум на который можно рассчитывать, только в случае применения каких-то особенных технологий. Одним из решений является создание обширной системы трещин, но в пластичных нефтематеринских породах это сделать весьма непросто. Чтобы закрепить трещину в таких породах потребуется очень много проппанта, что повлечет за собой рост трещин во вмещающие породы, а возможно и за зону АВПД, в результате энергетика пласта может быть потеряна. В настоящее время специалисты СПД сосредоточили свою работу на изучении физических и химических свойств пород баженовской свиты в контексте взаимодействия с проппантом и реагентами ГРП, такую работу, судя по отсутствию материалов в прессе, ещё никто не проводил. Результатом этих работ станет перспективная технология гидроразрыва, которая будет опробована уже в этом году на вертикальной скважине.

В заключении, хотелось бы отметить, что баженовская свита Верхне-Салымского месторождения не является аномальной. То есть в ней отсутствуют линзы песчаника и других обломочных материалов. Аналог Среднего Баккена в баженовской свите представлен апорадиоляритом. Этот прослой почти полностью сложен остатками планктоновых микроорганизмов – радиолярий, которые имеют кремнистый скелет. Под действием вторичных преобразований раковины радиолярий частично растворились и

24 ROGTEC



lack of corresponding materials in the press, no one has ever performed yet. The result of this work will be a promising technique of hydraulic fracturing, which will be trialled later this year in a vertical well.

In conclusion, the Bazhenov Formation of Upper Salym is not abnormal. It has no sandstone and silt lenses. The analogue of the Middle Bakken in the Bazhenov Formation is represented by secondary transformed radiolarian chert. This layer almost fully consists of remains of plankton organisms – radiolarians, which have siliceous skeletons. Under the influence of the secondary transformations radiolarian remains partially dissolved and re-deposited and so formed Middle Bazhenov layer [40,41]. To be quite formal, the Bazhenov Formation itself cannot be regarded as a shale rock, because its main rock-forming material is silicite – a biogenic silica, and clay minerals have a secondary function.

SummaryFrom 2009-2011, SPD carried out additional exploration of the deep horizons in the Upper Salym field. According to the results of this work, the most promising horizon for further development is the Bazhenov Formation. Due to the in-depth analysis of domestic and international experience in the development of shale formations it is thought that the shale oil formations could be developed in two ways. The first method is to search for “sweet spots” by remote methods (seismic etc.) followed by drilling of vertical wells in pay zones. This is the way Soviet and Russian oil companies have followed and have continued to follow in the last 45 years producing no more than 5 million tonnes of oil. The second method – this is the way of the Bakken formation’s success, when shale oil source rocks are developed due to the availability within the shale oil formation of thick carbonate or sand layers (carrier beds). Initially, these beds have very low permeability and other reservoir properties, but when hydraulic fracturing creates artificial fractures, production is increased.

In the absence of significant natural flow rates from the Bazhenov Formation in Salym oil fields, the company chose the strategy to search for a middle Bakken analogue in the Bazhenov Formation. The results were positive, and such an analogue was found. This is an 8m bed occurring in the middle of the Bazhenov Formation, represented by radiolarite (silicite) with minor shale admixtures. Under natural conditions, it has low reservoir properties with a porosity of 12-13% and permeability of about 1mD. It is distinguished in all wells by aggregate radioactive and caliper log data. Due to its contrasting characteristics there are good preconditions to forecast its properties using seismic data. Thus, in Upper Salym, there are favourable conditions for the development of the Bazhenov Formation in accordance with the North American experience with adjustments to the specific features of the Bazhenov Formation. Currently, SPD experts together with its contractors are working on the optimal fracturing technique to be trialled in a vertical well this year.

переотложились и так образовался апорадиолярит [40,41]. Если быть до конца формальным, то и саму баженовскую свиту нельзя называть глинистой толщей, так основным породообразующим материалом в ней является силицит – кремнезем биогенного происхождения, а глинистый материал имеет весьма подчиненное значение.

ВыводыВ компании СПД в период 2009-2011 гг. на Верхне-Салымском месторождении проведена доразведка глубоких горизонтов, по результатам которой наиболее перспективным горизонтом для дальнейшей разработки является баженовская свита. В результате глубокого анализа отечественного и зарубежного опыта по разработке сланцевых формаций выявлено, что вовлекать сланцевые формации в разработку можно двумя способами. Первый способ связан с поиском высокопродуктивных зон дистанционными методами и последующим бурением вертикальных скважин в перспективных зонах. Этим путем советские и российские нефтяники шли и продолжают идти последние 45 лет и добыли не более 5 млн. тонн нефти. Второй путь – это путь успеха формации Баккен, когда нефтематеринские сланцы разрабатываются за счет наличия внутри сланцевой толщи достаточно мощных карбонатных или песчаных прослоев. Изначально эти включения имеют очень низкие фильтрационно-емкостные свойства, но за счет гидровлического разрыва в них создаются искусственные трещины, а наличие протяженных горизонтальных стволов скважин обеспечивают большую площадь дренирования. В условиях отсутствия больших естественных дебитов из баженовской свиты на месторождениях СПД была выбрана стратегия поиска аналога среднего Баккена в баженовской свите. Такой аналог был найден. Это ~8м пласт залегающий в середине баженовской свиты, представленный апорадиоляритом (силицитом) с незначительными глинистыми примесями. В естественных условиях он является коллектором с низкими коллекторскими свойствами: пористость 12-13%, проницаемость около 1мД. Он хорошо выделяется во всех скважинах по совокупности данных радиоактивного каротажа и кавернометрии. Из-за своих контрастных характеристик имеются хорошие предпосылки для прогнозирования его свойств по данным сейсморазведки. Таким образом, на Верхнем Салыме есть все предпосылки для разработки баженовской свиты в соответствии с северо-американским опытом, с поправками на особенности баженовской свиты. В настоящее время, специалисты компании СПД совместно со своими подрядчиками работают над оптимальной рецептурой ГРП, которую планируется опробовать на вертикальной скважине уже в этом году.

25ROGTEC

Reference Literature

1. Natalia Timakova, RusEnergy. Preferential method. // «Kommersant», «Oil and Gas» supplement #110 (4895), 20.06.2012. www.kommersant.ru/doc/19619462. Interview of the Honored Geologist of Russia Ivan Nesterov. // «Industry and Ecology of the North» Magazine. http://promecosever.ru/jurnal/neftegazovaya-dolina/pervootkryvatel.html3. The collection of scientific papers «Specificity of calculation of oil reserves in Bazhenovo deposits of Western Siberia» // Tyumen SibNIINP. 19854. Maria Polous, Sediment Mode. // «Kommersant», «Oil and Gas» supplement. #220 (5005), 21.11.2012. www.kommersant.ru/doc/20644845. Data from the official site of the company «GazpromNeft» www.gazprom-neft.ru. «Gazprom Neft» completed the testing of wells for studying shale oil deposits on Krasnoleninskoye Field,.6. Data from the SPD official site of www.salympetroleum.ru7. ROGTEC Interview: Peter van Welsenes, SPD Well Delivery Manager // ROGTEC Magazine, № 33, 20138. A.D. Alekseev. Natural oil reservoirs in the Bazhenov Formation deposits in the west of Ob River Region // Theses for the degree of a candidate of geological-mineralogical sciences. Moscow, 20099. Edited and compiled by L. Tsaregradskaya. Registered fields. Arkady Tyan // Surgut, Khanty-Mansi SUE «Surgut Typography», in 2004 - 70 pages and 46 pictures10. I.I. Nesterov, Bazhenov Formation. Oil-Sponge. // «Science and Life» № 7, 198111. Albert Yudin. Courage, thoughts, boldness, and action. // «Youth» magazine № 7, 197912. V.P. Stepanov and others. The main results and prospects of the development of the Bazhenov Formation, Salym. // «Geophysics» № 4, April 200713. Edited by the Corresponding Member of the USSR Academy of Sciences I.I. Nesterov, Collected papers, The structure and oil and gas bearing capacities of bazhenites, Western Siberia // Tyumen ZapSibNIGNI,198514. Problems of oil-bearing capacities of the Bazhenov Formation in Western Siberia. // Collected papers. Moscow, IGiRGI, 198615. I.I. Nesterov. Preliminary estimation of the reserves of oil and dissolved gas deposits of the Bazhenov Formation (horizon Yu

0) in the Big Salym area of

Nefteyugansky District of the Tyumen region, as of 01.01.1985. // Tyumen, ZapSibNIGNI, 198516. E.M. Khalimov. The evaluation of oil and dissolved gas reserves in the Bazhenov Formation of the Salym Field (as of 01.01.1985). // VNIIneft-SibNIINP, Moscow, Tyumen, 198617. A.Ya.Khavkin. Design and development of oil deposits of the Bazhenov Formation. // VNII n.a. Acad.

ROGTEC

UNCONVENTIONAL


Список литературы

1. Тимакова Наталья, RusEnergy. Льготный метод. // «Коммерсант», Приложение «Нефть и газ». №110 (4895), 20.06.2012. www.kommersant.ru/doc/19619462. Нестеров И.И. Интервью заслуженного геолога РФ И.И. Нестрова журналу «Промышленность и экология Севера». http://promecosever.ru/jurnal/neftegazovaya-dolina/pervootkryvatel.html3. Сборник научных трудов «Особенности подсчета запасов нефти в баженовских отложениях Западной Сибири». Тюмень, СибНИИНП, 19854. Полоус Мария. Режим влечения. // «Коммерсант», Приложение «Нефть и газ». №220 (5005), 21.11.2012. http://www.kommersant.ru/doc/20644845. По материалам официального сайта компании «Газпром нефть» www.gazprom-neft.ru, «Газпром нефть» завершила испытание скважины для исследования запасов сланцевой нефти Красноленинского месторождения6. По материалам официального сайта компании «Салым Петролеум Девелопмент Н.В.» www.salympetroleum.ru 7. Интервью руководителя отдела бурения СПД Питера ван Велсенеса журналу «ROGTEC», №33, 20138. Алексеев А.Д. Природные резервуары нефти в отложениях баженовской свиты на западе Широтного Приобья. // Диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук. Москва, 20099. Именные месторождения. Аркадий Тян. Редактор-составитель Л.В. Цареградская. Сургут, ГУП ХМАО «Сургутская типография», 2004, 70 с., 46 илл.10. Нестеров И.И. Баженовская свита – губка с нефтью. // «Наука и жизнь» №7, 198111. Юдин Альберт. Мужество, мысли, смелость и действия. // «Юность» №7, 197912. Степанов В.П. и др. Основные итоги и перспективы разработки баженовской свиты Салымского месторождения. // «Геофизика», №4, 200713. Сборник научных трудов Строение и нефтегазоносность баженитов Западной Сибири. Под.ред. член-кор. АН СССР И.И. Нестерова. Тюмень, ЗапСибНИГНИ, 198514. Проблемы нефтеносности баженовской свиты Западной Сибири. // Сборник научных трудов. Москва, ИГиРГИ, 198615. Предварительный подсчет запасов нефти и растворенного газа баженовской залежи (горизонт Ю

0) участка м-я Большой Салым Нефтеюганского

района Тюменской области по состоянию на 01.01.1985г. Отв. исполнитель. Нестеров И.И. // Тюмень, ЗапСибНИГНИ, 198516. Подсчет запасов нефти и растворенного газа в

26 ROGTEC



A.P. Krylov, 199218. Y.A. Kuzmin, N.V. Sudat (SE «Shpilman Centre»), Specific features of geological structure, assessment and management in the state balance of hydrocarbons in deposits of the Bazhenov Formation of the Khanty-Mansiysk Autonomous Okrug-Ugra. // Bulletin of the subsoil user of KhMAO, #24/201119. The decision of the 6th Interdepartmental Stratigraphic Conference to consider and approve revised Mesozoic stratigraphic maps of Western Siberia. // Novosibirsk, 2003, Explanatory memorandum, Novosibirsk, 200420. V.S. Slavkin, A.D. Alekseev, V.N. Koloskov. Some aspects of the geological structure and prospects of the oil-bearing capacities of the Bazhenov Formation in the west of the Ob River Region. // Oil Industry, #8/2007, pp. 100-10521. M.Yu. Zubkov, S.A. Skrylev, P.M. Bondarenko and others. Methods of evaluation of the prospects and oil and gas bearing capacities of Bazhenov and Abalak Formations of Western Siberia. // Ways of development the oil and gas potential of KhMAO . Khanty-Mansiysk: 1999, pp. 206-22222. M. Zubkov, I.A. Pormeyster, P.M. Bondarenko. The forecast of fractured reservoirs in deposits of Bazhenov and Abalak Formations based on the results of tectonic-physical modelling. // Ways of development the oil and gas potential of KhMAO. V.1 (The Fifth Scientific Conference). Khanty-Mansiysk, 2002, pp. 244-25323. A.D. Alekseev. Natural reservoirs of oil in the sediments of the Bazhenov Formation in the west of the Ob River Region. // Thesis for the degree of a candidate of geological-mineralogical sciences. Moscow, 2009.24. A.D. Alexeyev, V.D. Nemova, V.N. Koloskov, S.S. Gavrilov. Lithological features of the Nizhnetutleymskaya Sub-Formation deposits of the Frolovskaya Oil and Gas Bearing Region because of its specific features. // Oil and Gas Geology, #2/200925. V.D. Nemova, V.N.Koloskov, S.S.Gavrilov, B.G.Pokrovsky. Staging and direction of the secondary transformation of reservoir rocks of the Nizhnetutleymskaya Formation of the Ob River Region. // Oil and Gas Geology, 6, 2010, pp. 22-2826. V.D. Nemova, V.N.Koloskov, B.G.Pokrovsky. Processes of formation of carbonated reservoirs in the clay-siliceous deposits of the Bazhenov horizon in the west of the Ob River Region. // Exploration and conservation of mineral resources, 12, 2011, pp. 31-3527. V.D. Nemova. Lithology and reservoir properties of deposits of the the Bazhenov horizon in the Ob River Region / / Thesis for the degree of a candidate of geological-mineralogical sciences. Moscow, 201228. From the official site of JSC «Russian Innovation Fuel and Energy Company» («RITEK») www.ritek.ru/29. The leader in the production of oil from the Bazhenov Formation is «Surgutneftegaz» / / All news for 11.02.2013. www.rusenergy.com./ru/

баженовской свите Салымского месторождения (по состоянию на 01.01.1985г.). Отв. исп. Халимов Э.М. // ВНИИнефть-СибНИИНП, Москва-Тюмень, 198617. Хавкин А.Я. Проектирование и разработки залежи нефти баженовской свиты Салымского месторождения. Изд. ВНИИ им. акад. А.П. Крылова, 199218. Кузьмин Ю.А., Судат Н.В. (ГП «НАЦ РН им.В.И. Шпильмана»). Особенности геологического строения, оценки и учета в госбалансе запасов углеводородов в отложениях баженовской свиты месторождений Ханты-Мансийского автономного округа – Югры. // Вестник недропользователя ХМАО. № 24, 201119. Решение 6-го межведомственного стратиграфического совещания по рассмотрению и принятию уточненных стратиграфических схем мезозойских отложений Западной Сибири. Новосибирск, 2003; объяснительная записка – Новосибирск, 200420. Славкин В.С., Алексеев А.Д., Колосков В.Н. Некоторые аспекты геологического строения и перспектив нефтеносности баженовской свиты на западе Широтного Приобья. // Нефтяное хозяйство №8, 2007, c. 100-10521. Зубков М.Ю., Скрылев С.А., Бондаренко П.М. и др. Методы оценки перспектив нефтегазоносностибаженовской и абалакской свит Западной Сибири. // Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО. Ханты-Мансийск, 1999, c. 206-22222. Зубков М.Ю., Пормейстер Я.А., Бондаренко П.М. Прогноз трещинных коллекторов в отложениях баженовской и абалакской свит на основе результатов тектонофизического моделирования. // Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО. Т.1 (Пятая научно-практическая конференция). Ханты-Мансийск, 2002, с. 244-25323. Алексеев А.Д. Природные резервуары нефти в отложениях баженовской свиты на западе Широтного Приобья. Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук, Москва, 200924. Алексеев А.Д., Немова В.Д., Колосков В.Н., Гаврилов С.С. Литологические особенности пород отложений нижнетутлеймской подсвиты Фроловской НГО в связи с особенностями её нефтеносности. // Геология нефти и газа , № 2, 200925. Немова В.Д., Колосков В.Н., Гаврилов С.С., Покровский Б.Г. Стадийность и направленность вторичных преобразований пород-коллекторов нижнетутлеймской подсвиты на западе Широтного Приобья. // Геология нефти и газа, №6, 2010, с. 22-2826. Немова В.Д., Колосков В.Н., Покровский Б.Г.. Процессы формирования карбонатизированных

27ROGTECROGTEC

UNCONVENTIONAL


коллекторов в глинисто-кремнистых отложениях баженовского горизонта на западе Широтного Приобья. // Разведка и охрана недр, №12, 2011, с. 31-3527. Немова В.Д. Литология и коллекторские свойства отложений баженовского горизонта на западе Широтного Приобья. Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук. Москва, 2012.28. По материалам официального сайта компании ОАО «Российская инновационная топливно-энергетическая компания» («РИТЭК»). www.ritek.ru/29. Лидером по добыче нефти из баженовской свиты остается «Сургутнефтегаз». // Новостная лента за 11.02.2013. http://rusenergy.com./ru/30. По материалам сайта www.dec.ny.gov/ Capturing the Benefits from New York’s Natural Oil and Gas Resource Endowment. http://www.dec.ny.gov/docs/materials_minerals_pdf/nyserda2.pdf31. Bakken Oil Formation. По материалам сайта www.energyandcapital.com/resources/bakken-oil-field32. Bakken Oil revolution. По материалам сайта www.norstraenergy.com/investors/presentations/THE-BAKKEN-OIL-REVOLUTION.pdf33. Sturm Stephen D., Ernest Gomez. Role of Natural Fracturing in Production from the Bakken Formation, Williston Basin, North Dakota. // Search and Discovery Article #5019934. По материалам сайта http://en.wikipedia.org/wiki/Shale_gas35. Olesen Neil L. Bakken oil resource play Williston basin (US). Overview and historical perspective. // По материалам сайта www.ogs.ou.edu/MEETINGS/Presentations/Shales2010/Olesen.pdf36. LeFever Julie A. Overview of Bakken Stratigraphy and “Mini Mini-Core Core” Workshop. // North Dakota Geological Survey37. The Bakken Boom An Introduction to North Dakota’s Shale Oil, August 3, 2011 Energy Policy Research Foundation Inc. // По материалам сайта http://eprinc.org/2011/08/the-bakken-boom/38. Жук Елена. Бажено-абалакский горизонт. // Oil&Gas Eurasia, №6, 2013. www.oilandgaseurasia.com/digital/2013-06.html39. Дахнова М.В., Славкин В.С., Колосков В.Н., Назарова Е.С., Алексеев А.Д. Геохимические методы в решении задач, связанных с освоением залежей нефти в баженовской свите на западе Широтного Приобья. // Геология нефти и газа, № 6, 200740. Немова В.Д. Условия формирования коллекторов в отложениях баженовского горизонта в районе сочленения Красноленинского свода и Фроловской мегавпадины. // Нефтегазовая геология. Теория и практика. 2012, т.7, №2 41. Немова В.Д. Строение отложений баженовской свиты: закономерности и изменчивость. // Oil&Gas Eurasia

30. From this site www.dec.ny.govCapturing the Benefits from New York’s Natural Oil and Gas Resource Endowment. // www.dec.ny.gov/docs/materials_minerals_pdf/nyserda2.pdf31. Bakken Oil Formation. // По материалам сайта www.energyandcapital.com/resources/bakken-oil-field32. Bakken Oil revolution. //По материалам сайта www.norstraenergy.com/investors/presentations/THE-BAKKEN-OIL-REVOLUTION.pdf33. Stephen D. Sturm, Ernest Gomez. Role of Natural Fracturing in Production from the Bakken Formation, Williston Basin, North Dakota. // Search and Discovery Article #5019934. From this site http://en.wikipedia.org/wiki/Shale_gas35. Neil L. Olesen. Bakken oil resource play Williston basin (US). Overview and historical perspective. //По материалам сайта www.ogs.ou.edu/MEETINGS/Presentations/Shales2010/Olesen.pdf36. Julie A. LeFever Overview of Bakken Stratigraphy and “Mini Mini-Core Core” Workshop. // North Dakota Geological Survey37. The Bakken Boom An Introduction to North Dakota’s Shale Oil, August 3, 2011 Energy Policy Research Foundation Inc. // From this site http://eprinc.org/2011/08/the-bakken-boom/38. Yelena Zhuk, The Bazhen-Abalak Horizon. // Oil&gas Eurasia, №6 2013. www.oilandgaseurasia.com/digital/2013-06.html39. M.V. Dakhnova, V.S. Slavkin, V.N.Koloskov, E.S. Nazarova, A.D. Alekseev. Geochemical methods in solving problems associated with the development of oil deposits in the Bazhenov Formation in the west of Ob River Region. // Oil and Gas Geology, #6/200740. V.D. Nemova. Reservoir formation conditions in Bazhenov horizon deposits in the area of intersection of the Krasnoleninski uplift and Frolovskaya megadepression. // Oil and Gas Geology. Theory and Practice. 2012, v.7, № 241. V.D. Nemova. The structure of deposits of the Bazhenov Formation: logic and variability / / Oil & gas Eurasia42. I.S. Afanasiev, E.V. Gavrilova, E.M. Birun (JSC «NK» Rosneft «), G.A. Kalmykov, N.S. Balushkina (Moscow Lomonosov State University). The Bazhenov Formation. General overview and unresolved problems. // «Science and Technology Bulletin of OJSC» NK «Rosneft», December 2010

42. Афанасьев И.С., Гаврилова Е.В., Бирун Е.М. (ОАО «НК «Роснефть»), Калмыков Г.А., Балушкина Н.С. (МГУ им. М.В. Ломоносова). Баженовская свита. Общий обзор, нерешенные проблемы. // «Научно-технический вестник ОАО «НК «Роснефть»», декабрь 2010

28

lthough the development of unconventional resources is a challenging task, the need to focus on this area

is becoming ever more important. As a result, new and improved technologies are being implemented to produce more hydrocarbons from unconventional fields. At RITEK, we are working hard on innovative methods that will allow cost effective production for the challenging reserves found at the Bazhenov formation

The Bazhenov formation is found in Western Siberia, and is spread over an area in excess of 1 mln km2. Hydrocarbon deposits are found at an average depth of between 2500–3000 m, and their thickness varies between 10 and 44 meters although the abnormally thick zones of Bazhenov formation can reach 100 m. The reservoir temperature varies between 80 °С and 134 °С. Bazhenov formation deposits are analogous to shale oils, however the formation’s distinctive feature is that the process of transformation from organic matter to oil has not yet been completed. This is why, apart from light oil, the reservoirs also contain kerogen.

настоящее время проблема освоения трудноизвлекаемых запасов становится все

более актуальной. Увеличивается доля данного вида запасов в общей структуре сырьевой базы, что диктует необходимость применения инновационных технологий для извлечения нефти.

В ОАО «РИТЭК» активно ведутся работы по созданию инновационных методов, позволяющих эффективно разрабатывать месторождения с трудноизвлекаемыми и нетрадиционными ресурсами нефти баженовской свиты.

Отложения баженовской свиты распространены в центральной части Западно-Сибирской низменности на площади более 1 млн км2. Они залегают на глубине в среднем 2500–3000 м, толщина колеблется в пределах от 10 до 44 метров. В зонах развития аномальных разрезов баженовской свиты толщина ее может достигать 100 м. Температура пласта по площади изменяется

ROGTEC



Термогазовое воздействие на залежи баженовской свиты

Thermal Gas Treatment at the Bazhenov

B A

29ROGTEC

от 80 °С до 134 °С. Отложения баженовской свиты являются аналогом нефтеносных сланцев, но отличительной особенностью является то, что процесс преобразования органического вещества в нефть еще не завершен. Поэтому в коллекторе наряду с легкой нефтью содержатся углеводороды непосредственно в составной породообразующей части породы, называемой керогеном.

Наиболее важной предпосылкой применения термогазвого воздействия на породы баженовской свиты является установленный по результатам промысловых и лабораторных исследований факт, что фильтрационно-емкостные характеристики пород баженовской свиты в значительной мере определяются уровнем температуры.

Согласно результатам экспериментальных исследований кернов, отобранных из пород баженовской свиты, при их нагреве до 250-350 °С из микротрещиноватой породы извлекается легкая нефть, объем которой сопоставим и даже может превышать количество легкой нефти, содержащейся в макротрещиноватой породе (рис.1).

Величина пустотного пространства дренируемых пород баженовской свиты составляет от 3 до 6 %, а объемный выход нефти из матрицы при указанном выше уровне прогрева может составить от 3 до 9 % от объема пород.

В качестве важной предпосылки необходимости применения теплового воздействия на породы баженовской свиты является значительное содержание керогена во всех литотипах пород баженовской свиты (от 12–30 % в керогено-глинистых и до 35-40 % в глинисто-кремнисто-керогеновых породах).

Because the reservoir properties are generally determined by the temperature levels, we decided to use thermal gas treatment. According to the results of experimental trials that were done on core samples taken from the Bazhenov formation, microfractured rock yielded light oil in volumes comparable to, or exceeding the volume of of light oil contained in macrofractured rock when heated to 250-350 °C. (Figure 1).

The percentage of the fractures in the drainage rock at the Bazhenov formation are roughly 3 to 6%, and the oil yield from the matrix, when heated to above mentioned levels, may reach 3 to 9% of the rock volume. An important premise for heat treatment of Bazhenov rock is the significant kerogen content in all of its lithology types (from 12-30% in kerogen-clayish and up to 35-40% in clayish-silicious-kerogen type rock). Based on the results of field and laboratory tests, we went ahead with heat, gas and hydrodynamic treatment for these challenging reserves.

The thermal gas treatment was developed domestically, and involves an injection of a mixture of air and water into the reservoir. Combined with the in situ conditions of the formation, this triggers a spontaneous oxidation processes between the oxygen in the air and the formation’s hydrocarbons. The reaction produces a highly efficiency gas type displacement agent.

In order to fine tune the process, we started a pilot project at its Sredne-Nazymskoye field. The project includes five wells (one injection well and four producing wells) (Fig.2) and the relevant ground equipment (air compressor unit, pumping unit, diesel genset, control room, separate wellhead measuring units for each of the producing wells, as well as other necessary equipment). Firstly, fresh air is fed into a compressing unit and is pressurized to the required level. It is then fed into the well together with water pumped from an artesian well using a pumping unit (Fig. 3).

ROGTEC

UNCONVENTIONAL


0,10,090,08

0,070,060,05

0,040,03

0,02

0,010

0 100 200 300 400

Температура, °С

Вы

ход

неф

ти и

з по

род

ы,

м3 /

м3

(кг/

кг)

Объемный выход нефти

Массовый выход нефти

Рис. 1. Зависимость выхода нефти из пород баженовской свиты от температуры

0.10.090.08

0.070.060.05

0.040.03

0.02

0.010

0 100 200 300 400

Temperature, °CO

il yi

eld

from

roc

k,

m3 /

m3

(kg/

kg)

Oil volume yield

Oil mass yield

Figure 1 Dependency of oil yield from temperature for Bazhenov rock

30 ROGTEC



Before the wells were treated with this technology, they were in severe decline. From 2007-2009 production drastically fell from approximately 45 tonnes per day, to just to 5 tonnes per day. During this period, the formation pressure decreased from 300 to 160 atm, on average. Since the launch of the pilot project, a total of about 6 mln nm3 of air has been injected into injection well #219 and the formation pressure on all treated wells has increased by by 20-100 atm.

Таким образом, результаты промысловых и лабораторных исследований диктуют необходимость интеграции теплового, газового и гидродинамического воздействия на породы баженовской свиты. Именно такое интегрированное воздействие может быть реализовано на основе развития отечественного термогазового способа разработки, реализуемого путем закачки в пласт водовоздушной смеси. При этом в условиях залегания баженовской свиты обеспечиваются самопроизвольные окислительные процессы кислорода, содержащегося в воздухе, с пластовыми углеводородами. В результате реакций формируется высокоэффективный, вытесняющий газовый агент.

Для отработки технологии термогазового воздействия на пласты баженовской свиты создан опытный участок на Средне-Назымском месторождении ОАО «РИТЭК». Участок состоит из пяти скважин (одной нагнетательной и четырех добывающих) (рис.2) и комплекса наземного оборудования (воздушной компрессорной установки, насосной установки, дизельной электростанции, операторной, индивидуальных замерных установок на устье каждой из добывающих скважин, а также другого необходимого оборудования).

Забор воздуха происходит из атмосферы, откуда он поступает в компрессорный блок, где сжимается до необходимого давления. После этого сжатый воздух

2610

2610

2600

2600

2640

30003002

3001

219

26082640

2620

2604

13.512.7

12.7

12.5

401

C1

Figure 2 Layout of TGT#1 pilot project area at Sredne-Nazymskoye field

2610

2610

2600

2600

2640

30003002

3001

219

26082640

2620

2604

13.512.7

12.7

12.5

401

C1

Рис.2. Схема участка ТГВ№1 Средне-Назымского месторождения

Добывающая скважина Producing Well

Компрессорная станция Compressor Plant

Добывающая скважина Producing WellНагнетательная

скважина Injection Well

Рис.3. Принципиальная схема реализации термогазового воздействия Figure 3 Thermal gas treatment general flowchart

31ROGTECROGTEC

UNCONVENTIONAL


The data from the field trials confirms the potential effects of thermal gas treatment, namely: » active intraformational oxidation processes (produced gas features a significant increase of nitrogen content to 45%, carbon dioxide to 16% with no oxygen);

» kerogen is used as the main fuel for intraformational oxidation processes: up to a double volume increase of produced hydrocarbon gas and increased carbon dioxide content which are observed are possible results of pyrolysis and kerogen cracking;

» the fractional composition of oil shifted to higher contents of light fractions (Fig. 4)

» oil density and viscosity decreased significantly; Currently, air is being injected in to the wells in cycles in order to further research the process. At the same time, the construction of the second thermal gas treatment area near well #210 of the Sredne-Nazymskoye field is underway (fig. 5). We plan to launch the project in the near future.

Following the successful pilot project at the Sredne-Nazymskoye field, as well as the development of new technologies that can enhance production in reservoirs with varying properties at the Bazhenov formations, we can be confidant of a significant increase in oil yield for Bazhenov type reservoirs. Having said that, these experiments are time consuming and expensive to implement and require comprehensive technical and technological studies.

подается в скважину, в которую также поступает вода из артезианской скважины с помощью насосного блока (рис. 3).

Скважины опытного участка до начала воздействия работали на естественном режиме, дебиты скважин в 2007-2009 гг. резко снизились ориентировочно с 45 до 5 тонн в сутки, давление в залежи за тот же период снизилось в среднем с 300 до 160 атм.

Всего за период эксперимента с сентября 2009 года по настоящее время в нагнетательную скважину № 219 закачано около 6 млн нм3 воздуха. При реализации термогазового воздействия наблюдается рост пластового давления по всем реагирующим скважинам опытного участка на 20-100 атм.

В ходе экспериментальных работ получены данные промысловых испытаний, подтверждающие теоретические положения о реализации термогазового воздействия, а именно:» протекание активных внутрипластовых окислительных процессов (наблюдается значительное увеличение в добываемых газах доли азота до 45 %, углекислого газа до 16%, отсутствие кислорода); » использование керогена в качестве основного топлива при внутрипластовых окислительных процессах: результат возможного пиролиза и крекинга керогена наблюдается в увеличении до

100

90

80

70

60

50

40

30

20

10

0Январь-2009 January-2009

Январь-2010 January-2010

% о

бъем

ные

V

olum

e %

Фракционный состав нефтиСравнение составов нефти скв. №3000 в 01.2009 и 01.2010

Oil Fractional Composition Comparison of oil composition for well #3000 in 01.2009 and 01.2010

C1-C4

C5-C

7

C8+

C1 - C4C5 - C7

C1 - C4C5 - C7

C8+

C8+

Рис.4. Диаграмма изменения фракционного состава нефти

Fig. 4 Oil fractional composition change diagram

32 ROGTEC



In July 2013 a new law on graduated mineral tax for unconventional oil was put into effect. In particular, zero coefficient will be applied to the mineral tax for mining of oil from formations related to Abalak, Bazhenov, Khadum and Domanic productive formations during 180 taxation periods. Starting when hydrocarbon deposit depletion exceeded 1%.

The new taxation benefit should make oil mining from Bazhenov formation commercially profitable.

With the aim of fostering technology and innovation, and to attract more investment for the development of unconventional resources at the Bazhenov formation, we are working closely with the Skolkovo foundation, Zarubezhneft OJSC, the Russian Ministry of Education and Science and others.

двукратного объема добываемых углеводородных газов, увеличение доли углекислого газа; » изменение состава нефти в сторону увеличения содержания легких фракций (рис. 4)» существенное снижение плотности и вязкости нефти; В настоящее время с целью исследования технологии циклического термогазового воздействия для повышения охвата воздействием скважины опытного участка эксплуатируются периодически, закачка воздуха осуществляется циклами. Одновременно продолжается строительство второго участка термогазового воздействия в районе скв. № 210 Средне-Назымского месторождения (рис 5). Запуск участка в работу запланирован в 2013 году.

Успешная реализация экспериментальных работ на Средне-Назымском месторождении, а также развитие новой технологии применительно к различным геолого-фильтрационным условиям баженовской свиты позволит значительно повысить нефтеотдачу залежей баженовской свиты.

При этом экспериментальные работы на месторождениях баженовской свиты являются высокозатратным и наукоемким процессом, требующим комплексной проработки с точки зрения техники и технологии добычи нефти. В июле 2013 года в России был принят закон о дифференцированной ставке налога на добычу полезных ископаемых (НДПИ) для трудноизвлекаемой нефти.

В частности, коэффициент 0 к ставке НДПИ будет применяться при добыче нефти из залежи в пределах баженовских, абалакских, хадумских и доманиковых продуктивных отложений в течение 180 налоговых периодов, начиная с периода, в котором степень выработанности запасов месторождения углеводородного сырья превысила 1%.

Новая налоговая льгота должна сделать добычу нефти Баженовской свиты рентабельной.

В целях развития инновационной деятельности в сфере освоения трудноизвлекаемых запасов, создания эффективных методов разработки месторождений баженовской свиты, а также для привлечения дополнительного научного и финансового потенциала ОАО «РИТЭК» сотрудничает с Фондом «Сколково», ОАО «Зарубежнефть», Минобрнауки РФ и др.

2640

2660

262026

20 2610

2590

2640

2600

3003258911.7

3008264213.5

3005261911.4

3009262912.6

210262812.4

3007261710.8

2630

C1

Рис.5. Схема участка ТГВ№2 Средне-Назымского месторождения

Figure 5. Layout of TGT#2 project area at Sredne-Nazymskoye field

33ROGTECROGTEC

UNCONVENTIONAL


34

icroseismic monitoring is one of the most efficient methods for hydraulic fracturing mapping. Its principle

is based on monitoring micro-earthquakes in the strike-slip fault zones at the fracture propagation direction, or in the zones of natural fault activation. Microseismic events are recorded by a borehole geophone array located in a nearby monitoring well. Good planning and pre-job preparation are very important. Based on geological data and monitoring distance estimations, borehole seismic geophysicists select well candidates for microseismic monitoring, after that they start to prepare monitoring and treatment wells for operations.

An operation performed by Weatherford as part of services provided in Western Siberia for LUKOIL-AIK can serve as a successful example of microseismic monitoring. Maximum distance from the monitoring to the treatment well was 500 m. The well was cased and cemented, but not perforated. A tractor or hard cable can be used to run tools in the hole if the well’s deviation is more than 50 degrees. This well was not producing before being monitoring; but after that it was completed for oil production. Any producing or injection well can be used for monitoring, if it is within the detection range. In this case subsurface pumping equipment should be pulled out of hole and the packer

икросейсмический мониторинг – один из наиболее достоверных способов контроля

за проведением гидроразрыва пласта (ГРП). Суть его заключается в наблюдении за микро-землетрясениями, которые образуются в местах скользящих сдвигов пластовых пород вдоль распространения гидроразрыва, либо активации природных разрывов. Такого рода события фиксируются сборкой скважинных сейсмоприемников, расположенных в соседней наблюдательной скважине. Ключевое значение при этом имеют четкое планирование и подготовительные операции. Путем исследования геологического строения месторождения, а также оценки расстояний для наблюдений специалистами-геофизиками по скважинным сейсмическим измерениям осуществляется первоначальный поиск скважин-кандидатов на проведение микросейсмического мониторинга, после чего выполняется подготовка к работам на наблюдательной скважине и скважине ГРП.

Примером успешного выполнения микросейсмического мониторинга стала операция нефтесервисной компании Weatherford при

ROGTEC

ГРП


Hydraulic Fracture Mapping in Western Siberia

Способы контроля ГРП в Западной Сибири

Alexander Kalugin, Geology and Drilling Department, LUKOIL-AIK

Iskander Kazbulatov, Wireline Engineer, Weatherford

Anna Rubtsova, Borehole Seismic Geophysicist, Weatherford

Александр Калугин, начальник отдела геологии и бурения «ЛУКОЙЛ-АИК»

Искандер Казбулатов, инженер-геофизик, Weatherford

Анна Рубцова, геофизик скважинной сейсмики, Weatherford

M M

35ROGTEC

проведении исследований для ЗАО «ЛУКОЙЛ-АИК» в Западной Сибири. Компании использовали наблюдательную скважину, где сейсмоприемники были размещены на расстоянии до 500 м от портов ГРП. Она была обсажена и неперфорирована при хорошем качестве цементажа эксплуатационной колонны. В целом, для проведения операции на кабеле без использования жесткого кабеля и скважинных тракторов допускается угол скважины до 50 градусов от вертикали. Перед проведением работ эта скважина намеренно не осваивалась, а впоследствии ее заканчивали для дальнейшей добычи нефти. Стоит отметить, что при наличии достаточного расстояния можно использовать уже работающие скважины. В этом случае понадобится извлечение глубинного насосного оборудования (ГНО) и установка пакера выше 50 м от интервала перфорации. При этом в наблюдательной скважине уровень жидкости искусственно понижается на 400 м от устья – делается это для того, чтобы уменьшить воздействие сейсмических колебаний, вызванных работой насосов ГРП и передвижениями тяжелой наземной техники, на сейсмоприемники.

Для точного определения местоположения источника микросейсмического события также необходимо знать скорости прохождения продольных и поперечных волн (волны сдвига и сжатия) через толщу породы. Для этих целей используется ряд методик: 1) вертикальное сейсмопрофилирование (ВСП) и 2) кросс-дипольный акустический каротаж. Вместе они дают достаточно достоверное представление о скоростях.

Вертикальное сейсмическое профилирование состоит в записи времени прохождения волн от источника на поверхности до сейсмоприемников в скважине, при этом после каждой записи положение сейсмоприемников меняется. В условиях вечной мерзлоты хорошо себя зарекомендовали импульсные источники. Они дают резкую волну с высокой амплитудой. Конфигурация ВСП рассчитывается индивидуально для каждой скважины, при этом учитывается профиль скважины, ее местоположение, а также геологический разрез месторождения. Для выполнения операций на скважине «ЛУКОЙЛ-АИК» использовался источник на расстоянии 50 м от устья скважины по дирекционному углу забоя. Заряды закладывались в шурфы глубиной 10 м.

should be set at least 50 m above the perforated interval. It is very important to lower fluid level at the monitoring well at least 400 m from the wellhead to minimize noise from pumps and surface equipment.

Velocities of P-wave and S-wave (compressional and shear waves) are required for locating microseismic events. The following methods can be used for velocity model generation: 1) vertical seismic profiling (VSP) and 2) cross-dipole sonic logging. Using both of these methods yields even better results.

Wave propagation time from the surface to geophones in the well is recorded during VSP. Geophone depth changes for each measurement. Impulse source gives good results in permafrost conditions, as it generates a high amplitude

signal. VSP configuration is determined for each well based on the well profile, its location and the geological section. For the LUKOIL-AIK project, the source was located 50 m away from the wellhead at a certain angle to the bottom-hole. 10 m deep holes were drilled for charges placement. If the monitoring well is S-shaped, several different locations for detonation may be required.

Prior to microseismic monitoring in Western Siberia, Weatherford performed cross-dipole sonic logging in the monitoring well with a patented Compact CXD tool, the industry’s only 2.25-in. monopole/CXD tool that can be used to acquire compressional and fast shear wave direction, velocity and transit time. A very precise velocity model for microseismic monitoring was built after collecting information on both the VSP and cross-dipole acoustics.

After running in hole, the geophones have to be oriented. Knowing the geophone depth and well deviation, we can

ROGTEC

FRACTURING


Charges 1, 2, 3 Charges 4, 5, 6

Charges 7, 8, 9

Seismic Receivers in Well 2Well 1, 2

Рис. 1 Конфигурация проекта

Fig. 1 Project configuration

1,960 m 1,760 m

1,615 m

36 ROGTEC

ГРП


determine the tools’ position. As each sensor can rotate along longitudinal axis, they need to be preliminarily oriented. For this purpose, the bottomhole projection point is identified at the surface and three shots are plotted at the azimuth of 120 degrees between one another. Upon determination of shot coordinates, 10-m deep holes are drilled to place the charges. After that, signals from the sources with known locations are recorded to orient the geophones. Besides, strong seismic signals are recorded when the balls are seated in frac port seats, and it results in a further improvement of the measurement’s accuracy.

Due to the specifics of operations in Western Siberia, monitoring wells are often located at the same pad as the treatment well. The pad is often functioning, with drilling and pumping operations in nearby wells. Moreover, in this project, the drilling rig was 10 m from the monitoring well, and the treatment well was located only 5 m away. In spite of these complications, after 4 hours on site with the crane and a wireline truck, all the tools were run in the borehole. The drilling rig’s and heavy equipment operations in the monitoring area resulted in considerable increase of background noise. To minimize this noise, the drilling rig and workover operations were suspended within 2 km of the monitoring well, truck movements were restricted and electrical submersible pumps (ESP) in nearby wells were shut down for the time of monitoring. The first microseismic monitoring in Russia was performed to map 4-stage hydraulic fracturing in a horizontal well with the intervals between ports from 100 to 150 meters. The target was a J1 formation. 149 microseismic events were located. The monitoring showed that the azimuth of microseismic events propagation was around 151 degrees and was consistent for all stages. The operating company thus got an understanding of the stress direction in the formation which would be helpful for construction of future wells: for better production, they should be drilled

Если же профиль наблюдательной скважины имеет s-образную траекторию, то может потребоваться несколько мест закладки зарядов с пошаговой детонацией.

Перед проведением микросейсмического мониторинга в Западной Сибири специалистами Weatherford также проводился кросс-дипольный акустический каротаж в наблюдательной скважине запатентованным прибором CXD серии Compact – единственным в своем роде инструментом размером всего 2,25 дюйма, сочетающим в себе технологии монопольного и кросс-дипольного акустического каротажа для получения информации о направлениях продольной и быстрой поперечной волн, а также интервального времени пробега волны. Собрав все данные и успешно применив оба метода, удалось получить достоверную теоретическую скоростную модель, которая затем была подтверждена на практике.

После спуска сейсмоприемников в скважину требуется их ориентация. Зная глубину установки сейсмоприемников и профиль скважины, можно определить местоположение приборов в пространстве, однако каждый из датчиков может вращаться и продольно, поэтому перед работой необходимо провести их ориентацию. Для этого определяется точка проекции забоя на поверхности земли и от нее отмеряются три точки с азимутами между ними, равными 120 градусам. Получив координаты точек, бурятся шурфы глубиной 10 м и закладываются заряды. Далее записываются сигналы от источников с известным местоположением, что позволяет настроить и ориентировать приемники. Помимо этого, записываются сильные сейсмические сигналы при посадке шаров в седла портов ГРП, что позволяет измерениям приобрести еще большую точность.

Из-за специфики работ в Западной Сибири скважина наблюдения часто находится на том же кусту, что и скважина ГРП, при этом сам куст зачастую активен, т. е. все еще ведется бурение других скважин, выполняются работы по освоению, работает глубинно-насосное оборудование. Кроме того, выполнение данной операции осложнялось еще и непосредственной близостью к буровой установке (10 м от скважины наблюдения) и скважине ГРП, расположенной всего в 5 метрах. Несмотря на ограниченность рабочего пространства, специалистам удалось за 4 часа разместить и смонтировать при помощи крана и геофизического подъемника все необходимое оборудование. Совместная работа буровой установки и бригад капитального ремонта скважин, а также операции с тяжелой техникой в

Рис. 2 Карта событий по стадиям (вид сверху)

Fig.2 Events’ map by stages (top view)

37ROGTECROGTEC

FRACTURING


perpendicular to fracture propagation azimuth. According to Weatherford’s specialists, horizontal wells in this area should be drilled at the azimuth of 241 degrees. Performed microseismic monitoring allowed the determination of the induced fracture parameters: the fracture half-length was 230 m which exceeded the designed estimation of 92 m by 2.5 times; the fracture height was 43 m, which means that the fracture stayed in the formation and did not grow towards the underlying water zone. This data was used to change the hydraulic fracturing design. Also, the monitoring revealed that during the mini-frac, the whole stimulated rock volume was opened, and the main stage just filled the same volume with proppant.

So far, microseismic monitoring of hydraulic fracturing has been applied to the Jurassic, Bazhenov and Achimov formations in Western Siberia. The method showed good results with proper pre-job planning. In particular, as rocks of different formations have different properties, geomechanical modeling and assessment of density and cross-dipole logs should be performed before choosing well candidates for monitoring. This helps to make conclusions about the brittleness of rocks (based on Young’s modulus and Poisson’s ratio), and to estimate the maximum monitoring distance for the particular formation.

Microseismic monitoring is a fairly new method for Western Siberia. However, it yielded promising results for improvement of exploration and development efficiency, including hard-to-recover reserves. The method will provide operators with reliable data on the effect of local geological conditions on efficiency of well interventions, drainage zones, three-dimensional hydrofrac geometry, etc.

районе проведения измерений сильно повысили фоновый шум и вызвали помехи, поэтому для сокращения такого эффекта понадобилось приостановить работу буровой установки и бригад КРС в радиусе 2 км от забоя наблюдательной скважины, а также ограничить передвижения техники и отключить электроцентробежные насосы (ЭЦН) в соседних скважинах.

Первый в России микросейсмический мониторинг проводился за 4-х стадийным ГРП горизонтального участка скважины с расстоянием между портами 100-150 м. Гидроразрыв происходил в пласте ЮС1. При этом было выявлено 149 микросейсмических событий. Исследование показало, что азимут облака распространения микросейсмических событий был одинаков и составил 151 градус. Это дало компании-оператору информацию о направлении поля напряжений пласта, что позволит в будущем строить скважины таким образом, чтобы ГРП распространялся перпендикулярно стволу скважины – в таком случае достигается наибольшая продуктивность операции по стимуляции притока. По оценке специалистов компании Weatherford, горизонтальные скважины в данном районе необходимо строить с азимутом, равным 241 градусу. Проведенное исследование также позволило определить параметры гидроразрыва: полудлина трещины составила 230 м, что в 2,5 раза отличается от теоретического расчета в 92 метра, а высота разрыва – 43 метра (означает, что трещина происходит только в целевом пласте, без распространения в нижележащий водонасыщенный). Эти факты позволили специалистам скорректировать дизайн ГРП. Кроме того, в процессе операции было выявлено, что при проведении мини-ГРП стимулированный объем был вскрыт полностью, то есть основная стадия ГРП не привела к увеличению полудлины трещины, а только способствовала ее наполнению и формированию проппантной пачки.

Микросейсмический мониторинг ГРП уже проведен на пластах юрских отложений, баженовской и ачимовских свит в Западной Сибири, при этом доказана эффективность его применения при должном подходе и планировании. В частности, поскольку породы разных формаций обладают различными свойствами, необходимо проводить геомеханическое моделирование и анализировать данные плотностного и кросс-дипольного акустического каротажа перед утверждением скважин-кандидатов. Благодаря этому делаются обоснованные выводы о хрупкости (используя модуль Юнга и коэффициент Пуассона) пород, на основании чего затем рассчитывается

максимальное расстояние наблюдения непосредственно для данного пласта, а также выбираются оптимальные участки ствола для стимулирования конкретной скважины.

Микросейсмический мониторинг – достаточно новая для отложений Западной Сибири технология. Однако полученные результаты продемонстрировали ее перспективность для повышения эффективности разведки и освоения запасов, в том числе трудноизвлекаемых. С помощью этого метода операторы получают надежные данные по влиянию локальной геологической обстановки на результативность ГТМ, зонам дренирования запасов, пространственной геометрии ГРП и т. д.

38

Thomas Reed, CEO of Ruspetro and a founding shareholder.

Prior to joining the Group Mr Reed was a private equity and M&A advisor and investor based in Moscow. Since 1995 he has been involved in the origination, trading, and research of different classes of assets, such as equity and equity derivatives, distressed debt, and debt derivatives. Mr Reed was an advisor to VR Capital and Raven Russia and a founding shareholder of Rising Star Media. He has also advised and invested in several private companies in Russia. Mr Reed graduated from the University of Southern California with a BA in Humanities, Philosophy and Finance.

The word “unconventional” is currently a hot topic in the industry. With Russia holding some of the world’s largest unconventional resources, how strategically important are these reserves to your company?

Conventional oil reservoirs require good porosity and good permeability which result in good connectivity. In contrast, unconventional reservoirs don’t have either of these qualities and that is why we call it tight oil.

Ruspetro operates three exploration and production licenses covering a total area of approximately 1,205km2 within the central part of the Krasnoleninsk field in Khantiy-Mansiysk region of Western Siberia. The Company currently has proved and probable reserves of over 1.8 bnbbl of oil equivalent. We estimate that tight oil reserves amount to more than 70% of our total reserves. Moreover, in 2013 DeGolyer and MacNaughton for the first time reported the 300,000 acre Bazhenov shale formation as a contingent resource with original oil in place of 3.53 bnbbl.

Томас Рид, генеральный директор Ruspetro и учредитель. До прихода в Компанию, господин Рид работал консультантом по частному инвестированию, слияниям и поглощениям, осуществлял инвестиционную деятельность в Москве. С 1995 г. он занимался выпуском, трейдингом и анализом акций и вторичных ценных бумаг, проблемными долгами и долговыми деривативами. Работал консультантом в VR Capital и Raven Russia, являлся учредителем компании Rising Star Media, инвестором и консультантом нескольких частных российских компаний. Господин Рид окончил Университет Южной Калифорнии со степенью бакалавра в гуманитарных науках, философии и финансах.

Термин «нетрадиционные углеводороды» сегодня горячо обсуждается в отрасли. Учитывая, что Россия располагает одними из крупнейших ресурсов нетрадиционных углеводородов, насколько стратегически важны такие запасы для вашей компании?

Традиционные нефтяные коллекторы характеризуются хорошей пористостью и проницаемостью пород, которые приводят к высокой гидродинамической проводимости. Нетрадиционные же пласты, напротив, не обладают такими качествами, поэтому мы и называем такую нефть трудноизвлекаемой.

Ruspetro ведет геологоразведку и разработку трех лицензионных участков в центральной части Красноленинского свода месторождений в Ханты-

ROGTEC

ИНТЕРВЬЮ


Интервью ROGTEC:

Томас Рид, Генеральный директор Ruspetro

The ROGTEC Interview:

Thomas Reed, CEO of Ruspetro RUSPETRO

39ROGTEC

Мансийском АО в Западной Сибири общей площадью около 1,205 км2. На сегодняшний день доказанные и вероятные запасы Компании составляют более 1.8 млрд.бнэ. По нашим подсчетам, доля трудноизвлекаемых запасов нефти превышает 70% объема наших общих запасов. Кроме того, в 2013 году, компания DeGolyer and MacNaughton по результатам аудита наших запасов впервые признала участок Баженовской свиты площадью 300,000 акров как условно-рентабельные ресурсы с оцениваемыми запасами нефти в объеме 3.53 млрд. барр.

Как указано в форме 6-гр Государственного баланса запасов, приблизительно 60% наших запасов относятся к породам тюменской свиты, имеющим среднюю проницаемость нефтеносных пород порядка 1.3мД. Пористость пластов Тюменской и Баженовской свиты варьируется в пределах 10%-14%.

Благодаря недавним изменениям в расчете НДПИ, добыча на нетрадиционных месторождениях сегодня стала более выгодной. Когда вы ожидаете увидеть широкомасштабное развитие разработки нетрадиционных залежей в России?

С 1 сентября 2013 года начали применять понижающий коэффициент к ставке НДПИ на добычу трудноизвлекаемых запасов (ТРИЗ) сроком на 10-15 лет.

Учитывая свойства наших коллекторов, мы подсчитали, что порядка 50% добычи нефти из запасов тюменской свиты и 97% текущей добычи Компании подпадают под применение 80-процентного дисконта в расчете НДПИ.

Налоговые послабления значительно повысят выручку на скважине для Руспетро: при цене 100 долларов за баррель нефти, выручка на скважине вырастет с 22 долл./барр. до порядка 38 долл./барр. Таким образом, высвобождаемые средства (дополнительная EBITDA в размере 16 долл./барр.) будут использоваться для ускоренной разработки этих запасов.

Многие российские нефтегазовые компании запустили пилотные проекты по разработке

As stated on the 6GR form of the State Register of Reserves, approximately 60% of our reserves are from the Tyumen formation with average permeability of oil assets of c.1.3mD. The porosity of Tyumen and Bazhenov reservoirs varies between 10% and 14%.

Recent changes to the MET have made it more profitable to produce from unconventional fields. When do you expect to see wide scale development of unconventional in Russia?

MET relief for hard-to-recover oil came into effect on the 1st September 2013 with a grace period of 10-15 years.

Due to the characteristics of our reservoirs, we estimate that 80% MET relief is applicable to production from c.50% of the Company’s Jurassic reserves and to c.97%

of the Company’s current crude oil production.

The tax breaks will substantially increase well head revenue per barrel for Ruspetro’s crude oil production - at $100/bbl oil price well head revenue will increase from $22/bbl to c.$38/bbl. Incremental EBITDA proceeds of c.$16/bbl will be used for accelerated development of these reserves.

Many Russian oil & gas companies have started pilot projects developing hard-to-recover reserves.

According to the latest forecast of the Ministry of Economic Development, unconventional oil extraction may reach 52 mmt (c.380 mmbbl/per annum), or 10% of Russia’s total oil production, by 2025. Do you think that the changes within the MET are sufficient, and what further steps would you like to see to help operators produce unconventional reserves?

The Ministry expects Russian upstream to remain capital intensive – companies would have to invest up to $100bn to develop tight reserves. So the sector may need further tax and other incentives. Some incentives, such as export duty relief for oil produced from the Tyumen formation, are currently being discussed by the Government and relevant ministries, and may be approved in the near future.

What types and volumes of unconventional fields do you have currently in your portfolio? i.e. Tight, Shales Etc.

ROGTEC

INTERVIEW


40

трудноизвлекаемых запасов. Согласно последним прогнозам Министерства Экономического Развития, к 2025 году добыча трудноизвлекаемой нефти может достигнуть 52 млн. т (около 380 млн. барр.), или 10% от общего объема добычи нефти в России.

Считаете ли вы, что изменений в отношении НДПИ достаточно, и какие дополнительные меры, по вашему мнению, помогут компаниям-операторам в освоении нетрадиционных месторождений? Министерство прогнозирует, что российский сектор разведки и добычи будет оставаться капиталоемким – компании должны инвестировать до 100 млрд. долларов в разработку трудноизвлекаемых запасов. Поэтому отрасли нужны дальнейшие налоговые и иные стимулирующие факторы. Некоторые из них, такие как освобождение от экспортной пошлины для нефти тюменской свиты, сегодня обсуждаются Правительством и соответствующими министерствами и могут быть утверждены в скором будущем.

Какие типы и объемы нетрадиционных месторождений есть в портфеле вашей компании сегодня? Например, трудноизвлекаемые или сланцевые.

У нас есть как трудноизвлекаемая нефть (тюменская свита), так и сланцевая нефть (баженовская свита). Согласно исследованию компании Bernstein “Что если крупнейшие в мире нетрадиционные залежи все же не такие нетрадиционные? Выводы из Сибири”, баженовские сланцы являются основной материнской породой для 85% западносибирской

ROGTEC

ИНТЕРВЬЮ


We have both tight (Tymen) and shale (Bazhenov). According to Bernstein’s research, “What If the World’s Largest Unconventional Play Wasn’t Unconventional After All? Insights from Siberia”, the Bazhenov shale is the principal source rock for 85% of oil in Western Siberia, which comprises 70% of Russia’s current oil production and 8% of global oil supply. The total area of this formation is 60-x larger than the US Bakken formation - overall the Bazhenov shale covers 2.3 mm km2.

What unconventional projects are you currently working on? And what plans do you have for unconventional development in 2014?

Ruspetro has signed a technical partnership agreement with Schlumberger, the world’s leading oilfield services company, in September 2013. This partnership is reviewing the fields subsurface and upgrading Ruspetro’s field development plan, to design and drill a number of horizontal multistage fractured wells using best-in-class tight oil technology and technical expertise, as well as to assess the Bazhenov’s potential.

Initial appraisal drilling will include detailed logging and coring of the Jurassic and Bazhenov zones to better refine and resolve the geological model.

Due to development of unconventional reserves some experts predicted that the US will become the world’s leading producer of oil by 2020. What lessons can be learned, and technology be transferred, to Russia’s own unconventional fields? Have any of these already been implemented?

Horizontal directional drilling with multistage fracturing is the keystone of shale reserve development all over the world.

INTERVIEW

нефти, которая составляет 70% текущей добычи в России и 8% от общемирового объема производства нефти. Площадь этой свиты в 60 раз превышает площадь формации Баккен в США и охватывает 2.3 млн. км2.

Над какими проектами по разработке ТРИЗ вы работаете в настоящее время? И каковы ваши планы в отношении освоения нетрадиционных запасов на 2014 год?

В сентябре 2013 года, Ruspetro подписала соглашение о техническом партнерстве с компанией Schlumberger, ведущей мировой нефтесервисной компанией. Целями этого партнерства являются анализ геологии и модернизация планов разработки месторождения Ruspetro, проектирование и бурение нескольких горизонтальных скважин с многоступенчатым ГРП с использованием передовых технологий разработки ТРИЗ, а также общая оценка потенциала Баженовской свиты.

Во время оценочного бурения будут проводиться детальные геологические исследования, а также работы по отбору керна в юрских и баженовских интервалах для уточнения и улучшения геологической модели.

Horizontals have proven their efficiency in the US, though it has taken substantial time to make them economically viable.

We believe that new extraction technologies will be exported to Russia and adapted here faster than in the US. The key challenge for some Russian producers is in fact not the drilling but rather the surface infrastructure. Namely, roads in West Siberia are costly to contsruct due to the extreme climate conditions and drilling sites are further from consumers than in the US.

Please explain some of the key technical challenges you have encountered when planning or developing these fields.

First of all it is crucial to change the mindset for our subsurface technical staff. They have a lot of experience in investigating the oil migration of conventional reserves in reservoirs with good permeability. However, for unconventionals we have to deal with the source rock. So in order to develop unconventional fields faster, we need to gain a better understanding of the geo-mechanical properties of these reservoirs.

Unconventional reserves require advanced technologies to maximise the field’s potential production. What specific technologies are you currently employing?

42 ROGTEC

ИНТЕРВЬЮ


The joint supervision of operations with Schlumberger will enable Ruspetro to benefit from Schlumberger’s knowledge and experience of the best global tight oil extraction practices, including horizontal wells and multistage fracture completions. We plan to upgrade our drilling techniques to use directional drilling as well as measurement and logging while drilling. As a result we expect this partnership to give Ruspetro the technical tools and know-how to maximize production rates, expected ultimate recovery of oil and therefore investment efficiency per well.

What experience do you have with multi stage fracking on conventional or unconventional fields? How are you expanding your knowledge base in this area?

Ruspetro has already introduced single stage fracturing on our existing vertical wells as well as waterflooding techniques which allow us to maintain high production rates. Together with Schlumberger we plan to expand this practice by performing multistage fracturing on our new horizontal wells. We believe this partnership will be highly productive and fruitful for both parties.

С началом разработки нетрадиционных запасов в США, некоторые эксперты предсказывали, что США станет крупнейшим производителем нефти к 2020 году. Какие уроки следует извлечь и какие технологии можно перенять для разработки нетрадиционных месторождений в России? Какие технологии уже были внедрены?

Горизонтально-направленное бурение с многоступенчатым ГРП – краеугольный камень в разработке сланцевых запасов во всем мире. Этот метод доказал свою эффективность в США, хотя прежде, чем это стало экономически целесообразным, прошло немало времени.

Мы считаем, что новые технологии добычи могут быть экспортированы в Россию и внедрены здесь быстрее, чем это произошло в США. Ключевой сложностью для некоторых российских компаний фактически является не бурение, а наземная инфраструктура. В частности, строительство дорог в Западной Сибири очень высокозатратно в связи с экстремальным климатом, а участки бурения расположены дальше от потребителей, нежели в США.

Расскажите, пожалуйста, о ключевых технических трудностях, с которыми вам пришлось столкнуться при планировании или разработке таких месторождений.

Прежде всего, критически важно изменить тип мышления технических специалистов, занимающихся разработкой недр. Они имеют огромный опыт исследования традиционных запасов, где нефть мигрирует в пластах с хорошей проницаемостью. При работе же с нетрадиционными запасами, работы ведутся с самими материнскими породами. Поэтому для того, чтобы разрабатывать нетрадиционные месторождения быстрее, нам необходимо лучше понимать геомеханические характеристики таких пластов.

Для максимального раскрытия потенциала добычи нетрадиционных месторождений требуется использование передовых технологий. Какие конкретные технологии вы используете в настоящее время?

Наше партнерство с компанией Schlumberger позволит Ruspetro воспользоваться знаниями и опытом Schlumberger в передовых методах разработки трудноизвлекаемой нефти во всем мире, включая опыт бурения горизонтальных скважин, заканчиваний с многоступенчатым ГРП и совместного контроля за работами. Мы планируем расширить спектр используемых

технологий бурения и применять наклонно-направленное бурение, каротаж и измерения во время бурения, непрерывное геологическое сопровождение бурения и кабельный каротаж. В результате мы ожидаем, что это партнерство даст Ruspetro технический инструментарий и умения для максимизации дебитов, конечных извлекаемых запасов, и, следовательно, эффективности инвестиций на скважину.

Каков опыт вашей компании в многоступенчатом ГРП на традиционных или нетрадиционных месторождениях? Как вы расширяете базу знаний в этой области?

Ruspetro уже внедрила одноступенчатый ГРП на наших существующих вертикальных скважинах. Мы также широко используем методы заводнения для поддержания высоких дебитов. Вместе с Schlumberger, мы планируем расширить эту практику проведением многоступенчатых ГРП на наших новых горизонтальных скважинах. Мы надеемся, что это сотрудничество будет высокопроизводительным и плодотворным для обеих сторон.

43ROGTECROGTEC

INTERVIEW


44

he depletion of the resource base in Russia’s historical oil producing regions had brought about the necessity

of developing remote areas in the Far North, Eastern Siberia and offshore regions. Performing geological exploration works (GEW) in these regions entails technological challenges and high financial expenditures. In this context, the risks of drilling nonproductive wells have to be minimized.

Modeling of hydrocarbon systems formation is applied at Rosneft Oil Company OJSC since 2004 to minimize geological risks during area selection, planning and geological exploration works. The modeling is performed using Beicip Franlab (BF) - TemisSuite, LOCAS/CERES, Dionisos and Qubes software products in two phases: 1) at the regional stage - for evaluation of oil and gas bearing potential of poorly explored sedimentary basins; 2) at the prospecting stage- for selection of primary assets and forecasting formation pressure in accumulations. A total of 19 projects have been performed since 2004 in various regions of Russia with creation of over fifty 2D and 3D models (fig. 1). Fig. 1. Regions and areas for which Rosneft performed 2D and 3D modeling of hydrocarbon systems formation: 1 – “Grey zone”; 2 – Admiralteyskiy swell; 3 – Pechora sea; 4 – Chernyshov ridge; 5 – South Kara basin; 6 – Vancor

последние годы в связи с истощением ресурсной базы в старых нефтедобывающих

районах России возникла необходимость освоения труднодоступных регионов Крайнего Севера, Восточной Сибири и шельфов морей. Проведение геолого-разведочных работ (ГРР) в этих регионах связано с большими технологическими сложностями и высокими финансовыми затратами. В связи с этим возникает необходимость снижения рисков бурения непродуктивных скважин.

Для уменьшения геологических рисков при выборе участков, планировании и выполнении ГРР в ОАО «НК «Роснефть» с 2004 г. проводится моделирование формирования углеводородных систем. Моделирование выполняется на основе программных продуктов компании Beicip Franlab (BF) – TemisSuite, LOCAS/CERES, Dionisos и Qubes по двум направлениям: 1) на региональном этапе – для оценки перспектив нефтегазоносности слабоизученных осадочных бассейнов; 2) на поисковой стадии – для выбора первоочередных объектов и прогноза пластовых давлений в залежах. Всего с 2004 г. выполнено 19 проектов по различным регионам России с построением более 50 2D и 3D моделей (рис. 1).

ROGTEC

РАЗВЕДКА


Роснефть: бассейновое моделирование для оценки перспектив нефтегазоносности акваторий

Rosneft: Basin Modeling to Assess the Hydrocarbon Potential of Offshore Areas

Н.А. Малышев, д.г.-м.н, В.В. Обметко, к.г.-м.н. (ОАО «НК «Роснефть»),

А.А. Бородулин (ООО «РН-СахалинНИПИморнефть»)

N.A. Malyshev, V.V. Obmetko (Rosneft Oil Company OJSC, RF, Moscow),

A.A. Borodulin (RN-SakhalinNIPImorneft LLC, RF, Yuzhno-Sakhalinsk)

B T

45ROGTEC

Рис. 1. Регионы и участки, для которых в ОАО «НК «Роснефть» выполнено 2D и 3D моделирование формирования углеводородных систем: 1 – «Серая зона»; 2 – Адмиралтейский мегавал; 3 – Печорское море; 4 – гряда Чернышова; 5 – Южно-Карский бассейн; 6 – Ванкорское месторождение; 7 – Енисей-Хатангский прогиб; 8 – море Лаптевых, 9 – Чукотское море; 10 – Лисянский, Кашеваровский, Магаданский бассейны; 11 – залив Шелехова; 12 – Западно-Камчатский шельф; 13 – Астрахановский, Западно-Шмидтовский участки; 14 – Восточно-Шмидтовский, Кайган-Васюканский, Венинский участки; 15 – Татарский пролив; 16 – Черное море; 17 – Западно-Кубанский прогиб; 18 – Северный Каспий; 19 – Туркменский шельф

Методический подходНаиболее важным для корректного прогноза перспектив нефтегазоносости является геологическое наполнение модели разноранговых объектов (от бассейна до залежи), которое включает оценку развития в разрезе и по площади нефтегазоматеринских толщ (НГМТ), коллекторов и флюидоупоров, тепловой истории региона, наличия и проводимости разрывных нарушений, величины и продолжительности перерывов, размывов и др. Полный набор этих данных имеется в лучшем случае на объектах, находящихся на поисковой стадии ГРР. На региональном этапе исследований при подготовке исходной информации для моделирования проводится комплексный анализ всех имеющихся геологических, геофизических и геохимических данных. Особенно это актуально для слабоизученных осадочных бассейнов шельфов морей России.

field; 7 – Yenisei-Khatanga trough; 8 – Laptev sea; 9 – Chukchi sea; 10 – Lisyansk, Kashevarovsk and Magadan basins; 11 – Shelikhov gulf; 12 - West Kamchatka shelf; 13 – Astrakhan, West Schmidt areas; 14 - East Schmidt, Kaygan-Vasyukan, Veninsk areas; 15 – Tatar Strait; 16 – Black sea; 17 – West Kuban trough; 18 – North Kaspian; 19—Turkmen shelf

Technical ApproachThe most important issue for correct forecasting of oil and gas bearing prospects is completeness of geological data in the model for various range objects (from basin to accumulation), including evaluation of development of source rock intervals (SRI), reservoirs and impermeable seals in section and areally, thermal history of the region, presence and permeability of faults, extent and duration of perturbations, erosions etc. A full set of such data is available for assets in prospecting stage of GEW at best. At the regional stage of the research during the preparation of initial modeling information, a complex analysis of all available geological, geophysical and geochemical data is performed. This is especially important for frontier sedimentary basins of Russia’s shelf regions.

Complex approach to study of sedimentary basins includes: » collection and analysis of accumulated geological and geophysical data, including well drilling results, descriptions of natural outcrops, seismic and gravity- magnetic data, laboratory analytical results; » creation of a single seismic project, interpretation of new data or re-interpretation of earlier seismic data; » creation of a structural model and tectonic zoning of the region;

ROGTEC

EXPLORATION


46 ROGTEC

РАЗВЕДКА


» reconstruction of regional history and sedimentation conditions using seismic facies (sequence stratigraphic) analysis.

This complex data is then used for modeling the formation of hydrocarbon systems, performance of oil and gas geological zoning, estimation of resources and geological risks, ranging the prospective assets and for preparation of recommendations for further directions of GEW [1].

Up to the present time Rosneft has collected a significant volume of seismic data for Russian sea shelves (over 250 thousand km), as well as well data (over 20 wells). Also, numerous reports and scientific publications where used for basin analysis.

Re-interpretation of seismic data in Open Works (Landmark) and Kingdom software has contributed some significant adjustments and in a number of cases, allowed to create principally new structural tectonic models for formation and morphology of sedimentary basins in Russian Arctic shelf [2, 3].

History reconstruction for any given region is done with consideration of all accumulated geological information: lithology facial composition of sediments; earlier performed paleogeographic reconstructions; type of scale of nondepositional hiatus detected in section and etc. Stratification of reflecting horizons and actualization of paleogeographic constructions is performed based on this data with consideration of adjacent onshore well data. Analysis of the source area allows possible forecasting of the reservoirs distribution, composition and properties. In addition to this, seismic facies and sequence stratigraphic analysis are performed for the estimation of the reservoir and the impermeable seals distribution in the plan and in the section based on the seismic data. This is the first time such an approach is used for a number of regions (Laptev sea shelf and the Russian part of the Chukchi sea shelf).

Oil Company Rosneft OJSC created and is constantly updating a geochemical database with a purpose of forecasting the development and composition of SRI in the sedimentary basins of the Arctic shelf. Considering these materials along with the paleogeographic and lithology facies reconstructions of the region, the distribution features of source rock are evaluated.

Modeling Hydrocarbon System FormationThe modeling of hydrocarbon systems formation itself is done primarily in the TemisSuite software. The cycle consists of 1D, 2D and 3D modeling. Data preparation includes the creation of structural models, the reconstruction of eroded formation thicknesses, forecasting of reservoir and impermeable seals distribution and the source rock in the section and area. The modeling process includes calibration of the thermal model, assessment of how the most critical parameters (scale of

Комплексный подход к изучению осадочных бассейнов включает:» сбор и анализ накопленной геолого-геофизической информации, включающей результаты бурения скважин, описания обнажений естественных выходов горных пород, сейсмические и гравимагнитные материалы, результаты лабораторно-аналитических исследований;» создание единого сейсмического проекта, интерпретацию новых и переинтерпретацию более ранних сейсмических данных;» построение структурной модели и тектоническое районирование региона;» реконструкцию истории развития региона, обстановок осадконакопления с использованием сейсмофациального (сиквенс-стратиграфического) анализа.

На основе этого комплекса данных в дальнейшем осуществляется моделирование формирования углеводородных систем, проводятся нефтегазогеологическое районирование, оценка ресурсов и геологических рисков, ранжирование перспективных объектов и подготовка рекомендаций по дальнейшим направлениям ГРР [1].

По шельфам морей России в ОАО «НК «Роснефть» к настоящему времени собран значительный объем сейсмических материалов (более 250 тыс. км), а также скважинных данных (более 20 скважин). Для бассейнового анализа использовались также многочисленные фондовые отчеты и научные публикации.

Переинтерпретация сейсмических материалов на основе программного обеспечения Open Works (Landmark) и Kingdom позволила существенно уточнить, а в ряде случаев создать принципиально новые структурно-тектонические модели строения и формирования осадочных бассейнов на российском арктическом шельфе [2, 3].

Реконструкция истории развития того или иного региона проводится с учетом всей накопленной геологической информации: литолого-фациального состава отложений; ранее выполненных палеогеографических реконструкций, характера и масштабов установленных в разрезе перерывов в осадконакоплении и др. На основе этих материалов с учетом данных по скважинам на прилегающей суше выполняется стратификация отражающих горизонтов, актуализируются палеогеографические построения. Анализ источников сноса позволяет прогнозировать возможное распространение, состав и свойства коллекторов. В дополнение к этому для оценки развития резервуаров и флюидоупоров в плане и в разрезе по сейсмическим данным выполняется

47ROGTECROGTEC

EXPLORATION


erosion processes and faulting) influence the formation and preservation of formations and forecasting of the reservoir saturation with carbohydrates (fig. 2).

The scarcely available data for the sedimentary basins of the shelf creates a number of problems mainly related to the numerous uncertainties. This is why the authors perform multi-version modeling of the hydrocarbon accumulations formation and evaluate the model’s sensitivity to changes of certain parameters. Usually, pessimistic, optimistic and most probable scenarios are assessed. Without a doubt, most uncertainties may only be resolved after drilling appraisal or prospecting wells.

Let us review some of the problems and approaches to their resolution showcasing various basins of the shelf.

Stratification and completeness of the section. Ambiguities of the stratification and the completeness of the sedimentary section is typical for the least explored sedimentary basins in The Eastern Arctic [3-10]. The reason for this is the absence of deep wells on the shelf and the impossibility of definite reflection identification to the wells drilled in the American sector of Chukchi sea and along Laptev sea coast.

сейсмофациальный и сиквенс-стратиграфический анализ. Такой подход для ряда регионов (шельфы моря Лаптевых и российской части Чукотского моря) применен впервые.

С целью прогноза развития и состава НГМТ в осадочных бассейнах арктического шельфа в ОАО «НК «Роснефть» создана и постоянно обновляется геохимическая база данных. С учетом этих материалов, а также выполненных палеогеографических и литолого-фациальных реконструкций региона оценивается характер распространения нефтегазоматеринских пород.

Моделирование формирования углеводородных системСобственно моделирование формирования углеводородных систем выполняется преимущественно в пакете TemisSuite. Цикл состоит из 1D, 2D и 3D моделирования. Подготовка данных включает создание структурной модели, восстановление толщин эродированных отложений, прогноз распространения коллекторов,

Подготовка исходных данных Структурная модель

Литологическая модельРаспространение нефтематеринских пород

Восстановление толщи эродированных породПроводимость разломов во времени

1D моделирование Калибровка тепловой модели времени

2D моделирование Оценка времени начала генерации и миграции

углеводородовВыделение зон нефте- и газогенерацииПрогноз нефтегазоносности разреза

Прогноз фазового состава углеводородов в ловушкахОценка влияния перерывов, размывов и разломов на

формирование и сохранность залежей углеводородов

3D моделирование Выделение очагов генерации углеводородов

Выделение зон дренирования ловушек и путей миграции флюида

Оценка объема сгенерированных углеводородовОценка ресурсов углеводородов в ловушках

Рис. 2. Блок-схема последовательности моделирования формирования углеводородных систем Тепловая история.

Preparation of Initial Data Structural model

Lithological modelDistribution of source rock

Reconstruction of eroded rock thicknessConductivity of faults in time

1D Modeling Calibration of thermal time model

2D Modeling Estimaton of time when hydrocarbons generation and

migration beganIdentification of oil- and gas- generation zones

Forecast of oil and gas bearing capacity of the section Forecast of phase compoisiton of hydrocarbons in traps

Assesment of impacts from hiatuses, scourings and faulting on formation and preservation of hydrocarbons

3D Modeling Identification of hydrocarbon generation centers

Selection of trap drainage zones and fluid migration paths Esimating volume of generated hydrocarbonsEstimation of hydrocarbon resources in traps

Fig. 2. Block scheme showing sequence of modeling for hydrocarbon system formation.

48 ROGTEC

РАЗВЕДКА


For the western part of the Laptev sea shelf, where the views on the stratigraphic composition of the sedimentary section disagree the most, modeling was performed both for the version of the Permian-Cenozoic scenario and for the version with smaller stratigraphic intervals, in volumes including only the Apt-Cenozoic formations. For the first version, the model revealed that the edges and most elevated structures of the region feature significantly higher hydrocarbon content. The structures that were primarily saturated with oil were identified. The results of the second version emphasize the maximum hydrocarbon content for most of the immersed traps in the basin and the gas composition of fluids filling these traps.

Thermal history. The modeling, considering all the various thermal histories is conducted for all the basins under review. With that, both modern heat flow measurements (as a rule they are sporadic) on the surface and the formation temperatures are based on well data as well as the principal indicators of the paleotemperatures – vitrinite reflectance values (Ro) for both core and natural outcrops. The analysis of the region’s thermal activity periods related to rifting and magmatism is also important. Usually, different options are analyzed either at constant heat flow or heat flow differentiated in time. Modeling for Laptev sea shelf revealed that changes to the heat flow have a significant impact on the time when hydrocarbons began to generate and migrate, as well as the extent to which the traps were filled with hydrocarbons and on phase composition of fluids in forecasted formations. Resolving thermal history related uncertainties is possible by calibrating the models based on drilling results, increasing the number of modern heat flow measurements and more precise reconstruction of region’s thermal activity phases.

Analysis of source rock intervals. The next important component for modeling is consideration of the SRI structure peculiarities and their geochemical characteristics. In regards to the least explored sedimentary basins of the eastern Arctic and north of the Sea of Okhotsk, various researches have significantly different positions on the assessment of development of various oil and gas bearing rock potential in the section. The authors are studying the SRI in well section and in outcrops on islands and in coastal onshore areas as well as attract the data for the nearest analogous sedimentary basins. Ambiguity of initial data on the position in sections and the SRI characteristics explains the necessity for multi-version modeling with consideration of various source rock characteristics. For the shelf areas where siliceous SRI are developed in sections, modeling is also done with consideration of various kinetic characteristics of kerogen. With that, modeling shows ambiguous results. For example, various kinematic kerogen characteristics have an insignificant impact on the type of traps and on the extent to which they are filled for the Sea of Okhotsk aquatic area, because siliceous source rock here have just entered the oil generation phase and

флюидоупоров и нефтегазоматеринских пород в разрезе и по площади. При моделировании проводятся калибровка тепловой модели, оценка влияния наиболее критичных параметров (масштаба эрозионных процессов и разломов) на формирование и сохранность залежей, выполняется прогноз углеводородонасыщения резервуаров (рис. 2). Низкая степень изученности осадочных бассейнов шельфа обусловливает ряд проблем, связанных главным образом с наличием множества неопределенностей. В связи с этим авторами проводятся многовариантное моделирование формирования скоплений углеводородов и оценка чувствительности модели к изменению того или иного параметра. Обычно оцениваются пессимистичный, оптимистичный и наиболее вероятный варианты. Безусловно, большая часть неопределенностей может быть снята только после бурения параметрических или поисковых скважин.

Рассмотрим на примере различных бассейнов шельфа некоторые проблемы и подходы к их решению.

Стратификация и полнота разреза. Неоднозначность стратификации и полноты разреза осадочного чехла характерна для наименее изученных осадочных бассейнов восточной Арктики [3-10]. Вызвано это отсутствием глубоких скважин на шельфе и невозможностью однозначной привязки отражающих сейсмических горизонтов к скважинам, пробуренным в американском секторе Чукотского моря и на побережье моря Лаптевых.

Для западной части шельфа моря Лаптевых, где взгляды на различное стратиграфическое наполнение разреза осадочного чехла различаются наиболее существенно, моделирование выполнялось как для варианта развития здесь пермско-кайнозойского разреза, так и для варианта с меньшим стратиграфическим интервалом – в объеме, включающем только апткайнозойские отложения. В первом варианте моделирование показало, что значительно большим заполнением углеводородами характеризуются бортовые и наиболее приподнятые структуры региона. Кроме того, обозначилось преимущественно насыщение структур нефтью. По результатам второго варианта отмечаются максимальное заполнение углеводородами наиболее погруженных в бассейне ловушек и газовый состав насыщающих их флюидов.

Тепловая история. Моделирование с учетом различной тепловой истории проводится по всем исследуемым бассейнам. При этом учитываются современные замеры (как правило, единичные)

49ROGTECROGTEC

EXPLORATION


have not impacted significantly the phase composition of hydrocarbons and the filling of traps here. At the same time, in the South Kara basin these factors are manifested to a greater extent since siliceous SRI here have primarily completed their generation potential. Altering such factors as SRI thickness, content and type of organic matter has the largest impact on the saturation of section with hydrocarbons.

Evaluation of impacts from nondepositional hiatus and the extent of rock erosion. Modeling with consideration of various extents of rock erosion revealed that eroded sections below 300-500 m amplitude as well as large erosions which happened before the main stage of hydrocarbon generation began have insignificant impact to the formation and preservation of accumulations. Thus, significant by its scale pre-Jurassic rock erosion in the North Chukchi basin had an overall negative impact to hydrocarbon accumulations formation in overlying units due to the erosion of Shublik, one of the principal Triassic source rock formations for the section. In section below the erosion surface, pre-Jurassic processes had a positive impact, contributing to formation of stratigraphic type traps. The main hydrocarbon generation and migration stage here took place at a later time. Similar situations are noted for sedimentary basins in the northern part of the Sea of Okhotsk.

Large hiatuses and erosions that happened here either after or during the main phase of oil and gas generation and migration from the source to the traps had a negative impact of formation and preservation of hydrocarbon accumulations. Thus, modeling revealed an almost entire destruction of hydrocarbon accumulations in near-edge zones of uplifts, along the Wrangel-Herald oblique slip faults zone in North Chukchi trough during early Cretaceous and early Cenozoic erosions.

Evaluation of faulting impacts. Experience of modeling with consideration of various conductivity of faults shows that at the regional phase, in absence of data on conductive role of faults given large uplifts and not very significant vertical amplitude of faults, no significant differences are found in regards to saturation of attic zones of structures. Modeling the impacts of fault tectonics at this stage may be neglected as it only introduces more uncertainties into the model. The fault tectonics factor is expedient in modeling prospecting areas, when it is possible to use analogue fields benchmarking to assess conductivity of faults varying in scale, type and direction.

Overall, based on 2D modeling experience for hydrocarbon systems formation at Rosneft, usually 12 to 20 versions of the model are calculated. Final conclusions about prospective capacity of assets and their ranging are based on correlation of favorable and unfavorable scenarios of hydrocarbon accumulation formation processes.

теплового потока на поверхности и пластовых температур по скважинам, а также главный показатель палеотемператур – значения отражающей способности витринита (Ro) как по керну, так и по породам из естественных обнажений. Важен также анализ периодов тепловой активизации региона, связанных с рифтогенезом и магматизмом. Обычно анализируются разные варианты при постоянном или дифференцированном во времени тепловом потоке. Моделирование по шельфу моря Лаптевых показало, что с изменением теплового потока существенно изменяются время начала генерации и миграции углеводородов, степень заполнения ловушек и фазовый состав флюидов в прогнозируемых залежах. Устранение неопределенностей, связанных с тепловой историей, представляется возможным путем калибровки моделей по результатам бурения, увеличения числа замеров современного теплового потока и более точной реконструкции этапов тепловой активизации региона.

Анализ нефтегазоматеринских толщ. Следующей важной составляющей при моделировании является учет особенностей строения НГМТ, их геохимической характеристики. В отношении наименее изученных осадочных бассейнов восточной Арктики и севера Охотского моря разные исследователи существенно расходятся в оценке развития в разрезе различных по нефтегазоматеринскому потенциалу пород. Авторами проводится изучение НГМТ в разрезах скважин и обнажений на островах и прилегающей к акватории части суши, а также привлекаются данные по ближайшим осадочным бассейнам-аналогам. Неоднозначность исходных данных по положению в разрезе и характеристикам НГМТ обусловливает проведение многовариантного моделирования с учетом различных характеристик нефтегазоматеринских пород. По участкам шельфов, где в разрезах развиты кремнистые НГМТ, моделирование выполняется также с учетом различной кинетической характеристики керогена. При этом моделирование дает неоднозначные результаты. Например, разные кинематические характеристики керогена незначительно влияют на характер и степень заполнения ловушек в акватории Охотского моря, так как кремнистые нефтегазоматеринские породы здесь только вступили в главную фазу нефтегенерации и не оказали существенного воздействия на заполнение ловушек и фазовый состав углеводородов. В то же время в Южно-Карском бассейне эти факторы проявляются в большей степени, так как кремнистые НГМТ здесь преимущественно уже реализовали свой генерационный потенциал. Наибольшее влияние на характер насыщения разреза углеводородами отмечается при изменении таких показателей, как толщины НГМТ, содержание и тип органического вещества.

50 ROGTEC

РАЗВЕДКА


Three-dimensional modeling is typically done for the most probable scenario. It is aimed at determination of maturity of principal source rock in research area, selection of hydrocarbon generation centers, estimations on volume of generated and migrated hydrocarbons, detection of drainage zones for prospective assets and evaluation of phase composition of fluids in the accumulations (fig. 3). In presence of statistical regional data on the scale of

hydrocarbon losses during migration, 3D modeling is used for quantitative resources evaluation for possible formations. Results of basin modeling application. The first results of basin analysis application at Oil Company Rosneft OJSC were obtained for the Vankor region in 2004. (N.A. Malyshev et all, 2004).

In 2006, LOCAS software was used to model the formation and infilling with hydrocarbons for the structurally complex Vorgamusyur asset at thew Chernyshov ridge in the Timano-Pechora basin (fig. 4). Based on the modeling results, favorable forecasting for hydrocarbon saturation of the lower Permian and Carboniferous formations in underthrust, part of the Vorgamusyur structure, was obtained. Drilling of well 2 Vorgamusyurskaya confirmed the forecast. Lower Permian

Оценка влияния перерывов в осадконакоплении и масштабов эрозии пород. Моделирование с учетом различных масштабов эрозии пород показало, что размывы амплитудой менее 300-500 м, а также крупные размывы, происходившие до начала основного этапа генерации углеводородов, несущественно влияют на формирование и сохранность залежей. Так, значительная по масштабам предъюрская эрозия пород в Северо-Чукотском бассейне, в целом негативно повлияла на формирование залежей в вышележащих комплексах из-за размыва одной из основных в разрезе нефтематеринских пород триасовой формации Шублик. В разрезе ниже эрозионной поверхности предъюрские процессы сыграли положительную роль, способствуя формированию ловушек стратиграфического типа. Основной этап генерации и миграции углеводородов здесь протекал позднее. Сходная ситуация отмечена и для осадочных бассейнов в северной части Охотского моря.

Негативно на процессы формирования и сохранности скоплений углеводородов повлияли крупные перерывы и размывы, происходившие после либо во время основной фазы генерации и миграции нефти и газа из очагов в ловушки. Так, моделирование показывает, что в Северо-Чукотском прогибе во время раннемелового и раннекайнозойского размывов произошло практически полное разрушение залежей углеводородов в прибортовой зоне поднятий, вдоль зоны взбросонадвигов Врангеля – Геральда.

Оценка влияния разломов. Опыт моделирования с учетом различной проводимости разломов показывает, что на региональном этапе при отсутствии данных о проводящей роли разломов, крупных размерах поднятий и не столь значительной вертикальной амплитуде разломов существенных отличий в насыщении сводовых частей структур не отмечается. Моделированием влияния разломной тектоники на этом этапе можно пренебречь, так как оно вносит только больше неопределенностей в модель. Фактор разломной тектоники целесообразно учитывать при моделировании на поисковых участках, когда по соседним месторождениям-аналогам возможно судить о проводимости разломов различных масштаба, типов и направлений.

В целом по опыту 2D моделирования формирования углеводородных систем в ОАО «НК «Роснефть»

Газ Gas

Нефть Oil

Нефть+вода Oil+water

Вода Water

4321

Рис. 3. Результаты 3D моделирования насыщения углеводородами палеогеновых отложений на северо-западном шельфе о. Сахалин: 1 – пути миграции флюида; 2 – литологические и тектонические экраны; 3 – зоны дренирования; 4 – ловушки

Fig. 3. Results of 3D modeling for saturation of paleogene deposits at north-western shelf of Sakhalin island: 1 – fluid migration paths; 2 – lithological and tectonic seals; 3 – drainage zones; 4 – traps

51ROGTECROGTEC

EXPLORATION


carbonates manifested an oil inflow of 2 m3/day. Due to poor reservoir properties of lower Permian carbonates and insignificant reserves, this formation was declared non-commercial.

In 2007-2012 based on the results of complex research on the oil and gas bearing prospects for Russian sea shelves using basin modeling technology, hydrocarbon resources were re-estimated, prospective assets were ranged and recommendations were prepared on licensing and further GEW directions for the shelves of the Pechora, Barents, Kara, Laptev, Chukchi, Caspian, Black Seas and Sea of Okhotsk.

References1. Malyshev N.A., Obmetko V.V., Borodulin A.A., Nauchno-tekhnicheskiy vestnik OAO “NK “Rosneft’”, 2010, no. 1, pp. 20-28.

2. Malyshev N.A., Obmetko V.V., Borodulin A.A. et al., Materials of XLII Tectonic Meeting, Geologiya polyarnykh oblastey zemli (Geology of the polar areas of the Earth), V. 2, Moscow: Geos Publ., 2009, pp. 32-37.

3. Malyshev N.A., Obmetko V.V., Borodulin A.A. et al., Materials of XLII Tectonic Meeting, Tektonika i geodinamika skladchatykh poyasov i platform fanerozoya (Tectonics and geodynamics of the fold belts and Phanerozoic platforms), V. 2, Moscow: Geos Publ., 2009, pp. 23-29.

4. Andieva T.A., Neftegazovaya geologiya. Teoriya i praktika – Petroleum Geology - Theoretical and Applied Studies, 2008, V. 3, no. 1.

5. Vinogradov V.A., Gusev E.A., Lopatin B.G.,

рассчитывается обычно от 12 до 20 вариантов модели. Итоговые заключения о перспективности объектов и их ранжирование основаны на данных анализа соотношения благоприятных и неблагоприятных сценариев процессов формирования скоплений углеводородов.

Трехмерное моделирование выполняется, как правило, для наиболее вероятного сценария. Оно направлено на определение зрелости основных нефтематеринских толщ по площади исследований, выделение очагов генерации углеводородов, оценку объемов сгенерированных и эмигрировавших углеводородов, выявление зон дренирования для перспективных объектов и оценку фазового состава флюидов в залежах (рис. 3). При наличии статистических данных по региону о масштабах потерь углеводородов при миграции 3D моделирование используется для количественной оценки ресурсов возможных залежей. Результаты применения бассейного моделирования. Первые результаты использования бассейнового анализа в ОАО «НК «Роснефть» были получены по Ванкорскому региону в 2004 г. (Н.А. Малышев и другие, 2004 г.).

В 2006 г. в пакете LOCAS было выполнено моделирование формирования и заполнения углеводородами сложнопостроенного Воргамусюрского объекта на гряде Чернышева в Тимано-Печорском бассейне (рис. 4). По результатам моделирования получен благоприятный прогноз насыщения углеводородами нижнепермских и каменноугольных отложений в поднадвиговой

Рис. 4. Результаты моделирования насыщения углеводородами (а) и бурения на Воргамусюрской поднадвиговой структуре (б)Fig. 4. Results of modeling hydrocarbon saturation (a) and drilling at Vorgamusyurskaya underthrust structure (b)

0-44-88-1212-1616-2020-2424-28

32-3636-40

28-32

Нефтенасыщенный керн из артинских карбонатов нижней перми

Oil-saturated core from lower Permian Artinskian carbonates

Нас

ыщ

енос

ть

угле

водо

род

ами.

%

Hyd

roca

rbon

sat

urat

ion.

%

а б - b

52 ROGTEC

РАЗВЕДКА


Proceedings of the All-Russian Research Institute of Geology and Mineral Resources of the World Ocean VNIIOkeangeologia “Geologo-geofizicheskie kharakteristiki litosfery Arkticheskogo regiona” (Geological and geophysical characteristics of the lithosphere in the Arctic region), St. Petersburg, VNIIOkeangeologia, 2004, V. 5, pp. 202-212.

6. Drachev S.S., Geotektonika – Geotectonics, 2000, no. 6, pp. 43-58.

7. Zavarzina G.A., Shkarubo S.I., Neftegazovaya geologiya. Teoriya i praktika – Petroleum Geology - Theoretical and Applied Studies, 2012, V. 7, no. 3.

8. Ivanova N.M., Sekretov S.B., Geologicheskoe stroenie akvatoriy Mirovogo okeana (Geological structure of the world’s oceans), Leningrad: Publ. of NPO “Sevmorgeo”, 1989, pp.77-91

9. Petrovskaya N.A.,Materials of XLII Tectonic Meeting, Geologiya polyarnykh oblastey zemli (Geology of the polar areas of the Earth), 2009, V. 2, Moscow: Geos Publ., pp.112-115.

10. Cramer D., Franke D., Indikations for an active petroleum system in the Laptev sea, NE Siberia, Journal of Petroleum Geology, 2005, no. 28(4), pp. 369-384.

The article was published in the “Oil Enterprise” magazine (“Neftyanoye Khozyaystvo”), No.11, 2012, pp.14-17.Printed with permission from the Editorial Board.

8. Иванова Н.М., Секретов С.Б. Разрез осадочного чехла центральной части моря Лаптевых (по данным МОВ ОГТ). В сб. Геологическое строение акваторий Мирового океана. – Л.: НПО «Севморгео», 1989. – С. 77-91.

9. Петровская Н.А. Некоторые черты геологического строения Восточно-Сибирского и Чукотского морей. В сб. Геология полярных областей земли. Материалы XLII Тектонического совещания: Т. 2. – М.: Геос, 2009. – С. 112-115.

10. Cramer D., Franke D. Indikations for an active petroleum system in the Laptev sea, NE Siberia//Journal of Petroleum Geology. – 2005. – № 28(4). – P. 369-384.

Статья была опубликована в журнале «Нефтяное хозяйство», №11, 2012, стр. 14-17.Публикуется с разрешения редакции.

части Воргамусюрской структуры. Бурение скв. 2 Воргамусюрская подтвердило прогноз. Из нижнепермских карбонатов получен приток нефти дебитом 2 м3/сут. Из-за низких коллекторских свойств нижнепермских карбонатов и незначительных запасов залежь оказалась непромышленной.

В 2007-2012 г.г. по результатам комплексного изучения перспектив нефтегазоносности шельфов морей России с применением технологий бассейнового моделирования переоценены ресурсы углеводородов, выполнено ранжирование перспективных объектов и подготовлены рекомендации по лицензированию и дальнейшим направлениям ГРР на шельфах Печорского, Баренцева, Карского, Лаптевых, Чукотского, Охотского, Каспийского и Черного морей.

Список литературы1. Малышев Н.А., Обметко В.В., Бородулин А.А. Оценка перспектив нефтегазоносности осадочных бассейнов Восточной Арктики//Научно-технический вестник ОАО «НК «Роснефть». – 2010. – № 1. – С. 20-28.

2. Новые представления о строении и формировании осадочного чехла моря Лаптевых. В сб. Геология полярных областей земли. Материалы XLII Тектонического совещания: Т. 2/Н.А. Малышев, В.В. Обметко, А.А. Бородулин [и др.]. – М.: Геос, 2009. – С. 32-37.

3. Тектоника осадочных бассейнов российского шельфа Чукотского моря. В сб. Тектоника и геодинамика складчатых поясов и платформ фанерозоя. Материалы XLIII Тектонического совещания. Т. 2/Н.А. Малышев, В.В. Обметко, А.А. Бородулин [и др.]. – М.: Геос, 2010. – С. 23-29.

4. Андиева Т.А. Тектоническая позиция и основные структуры моря Лаптевых//Нефтегазовая геология. Теория и практика. –2008. – Т. 3. – № 1.

5. Виноградов В.А., Гусев Е.А., Лопатин Б.Г. Возраст и структура осадочного чехла Восточно-Арктического шельфа России. В сб. Геолого-геофизические характеристики литосферы Арктического региона. – СПб.: ВНИИОкеангеология, 2004. – Вып. 5. – С. 202-212.

6. Драчев С.С. Тектоника рифтовой системы дна моря Лаптевых//Геотектоника. – 2000. – № 6. – С. 43-58.

7. Заварзина Г.А., Шкарубо С.И. Тектоника западной части шельфа моря Лаптевых//Нефтегазовая геология. Теория и практика. – 2012. – Т. 7. – № 3.

53ROGTECROGTEC

EXPLORATION


200400

200

400

60

0

80

0

800600

400

6008001000

1000

1200

10

0012

00

1200

14001600

18002000

22002400260028003000320 0340 036 00

38

004000

14

00

16

00

180020

00

22

00

24

00

26

00

28

00

30

00

3000

3200

14001600

1800

2000

2200

2400

2600

2800

3000

320 0

10

00

800

600

400

400

12

00

14

00

1400

120010 00

800

10

60

18

00

22

00

2000 24

00

26

00

28

00

3000

32

00

34

00

34

0036

00

3400

3200

3400

34003600

3800

4000

4200

4400

46

00

48

00

50

00

3600

38

00

38

00

36 00

4400

42 00

4000

4000

3800

4200

4400

4600

4800

4600

40

06

00

80

0

100

0

600 400

200

800

10

00

1200

1200

12 00

10

00

800

600

400

200

140 0

1400

14

00

4000

36

00

16

00

1400

1600

1800

2000

18

00

1800

16

00

2000

2200

16

00

1600

16 00

18

00

180 0

20

00

20 00

22

00

2200

02

00

2200

240 0

24

00

240 0 24 00

24

00

260 0

26 00

2400

26 00

2600

26

00

28

00

30

00

3200

34

00

2600

2600

2600

2600

3000

2800

3000

2800

28

00

300

0

32

00

34

00

36 00

38 0040 00

42 00

3800

480 0

440 0

4200

26

00 2800

30

00

28

00

28 00

14

00

2400

3000

26 00

18

0020002200

200 0

Taz

Na dym

Ob

Taz

Pu

r

Ob

Ob

Ob

Ob

Irtys

h

Yen

esei

Yen

eseiTobo

l’

Ishim

Irt ysh

o75 N

o75 N

o70 N

o70 N

o65 N

o65 N

o60 N

o60 N

o55 N

o55 N

o50 N

o50 N

o70 E

o70 E

o80 E

o80 E

o60 E

o60 E

o90 E

o90 E

o100 E

o100 E

NADYM

UST’-TYM

NOV.VASYUGAN

OMSK

SURGUT

NEFTEYUGANSK

STREZHEVOY

ALEKSANDROVSK

NIZHNEVARTOVSKLAR’YAK

TOMSK

NOVOSIBIRSK

TOBOL’SK

TYUMEN

KHANTY-MANSIISK

TARKO-SALE

IGARKA

PODKAMMENAYA

NORIL’SK

YAMBURG

IGRIM

NAKHODKA

YENESEISK

LESOSIBIRSK

SALEKHARD

VORKUTA

ISHIM

PETROPAVLOVSK

KRASNOYARSKKURGAN

Geological Services Ltd

Blackbourn

0 500

Kilometres

100 200 300 400

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

2000

2200

2400

2600

2800

3000

3200

3400

3600

3800

4000

4200

4400

4600

4800

5000

5200

Fault

Граница юрского осаждения

Граница Западно-Сибирской платформы

Depth in Metres

Глубина в метрах

Source: Kontorovich, A. E. (Ed), 2001

S OUTH

KARA

BASI N

Y ENES EI- K

HATAN

GATRO

UGH

NORTHS IB ER I AN

SILL

TURGAI

TROUGH

Разрыв

Boundary of Jurassic deposition

Boundary of West Siberian Platform

54

t can be argued that over the last 20 years or so, offshore explorers have become ‘lazy’, relying on regional 3D

seismic to bring them success.

This will not be possible when explorers turn to looking for unconventional resources onshore; the innovative use of technology will be the key to explorers “going back to the future” and returning to onshore exploration.

In this article, I assemble some relevant exploration technologies in order (roughly) of increasing resolution and focus.

Remote Sensing & SeepageSatellites can on occasion offer evidence of recent topographical changes. Perhaps one of the better known examples are the observations of surface elevation above the Ghawar oil field of Saudi Arabia, seeking changes presumed to be due to the reservoirs compacting as oil was produced.

However, the results were not as expected(1) and not uncontentious(2)!

уществуют поводы считать, что за последние лет двадцать, компании, ведущие разведку в

море, в некотором роде «обленились», полагаясь на то, что успех им обеспечат данные региональной 3D сейсморазведки.

Однако это будет невозможно, когда разведчики вернутся на сушу в поисках трудноизвлекаемых запасов: использование разведочными компаниями инновационных технологий станет ключевым фактором при возврате к наземной разведке на этом пути «назад в будущее».

В этой статье я собрал информацию о некоторых важных технологиях разведки, расположив их по степени масштабности и разрешения.

Дистанционное зондирование и нефтепроявленияВ отдельных случаях, спутниковая съемка может выявлять признаки недавних изменений топографии. Вероятно, один из наиболее ярких примеров - наблюдения за поднятиями повехности на месторождении Гавар в Саудовской Аравии в

ROGTEC

РАЗВЕДКА


Нетрадиционная разведка! Exploring

Unconventionally!

Дэвид Бэмфорд, [email protected] David Bamford, [email protected]

C I

200400

200

400

60

0

80

0

800600

400

6008001000

1000

1200

10

0012

00

1200

14001600

18002000

22002400260028003000320 0340 036 00

38

004000

14

00

16

00

180020

00

22

00

24

00

26

00

28

00

30

00

3000

3200

14001600

1800

2000

2200

2400

2600

2800

3000

320 0

10

00

800

600

400

400

12

00

14

00

1400

120010 00

800

10

60

18

00

22

00

2000 24

00

26

00

28

00

3000

32

00

34

00

34

0036

00

3400

3200

3400

34003600

3800

4000

4200

4400

46

00

48

00

50

00

3600

38

00

38

00

36 00

4400

42 00

4000

4000

3800

4200

4400

4600

4800

46004

00

60

0

80

0

100

0

600 400

200

800

10

00

1200

1200

12 00

10

00

800

600

400

200

140 0

1400

14

00

4000

36

00

16

00

1400

1600

1800

2000

18

00

1800

16

00

2000

2200

16

00

1600

16 00

18

00

180 0

20

00

20 00

22

00

2200

02

00

2200

240 0

24

00

240 0 24 00

24

00

260 0

26 00

2400

26 00

2600

26

00

28

00

30

00

3200

34

00

2600

2600

2600

2600

3000

2800

3000

2800

28

00

300

0

32

00

34

00

36 00

38 0040 00

42 00

3800

480 0

440 0

4200

26

00 2800

30

00

28

00

28 00

14

00

2400

3000

26 00

18

0020002200

200 0

Taz

Na dym

Ob

Taz

Pu

r

Ob

Ob

Ob

Ob

Irtys

h

Yen

esei

Yen

esei

Tobo

l’

Ishim

Irt ysh

o75 N

o75 N

o70 N

o70 N

o65 N

o65 N

o60 N

o60 N

o55 N

o55 N

o50 N

o50 N

o70 E

o70 E

o80 E

o80 E

o60 E

o60 E

o90 E

o90 E

o100 E

o100 E

NADYM

UST’-TYM

NOV.VASYUGAN

OMSK

SURGUT

NEFTEYUGANSK

STREZHEVOY

ALEKSANDROVSK

NIZHNEVARTOVSKLAR’YAK

TOMSK

NOVOSIBIRSK

TOBOL’SK

TYUMEN

KHANTY-MANSIISK

TARKO-SALE

IGARKA

PODKAMMENAYA

NORIL’SK

YAMBURG

IGRIM

NAKHODKA

YENESEISK

LESOSIBIRSK

SALEKHARD

VORKUTA

ISHIM

PETROPAVLOVSK

KRASNOYARSKKURGAN

Geological Services Ltd

Blackbourn

0 500

Kilometres

100 200 300 400

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

2000

2200

2400

2600

2800

3000

3200

3400

3600

3800

4000

4200

4400

4600

4800

5000

5200

Fault

Граница юрского осаждения

Граница Западно-Сибирской платформы

Depth in Metres

Глубина в метрах

Source: Kontorovich, A. E. (Ed), 2001

S OUTH

KARA

BASI N

Y ENES EI- K

HATAN

GATRO

UGH

NORTHS IB ER I AN

SILL

TURGAI

TROUGH

Разрыв

Boundary of Jurassic deposition

Boundary of West Siberian Platform

55ROGTEC

поисках изменений, вызванных, предположительно, уплотнением пород по мере добычи нефти.

Однако результаты этих наблюдений оказались неожиданными(1) и неоспоримыми(2)!

Спутниковой съемкой также выявляют нефтепроявления на поверхности, и на сегодняшний день, это наиболее активная форма дистанционного зондирования.

Важно обозначить разницу между макро-нефтепроявлениями и микро-высачиванием. Макро-нефтепроявления - это известные издавна и даже упоминавшиеся в Библии отдельные видимые выходы нефти, которые использовались для заложения скважин еще в Персии и Ираке (найти антиклиналь с выходом нефти, выяснить внутреннюю геометрию складки, бурить в нужной точке) – то, чем занималась BP в конце 80-х - начале 90-х, сначала используя воздушно-лазерный флуоресцентный метод (ALF), затем при помощи пары дорогих солнцезащитных очков, а потом отправляя дистанционно управляемые аппараты для изучения хемосинтетических колоний, живущих за счет выходов нефти на морском дне.

В наши дни применяют преимущественно технологию РСА, и такие компании, как Fugro NPA (теперь часть CGG) предлагают такую услугу. О том, что необходимо учитывать, рассказывалось в двух презентациях на форуме Finding Petroleum(3): избегать ложноположительных результатов (например, вызванных тем, что иракские супертанкеры всегда промывают емкости в одном и том же месте) и отбирать пробы на месте.

В отношении макро-нефтепроявлений обычно приводится два аргумента: Во-первых, почти в шутку, найти нефтепроявление - это хорошо или плохо? Cвидетельствует оно о действующей нефтегазоносной системе или же просто указывает на протекание ловушек? Обычно каналы перемещения флюидов можно выявить на основе региональных сейсморазведочных данных. Во-вторых, и это уже более серьезно – можно ли и следует ли использовать такие признаки для отбраковки рискованных проектов: покажет ли геохимический анализ проб нефти, находилась ли эта нефть когда-то в коллекторе или же сформировалась недавно, а проявление на поверхности – лишь выход канала ее миграции?

Полагаю, наиболее разумный подход – считать такие нефтепроявления признаками действующей нефтегазоносной системы, которая может

Satellites also offer information on petroleum seepage, and this is currently the most active form of remote sensing.

It’s important to distinguish between macro-seeps and micro-seepage.

Macro-seeps are the individual observable seeps that have been known for a long time - mentioned in the Bible, used to locate wells in the early days in Persia and Iraq (find an anticline with a seep on top, figure out the internal geometry of the fold, drill in the right place) - the sort of thing BP was chasing in the late ‘80’s/early ‘90’s with firstly ALF (airborne laser fluorescence) and later a pair of expensive sunglasses, and then sending ROVs down to inspect chemo-synthetic communities living on seeping oil on the seabed.

Nowadays, the technology of choice tends to be satellite-based SAR and companies like Fugro NPA (now part of CGG) offer this as a service. A couple of their Finding Petroleum talks(3) are a good example of what you can do: the need to avoid false positives (Iraqi supertankers always flushing their tanks in exactly the same place, for example), the need to get out there and take samples.

There tend to be two arguments about macro-seeps.Firstly, slightly facetiously, is seeing one a good thing or a bad thing - are they evidence of a working petroleum system or proof that traps are simply leaking? Usually, you can figure out the fluid pathways by looking at regional seismic data. Secondly, and more seriously, is there any way they can or should be used for de-risking prospects - when you have a sample of the oil, does geochemical analysis tell you that it has ever sat in a reservoir or is it recently generated oil and the seep is simply sitting at the end of a migration pathway?

I think the sensible approach is simply to regard such seeps as proof of a currently working petroleum system which can probably be typed by geochemistry to a plausible source rock,

In seepage terms, macro-seeps are the big signals and micro-seepage is the background noise, being more widespread and much less obvious. There are two different approaches to thinking about the latter. Firstly you can attempt to sample micro-seepage directly: this is what GORE Surveys for example say they do. They have done a couple of Finding Petroleum presentations(4)(5) which are a good summary of their technology, deployable both onshore and offshore.

Alternatively, you can appeal to the reasonably well documented thought that seepage will affect both soil chemistry and/or vegetation and deploy a technology that will pick this up. There are several examples but again satellites can be used for this, with the Soviet Union having decided this was a good idea.... Scotforth has inherited

ROGTEC

EXPLORATION


56 ROGTEC

РАЗВЕДКА


some of this Soviet thinking and have done a couple of Finding Petroleum presentations(6) on this subject.

Micro-seepage observations using any technology sometimes produce deep scepticism on two levels. First of all, the proponents are thought to play somewhat fast and loose with the question of ‘what is signal, what is noise?’! Secondly, I believe that it is still true that nobody has ever demonstrated that a sample of micro-seeped oil ever spent any time in a reservoir so claims that this approach can be used to de-risk prospects should be treated with (extreme) caution.

Perhaps the best that can be said is that such seepage may demonstrate a currently working petroleum system.

One thought would be that much of the scepticism, many of the diverse opinions, about seepage in general relate to whether or not it offers any evidence at all of petroleum that has migrated away from a source rock into a trap of some sort. This is a pre-occupation of conventional exploration.

It may be that seepage offers a different perspective when thinking about unconventional exploration where the focus is on shale oil or shale gas. Could seepage observations and sampling for example help locate the «sweet spots» in a shale play?

Conventional Gravity & MagneticsMost access to conventional potential field data – gravity and magnetics – is via regional data bases such as the careful compilations (still) offered by Getech for the Middle East, substantial parts of Russia and the FSU, parts of Africa, and so on.

Such data is useful at the basin scale, for example for mapping ‘basement’, revealing structural grain etc but does not have sufficient resolution and lack of ambiguity for modern ‘surgical’ exploration. Also it is difficult to reconcile/integrate magnetic models with seismic.

However, the advent of Full Tensor Gravimetry (FTG) has improved resolution markedly and, integrated with modest amounts of 2D seismic, this has emerged as a powerful exploration tool. ArkEx have written an excellent summary of the technology which you will find here(7).

A Canadian company, NXT Energy, offers an airborne gravity-based technology which is based on the premise that the earth’s gravity field is locally distorted by stress (tectonic stress, affecting fracture orientations and so on) and that this in turn relates to (or even controls??) the distribution of fluid traps, and that these can therefore be detected by using airborne ‘rotational gravity’ surveys.

Passive SeismicTypically this technology involves deploying up to a hundred

быть геохимически достоверно приурочена к соответствующей материнской породе.

Если говорить о высачивании вообще, макро-нефтепроявления стоит считать крупными признаками, а микро-высачивание – фоновым шумом, значительно шире распространенном и менее очевидном. Существует два различных подхода к последнему. Во-первых, можно напрямую опробовать микро-высачивание: этим занимаются, к примеру, GORE Surveys. Их технология может использоваться как на суше, так и в море – она была подробно описана на двух выступлениях компании на форуме Finding Petroleum(4)(5).

В противном случае, можно привести хорошо документированный довод о том, что процесс высачивания оказывает влияние на химию почв и/или растительность, и воспользоваться технологией, распознающей эти признаки. Таких технологий несколько, но опять же, с этой целью можно использовать спутники, и в Советском Союзе считалось, что это хорошая идея… Компания Scotforth унаследовала элементы такого подхода и представила по этой теме несколько презентаций на форуме Finding Petroleum(6).

Наблюдения за микровысачиванием с использованием любой технологии, иногда вызывают серьезные скептические замечания по двум направлениям. Прежде всего, считается, что защитники идеи не слишком-то церемонятся с вопросом, что считать основным признаком, а что фоновым шумом. Во-вторых, мне кажется, что никто так ни разу и не смог показать, чтобы проба нефти из точки микро-высачивания в какой-то момент находилась бы в коллекторе, поэтому к заявлениям о том, что этот подход можно использовать для отбраковки объектов, нужно относиться с большой осторожностью.

Вероятно, лучше всего будет сказать, что такое высачивание может указывать на действующую нефтегазоносную систему.

Возникает мысль, что обилие скептицизма и многообразие мнений о высачивании в общем, имеют отношение к вопросу о том, является ли высачивание свидетельством наличия углеводородов, мигрировавших от материнских пород в какую-то ловушку или же не является. Но эта озабоченность – вопрос для традиционной разведки. Может быть, высачивание может рассматриваться иначе, когда речь идет о нетрадиционной разведке, где предметом поиска являются сланцевая нефть или сланцевый газ. Могут ли наблюдения за высачиванием и опробование помочь в поисках «лакомых кусков» на сланцевых месторождениях?

57ROGTECROGTEC

EXPLORATION


58 ROGTEC

РАЗВЕДКА


or so long-term recording nodes to ‘listen’ to one of two seismic sources:» Either natural earthquakes at considerable distances from the recorders» Or ‘earthquakes’ induced by a field activity such as “fracking” or water injection, in the vicinity of the recorders.

With natural earthquakes as sources, the fundamental notion is that the compressional waves arriving from the earthquake are, for last few seconds of their path, travelling near-vertically through the sedimentary section of interest. The frequency content of these P waves is deemed to be altered by varying amounts depending on exactly what rock-and-fluids are being traversed. In particular, it has been asserted that the presence of hydrocarbons has a significant impact on attenuation, enabling petroleum-bearing reservoirs to be identified. This proposition is not without opponents.

Nevertheless, I have seen examples where reverse time migration of such compressional waves through a well-defined velocity model (derived from 3D seismic) seems to locate a zone of “anomalous attenuation” in both a known and a nearby, postulated, oil reservoir.

As remarked, this has been regarded as technically contentious, and it is interesting that Spectraseis, who were one of the leading advocates and suppliers of this approach, have re-located from Zurich to Houston to deploy their equipment on the other type of passive source.

To observe induced ‘earthquakes’ as sources, the recording equipment is near to where “fracking” itself, disposal of “fracking” fluids or conventional water injection is taking place, monitoring the small shocks that either do or may occur during these processes. In theory, this has two or three benefits:» The ‘shock’ can be precisely located, allowing it to be shown whether or not the fracture has remained confined in the target reservoir interval.» As with natural earthquakes, it is possible to construct fault plane solutions which demonstrate fracture directions.» Assocaited events, involving “fracking” fluids or water, can be precisely located,

Micro-Seismic Inc. and now Spectraseis are two of several companies active in this field.

Conventional SeismicModern 3D lies at the heart of modern offshore exploration, integrating stratigraphy, sedimentology, facies prediction, rock physics, hydrocarbon phase prediction on the regional and prospect scales, and then providing a ‘surgical’ tool for choosing exploration well locations.

It is a fact that such integration is much rarer onshore; 3D seismic plays a much lesser role.

Традиционная гравиметрическая и магниторазведкаБольшая часть потенциальных полевых данных традиционной разведки методом гравиметрии и магнитной съемки существует в форме региональных баз данных, таких, как тщательные подборки, предлагаемые (до сих пор) компанией Getech для районов Среднего Востока, значительных территорий России и СНГ, частей Африки и так далее.

Такие данные будут полезны в масштабах бассейнов, к примеру, для картирования «фундамента», выяснения структуры частиц и т.д., но не располагают достаточным разрешением и однозначностью, чтобы обеспечить современную «хирургически точную» разведку. Кроме того, согласование/интеграция магнитных и сейсмических моделей представляет собой сложную задачу.

Однако, появление гравиметрии методом измерения полного тензора (FTG) позволило заметно увеличить разрешение, и в сочетании с умеренными объемами 2D сейсморазведочных данных, эта методика стала мощным инструментом в разведке недр. Компания ArkEx написала отличный обзор этой технологии, который можно найти по ссылке(7).

Канадская компания NXT Energy предлагает технологию гравитационной аэросъемки, основанную на допущении, что гравитационное поле Земли искажается напряжениями (тектоническим напряжением, влияющим на ориентацию трещин и т.д.), и что это, в свою очередь, влияет на (или даже контролирует??) распространение ловушек флюидов, которые, таким образом, могут быть определены воздушной гравиметрической съемкой.

Пассивная сейсморазведкаОбычно, для этой технологии используется до сотни нодов, настроенных на долгосрочные измерения одного из двух источников сейсмических волн: » Естественные землетрясения на значимых расстояниях от регистрирующих устройств» Или сейсмические возмущения, вызванные полевыми мероприятиями, такими как ГРП или закачка воды, поблизости от записывающих устройств.

В случае, когда источником сейсмической активности являются природные землетрясения, фундаментальный принцип в том, что продольные волны от землетрясения в последние несколько секунд проходят почти вертикально через изучаемую толщу осадочных пород. Считается, что спектр частот таких продольных волн изменяется в различных пределах в зависимости от того, через какие конкретно породы и флюиды они проходят.

59ROGTECROGTEC

EXPLORATION


60 ROGTEC

РАЗВЕДКА


There are two significant issues with respect to the use of conventional seismic onshore, especially 3D.

The first is Cost.

The second – specific to the pursuit of shale oil and shale gas – is whether our use of Seismic Attributes, honed for exploring for oil and gas in porous sandstones and, to some extent, carbonates, can be developed so as to be useful for shales.

What about Costs?

Here’s an example I heard about a while ago, namely exploration in the Llanos foreland of Colombia where ‘everybody now explores with 3D seismic’, leading to success rates as high as 75% - pretty remarkable in an onshore environment. The terrain is this area is moderately undulating ‘cow country’ so relatively straightforward for acquiring 3D…..and yet the cost per sq km is roughly an order of magnitude, ten times, that of offshore multi-client 3D…so we are talking $25-30,000 per sq kms.

Step back into the Llanos fold belt itself, and the cost is more like $100,000 per sq km.

Why so? Why these differences? How can we pay so much!

My contention is that onshore seismic has simply not yet seen the acquisition technology breakthrough that transformed offshore 3D over 15 years ago.

As my old friend Ian Jack has pointed out many times, supported by Bob Heath of iSeis, both at Finding Petroleum events(8)(9), one absolute key is the slow pace and man-power intensive nature of using cables, and that the first breakthrough we seek is the advent of light-weight, long-life, wireless systems.

The second breakthrough has perhaps already been made – the almost routine use of ‘simultaneous sweep’ Vibroseis, initially proven by BP in the deserts of North Africa but now finding application more widely.

Taken together, ‘simultaneous sweep’ and ‘wireless recording’ will dramatically reduce the cost (per sq km) of onshore 3D.

I am fully aware that it would be unreasonable to expect onshore 3D seismic prices to drop to the level of offshore multi-client data, largely because onshore seismic crews have to contend with a variety of terrains and topographies and because significant numbers of people will inevitably be involved in deploying onshore seismic equipment.

A better message than a simplistic ‘cheaper please!’ is that the cost of onshore 3D needs to be at the point where

В частности, утверждается, что присутствие углеводородов имеет сильное влияние на затухание волн, что позволяет определять нефтегазоносные пласты. Это предположение также встречает критику.

Тем не менее, я видел примеры, когда обратный прогон по времени миграции таких продольных волн через четкую скоростную модель (рассчитанную по 3D сейсмическим данным), обнаруживает зону «аномального затухания» как в известном нефтеносном пласте, так и в находящемся рядом предполагаемом.

Как отмечалось, это считается технически спорным вопросом, и интересно заметить, что компания Spectraseis, которая была одним из ведущих сторонников и поставщиков такого подхода, перебралась из Цюриха в Хьюстон, чтобы использовать свое оборудование на другом типе пассивного источника.

Чтобы рассматривать техногенные «землетрясения» в качестве источника, записывающее оборудование устанавливается вблизи мест, где ведется ГРП, сброс «разрывающих» жидкостей или обычная закачка воды, и ведется мониторинг небольших возмущений, которые возникают или могут возникать во время таких процессов. В теории, в этом есть два или три преимущества: » «Возмущение» может быть точно определено в пространстве, что позволяет определить, осталась ли трещина в пределах целевого интервала пласта или нет. » Как и в случае с природными землетрясениями, можно разработать решение плоскости нарушения, что выявит направление трещин. » Попутные события, связанные с «разрывающей» жидкостью или водой, могут быть точно определены в пространстве

Две из нескольких компаний, ведущих активную деятельность по данному направлению - Micro-Seismic Inc. и Spectraseis.

Традиционная сейсморазведкаСовременные 3D методы занимают центральную позицию в морской разведке, включая в себя анализ стратиграфии, седиментологии, прогнозирование фаций, физику пород, прогнозирование углеводородной фазы в региональном и разведочном масштабах, а затем обеспечивая «хирургически точный» инструмент для выбора расположения скважин.

Фактом остается то, что такая интеграция гораздо реже встречается на суше, и 3D сейсморазведка играет значительно меньшую роль.

61ROGTECROGTEC

EXPLORATION


shooting it extensively - so it can be used for regional and prospect work - fits neatly into the ‘gradually focussing your onshore exploration’ approach.

What about Seismic Attributes?

Kimmeridge Energy’s analyses show that the economics of a US shale play can vary considerably depending whether you are in the ‘core’ or ‘non-core’ of that play. Post-drill of course definition of what is ‘core’ or ‘non-core’ is relatively straightforward, especially when there is a huge data base with which to work – of well logs, cuttings, core, flow rates etc; the whole lends itself to statistical analysis. In a data-rich basin, this analysis may even be possible pre-drill; as Kimmeridge Energy put it “defining the core relies on mapping optimal convergence of various

technical attributes”, for example mineralogy, depth, thickness, porosity, permeability, fracturing, TOC/R0, S1 for the ‘target’ shale(10).

I question how many North American players will be able to successfully translate their US and Canada experiences to the international scene? Costs are likely to be higher almost anywhere on the planet outside

North America and so defining the ‘core’ – the ‘sweet spot’ - of a shale play pre-drill will be absolutely critical; to do this, companies promising to succeed internationally will need access to key skills, perhaps especially in petroleum geochemistry, that have been neglected in the pursuit of offshore, especially deepwater, provinces.

Also, the amount of data, and perhaps especially its quality, will be significantly less than that typically found in the USA.

And if we believe in historical analogues, we can point to the relative failure 20-25 years ago of many companies, with skills honed in the even then extremely, and relatively, data-rich USA and Canada, to succeed in international settings.

So whilst there has been a logical focus on exploitation issues in thinking about exporting the US ‘shale gale’ to the Rest of the World – whether the necessary drilling

Существуют две значительных проблемы в отношении традиционной сейсморазведки на суше, особенно 3D.

Первая – это цена.

Вторая проблема, частная для сланцевых месторождений, заключается в том, может ли использование сейсмических параметров, применяемое для разведки на нефть и газ в пористых песчаниках и, до некоторой степени, карбонатных породах, быть доработано для успешной разведки сланцевых месторождений.

Что же с ценой?

В пример приведу недавно услышанную историю о разведке на форланде Лланос в Колумбии, где «все теперь проводят сейсморазведку 3D методом», имея коэффициент результативности до 75%, что для наземной разведки довольно-таки замечательно. Местность здесь - умеренно холмистые «скотоводческие угодия», поэтому для получения 3D данных условия довольно простые… однако стоимость за квадратный километр раз в десять превышает цену за мультиклиентские морские сейсморазведочные данные, т.е. речь идет порядка о 25-30 тысячах долларов за кв. км. Ну а если забираться в сам складчатый пояс Лланос, стоимость составит порядка 100 тысяч за кв. км. данных.

Почему так? Откуда такая разница? Как можно столько платить!

С моей точки зрения, наземная сейсморазведка просто не видела еще того прорыва в технологии получения данных, который изменил морскую 3D сейсморазведку уже больше 15 лет назад.

Как часто замечал мой старый друг Иан Джэк, а с ним и Боб Хит из компании iSeis на мероприятиях Finding Petroleum(8)(9), причина заключается в медленности и

Кабели и «ручная откатка»; фото предоставлено Wireless Seismic Inc. Cables and ‘man-hauling’; picture courtesy of Wireless Seismic Inc.

62 ROGTEC

РАЗВЕДКА


& completions equipment exist in the required numbers elsewhere, whether public and political opinion will support exploitation, whether the necessary supporting workforce and infrastructure exists – my focus is on whether we actually know how to explore for these so-called ‘resource plays’ in an international setting?

Can geophysics help, specifically seismic technology? The immediate answer seems to be Yes; there have been several studies of the geophysical properties of shales with several recent examples prompted by the ‘shale gale’. It’s somewhat different from say mapping channel geometries in deep water clastic systems, and then predicting fluid fill and porosities from acoustic impedance or AVO, but it can be done.

For example, it seems that TOC is related to density, and density is of course a component of impedance and therefore in principle extractable from reflectivity.

Historical data also show that well productivity is a function of the induced fracture extent and how well the formation can maintain those fractures. ‘Frackability’, the propensity of the formation to fracture and maintain the fracture, is directly correlated with brittleness and thus an important additional requirement of predicting shale ‘sweet spots’ is to forecast brittleness, identifying the reservoirs tendency to fail under stress and then to maintain a fracture. Accessing Young’s Modulus from seismic data may help here(11).

This takes us into a novel area. The generation of oil or gas in a source rock generates micro-fractures and these fractures will then evolve under the action of natural differential stress in the earth, typically acquiring a preferred orientation over geological time. These micro-fractures then control first of all the likely movement of hydrocarbons within and through the source rock and also the innate brittleness of the rock. These aspects of geomechanics must then be linked to our ability to interpret seismic data; the simple summary is that three component (3C) seismic data brings an ability to use shear waves (and sometimes P wave velocity) to map fractures, an ability which cannot be achieved with conventional seismic data.

So, in principle seismic could be used to find ‘sweet spots’…………if it were not for the prices charged by cable-using seismic contractors!

Thus, at least in my humble opinion, two key questions are – can we use non-seismic techniques to focus our efforts in a play into a relatively small area, and then use cable-less seismic technology to acquire (3C) 3D at a “not losing your shirt” cost?

The integration IssueSo let’s suppose you are exploring for shale oil ‘sweet spots’ above one of the world’s great source rocks, in a

больших трудозатратах при использовании кабелей, так что первый необходимый нам технологический прорыв – это появление легких и долговечных беспроводных систем.

Второй прорыв, возможно, уже произошел: почти вошло в рутину использование метода «одновременных свипов» Вибросейс, изначально доказанного компанией BP в пустынях Северной Африки, а сегодня используемого значительно шире.

В сочетании, одновременные свипы и беспроводная запись данных значительно сократят стоимость наземной 3D разведки за кв. км.

Я прекрасно понимаю: бесполезно ожидать, чтобы цены на наземную 3D сейсморазведку вдруг упали до уровня мультиклиентских морских разведочных данных, во многом из-за того, что сейсморазведочным бригадам на суше придется столкнуться со сложностями работы в различных условиях местности и топографии, а для эксплуатации наземного сейсморазведочного оборудования неизбежно потребуется много человеческих ресурсов.

Поэтому лучше простого призыва «дешевле, пожалуйста!» будет сказать, что стоимость наземной 3D сейсморазведки должна опуститься до такого уровня, чтобы масштабы ее подходили для целей региональных и разведочных работ и аккуратно укладывались бы в концепцию «постепенного фокусирования на наземной разведке».

А что до сейсмических параметров?

Анализы Kimmeridge Energy показывают, что экономика сланцевого плея в США может сильно зависеть от того, насколько близко к центральной его части ведутся работы. Определение упомянутого «центра» после бурения довольно просто, особенно при наличии огромной базы данных по скважинам, шламу, керну, дебитам и т.п. - все это доступно для статистического анализа. Такой анализ возможен еще до бурения для бассейнов, по которым есть множество данных; как сформулуровали это специалисты Kimmeridge Energy “определение центра зависит от картирования оптимальной сходимости различных технических аттрибутов», например, минералогии, глубины, мощности, пористости, проницаемости, трещинноватости, TOC/R0, S1 для «целевых» сланцев(10).

63ROGTECROGTEC

EXPLORATION


tough regulatory environment where a key objective is to ‘make every well count’ and drill as few as possible.

At your disposal, you could have:» Satellite (SAR) images showing a few active seeps and also possible petroleum-related variations in vegetation.» FTG data (and some 2D seismic) revealing basin shape, structural grain.» Some passive seismic data showing a small number of zones of ‘anomalous attenuation’.» A semi-regional 3D survey, allowing a good geological model to be built.» Seismic attributes from said survey.» Some information on fracture densities and preferred orientations.» Some micro-seep samples.

Powerful stuff.

You will also need large amounts of tracing paper and an old-fashioned light table!

Because I would assert that there is at the moment no other way of integrating all these different types of data and then visualising them together.

I wait for somebody to show me that I am wrong!

References1. http://online.wsj.com/article/SB121002229576468609.html

2. http://www.theoildrum.com/node/3954

Я задаюсь вопосом, сколькие из североамериканских участников рынка смогут успешно использовать свой опыт работы в США и Канаде на международной арене? Стоимость будет выше почти везде на планете, кроме Северной Америки, поэтому определение «центра» – «лакомого куска» сланцевого плея до бурения будет абсолютно необходимо; и для этого компаниям, которые планируют свой успех на международной арене, потребуются ключевые навыки, особенно в нефтегазовой геохимии, которыми долгое время пренебрегалось, ведь все были заняты поисками морских, особенно глубоководных, нефтяных провинций.

Кроме того, объем данных, и в особенности, их качество будет значительно ниже, чем обычно в США.

И, если верить историческим аналогиям, вспомним, как лет 20-25 назад многие компании, даже располагая соответствующими навыками в даже очень богатых данными США и Канаде, не смогли добиться успеха на международных проектах.

Поэтому, пока логический центр внимания в деле экспорта «сланцевого бума» из США в другие регионы планеты удерживается на вопросах эксплуатации – достаточны ли объемы оборудования для бурения и заканчивания скважин за пределами США, поддержит ли такую эксплуатацию общественность и политические структуры, найдется ли достаточно ли рабочей силы и существует ли необходимая инфраструктура, мой главный вопрос в том, обладаем ли мы достаточными знаниями, чтобы разведывать так называемые «ресурсные плеи» на международном уровне?

Поможет ли здесь геофизика, в частности, технологии сейсморазведки? Похоже, что

World-class source rocks: map courtesy of Kimmeridge Energy.

64 ROGTEC

РАЗВЕДКА


3. http://www.findingpetroleum.com/event/South_East_Asia_exploration_where_are_the_big_fields_hiding/80255.aspx

4. http://www.findingpetroleum.com/event/Advances_in_Exploration_Technology/01a.aspx

5. http://www.findingpetroleum.com/event/The_North_Atlantic_where_are_the_big_fields_hiding/07d6f.aspx


7. http://www.findingpetroleum.com/n/Insight_The_increasing_use_of_Gravity_Gradiometry_in_the_Exploration_Workflow/edb52e81.aspx

8. http://64be6584f535e2968ea8-7b17ad3adbc87099ad3f7b89f2b60a7a.r38.cf2.rackcdn.com/Jack.2013.OilVoiceForum.March.Rev3.pdf

9. http://www.findingpetroleum.com/event/Total_3D_seismic_onshore_a_disruptive_transition/975.aspx

10. http://730926bc1eaea1361e79-997641d029b6764b67dd905fd3aab10c.r8.cf2.rackcdn.com/2-%20Finding%20Petroleum%20presentation.pdf

11. http://www.arcis.com/?__hstc=112058779.b6776976b2e06c577cca323bb

Таким образом, во всяком случае, по моему скромному мнению, два ключевых вопроса заключаются в следующем: можем ли мы использовать несейсмические методы для фокусирования на сравнительно небольшой площади месторождения, а затем уже использовать беспроводные технологии сейсморазведки для получения (3C) 3D данных за такую цену, которая не заставила бы «снимать последнюю рубашку»?

Вопрос интеграцииДавайте предположим, что мы заняты разведкой сланцевых «лакомых кусков» в том районе, где находятся одни из самых лучших материнских пород в мире, в условиях строгой правовой базы, где задача заключается в том, чтобы получить максимум пользы от каждой скважины и бурить как можно меньше скважин.

Вот чем мы можем располагать: » Спутниковые (РСА) снимки, на которых видно

непосредственный ответ – «да»; в последнее время проводились исследования геофизических характеристик сланцев, некоторые из которых были спровоцированы «сланцевым бумом». Ситуация здесь отличается от, скажем, картирования геометрии каналов в системах обломочных пород глубоко под водой с последующим прогнозированием пористости и заполнения флюидами на основе акустического импеданса или AVO, но все же, возможно.

Например, похоже что значение ООУ связано с плотностью, а плотность - составляющая импеданса, поэтому, в принципе, может быть выведена из отражения.

Исторические данные также показывают, что производительность скважины зависит от разрываемости пород и того, насколько хорошо пласт может удерживать наведенные трещины. «Разрываемость» пород, склонность пласта к растрескиванию и сохранению трещин, напрямую коррелируется с хрупкостью, поэтому важным дополнительным требованием в определении сланцевых «лакомых кусков» будет прогнозирование хрупкости, определяющей склонность пласта к разрушению под напряжением и сохранению трещиноватости. Здесь может пригодиться модуль Юнга, полученный из сейсмических данных(11).

Это приводит нас в новаторскую область. Формирование нефти и газа материнскими породами создает микротрещины, которые эволюционируют под воздействием естественного дифференциального напряжения пород, обычно с течением геологического времени приобретая определенную преимущественную ориентацию. Затем эти микротрещины контролируют, в первую очередь, возможное движение углеводородов в материнской породе, а также естественную хрупкость пород. Затем эти аспекты геомеханики необходимо увязать с нашей способностью интерпретировать сейсмические данные; если говорить кратко – трехкомпонентные (3C) сейсмические данные дают возможность использовать поперечные волны (а иногда и скорость распространения продольных волн) для картирования трещин, то есть то, чего невозможно достичь, располагая лишь традиционными сейсмическими данными.

Поэтому, в принципе, сейсморазведка могла бы способствовать в поисках «лакомых кусков»…………… если бы не драконские цены, установленные использующими кабель сейсморазведочными подрядными компаниями.

65ROGTECROGTEC

EXPLORATION


несколько активных нефтепроявлений, а также возможные изменения растительности, связанные с присутствием углеводородов.

» Данные FTG (и некоторый объем 2D сейсморазведочных данных), показывающие форму бассейна и структуру зерен.

» Некоторый объем данных пассивных сейсмических исследований, показывающий небольшое количество зон «аномального затухания».

» Полу-региональная 3D съемка, позволяющая разработать хорошую геологическую модель.

» Сейсмические параметры указанной съемки.

» Некоторый объем информации по плотности трещин и их преимущественной ориентации.

» Некоторое количество проб микро-высачивания.

Впечатляюще.

Нам также понадобится огромное количество чертежной бумаги и старый добрый светостол!

Ведь я готов поспорить, что на сегодняшний день нет другого способа интеграции и визуализации всех этих различных типов данных.

И я жду, чтобы кто-нибудь доказал обратное!

Ссылки: 1. http://online.wsj.com/article/SB12100222957 6468609.html

2. http://www.theoildrum.com/node/3954

3. http://www.findingpetroleum.com/event/South_East_Asia_exploration_where_are_the_big_fields_hiding/80255.aspx


5. http://www.findingpetroleum.com/event/The_North_Atlantic_where_are_the_big_fields_hiding/07d6f.aspx


7. http://www.findingpetroleum.com/n/Insight_The_increasing_use_of_Gravity_Gradiometry_in_the_Exploration_Workflow/edb52e81.aspx

8. http://64be6584f535e2968ea8-7b17ad3adbc87099ad3f7b89f2b60a7a.r38.cf2.rackcdn.com/Jack.2013.OilVoiceForum.March.Rev3.pdf

9. http://www.findingpetroleum.com/event/Total_3D_seismic_onshore_a_disruptive_transition/975.aspx

10. http://730926bc1eaea1361e79-997641d029b6764b67dd905fd3aab10c.r8.cf2.rackcdn.com/2-%20Finding%20Petroleum%20presentation.pdf

11. http://www.arcis.com/?__hstc=112058779.b6776976b2e06c577cca323bb2

Определение глобальных возможностей

Наши исследования показывают, что предварительно оцененные запасы в недрах континентальных бассейнов могут превышать 20 триллионов бнэ

Перспективные бассейны сланцевых плеев Разрабатываемые бассейны сланцевой нефти и газа

Материнские породы мирового класса: карта предоставлена Kimmeridge Energy.

66

In September 2013 the board of directors of Transneft approved the company’s investment program for 2014 and until 2018. The document sets out the scope of funding for the construction and upgrade of the existing pipelines. Specifically, the program calls for allocating over 100 billion rubles in order to expand the East Siberia – Pacific Ocean (ESPO) pipeline system. For oil companies operating in East Siberia this news was long overdue, since the current throughput capacity of ESPO has long been maintained using oil pumped both to China and the port of Kozmino.

The investment program of Transneft notes that the bulk of funding will be directed towards the implementation of projects in Siberia and the Far East. It refers more specifically to the following four investment projects: » The Zapolyare-Purpe trunk oil pipeline (about 199 billion rubles)» The Kuyumba-Taishet trunk oil pipeline (120 billion rubles)» Expansion of the ESPO pipeline to 30 million tons per year towards China (74 billion rubles)» Expansion of the ESPO pipeline on the Taishet- Skovorodino line to 58 million tons per year (27 billion rubles)

В сентябре 2013 года совет директоров ОАО АК «Транснефть» принял Инвестиционную программу компании на 2014 год и на период до 2018 года В документе намечены объемы финансирования строительства новых и модернизации существующих магистральных нефтепроводов. В частности, предусматривается выделение свыше 100 млрд рублей для расширения трубопроводной системы Восточная Сибирь – Тихий океан (ТС ВСТО). Для нефтяных компаний, работающих в Восточной Сибири, эта новость долгожданная. Ведь существующих пропускных способностей ВСТО уже давно недостаточно для обеспечения прокачки добываемой нефти как в направлении Китая, так и в порт Козьмино.

В Инвестиционной программе «Транснефти» отмечается, что основной объем финансирования будет направлен на реализацию проектов в Сибири и на Дальнем Востоке. Более конкретно речь идет о четырех инвестиционных проектах:» магистральном нефтепроводе (МН) Заполярье – Пурпе (около 199 млрд рублей);» МН Куюмба – Тайшет –(120 млрд рублей);» расширении ТС ВСТО до 30 млн т в год в

ROGTEC

ВОСТОЧНАЯ СИБИРЬ


Вадим Кравец Vadim Kravets

ВСТО сдерживает добычу

ESPO: Holding Back Production

67ROGTECROGTEC

EASTERN SIBERIA


In this way, Transneft intends over the next few years to debottleneck the delivery of Russian oil to the Pacific Ocean and China, a problem which has existed for several years. This situation arose due to an incorrect forecast used by the design engineers of the ESPO pipeline. Around the middle of the first decade of the twenty first century the design capacity of the line extending to the port of Kozmino was estimated at 80 million tons per year. However, the pace of development of fields in East Siberia and Yakutia was low, so to avoid being underutilized the pipeline’s throughput capacity was lowered to 50 million tons per year.

Admittedly, at the first stage of the pipeline’s operations there were some underutilization issues. They were resolved by rerouting some oil from West Siberia, and also the Vankor field to ESPO. Specifically, a decision was made not to lay a pipeline from Vankor to the shore of the Arctic Ocean and erect an oil terminal there. Instead of this, the pipe was extended southward to connect with Transneft’s system and then further with ESPO. After that, events started to unfold under a predictable scenario.

The deployment of a new oil transportation route to the promising Asia Pacific Region (APR) resulted in faster development of East Siberian oil and gas fields.

In 2013 LUKOIL and Surgutneftegaz, which had never gone public with such plans before, announced their intention to ship oil produced in West Siberia to the Pacific Ocean. Oil executives were quick to quantify the benefits offered by the new route. Pumping oil to the port of Kozmino would make it possible not only to deliver West Siberian oil to the promising APR region, but also make these deliveries more financially viable thanks to the ESPO network tariff. In addition, the price of ESPO blend pumped via this pipeline would trade at a premium to the Dubai crude which is widely used in APR countries. By contrast, West Siberian oil shipped to the European market trades at a discount to benchmark Brent crude. Thus, by the end of 2013 the utilization outlook for the eastern trunk pipeline differs radically from the earlier projections made nearly a decade ago. The pipeline in its current state is clearly insufficient for delivering rising volumes of crude oil. Just how urgent the issue has become can be shown by an analysis of upstream projects in East Siberia and Yakutia, as well as the prospects for licensing in these regions. A recent RPI report entitled “The Oil and Gas Industry of East Siberia and the Far East” will be helpful in addressing this issue.

Turning point in 2009Oil production in East Siberia got under way at the end of the 1990s as pilot production at a number of fields located in the northern Irkutsk region, southern Yakutia

направлении на Китай (74 млрд рублей);» расширении ТС ВСТО на участке Тайшет – Сковородино до 58 млн т в год (27 млрд рублей).

Таким образом, в ближайшие годы «Транснефть» планирует ликвидировать образовавшееся несколько лет назад «бутылочное горлышко» на пути российской нефти к Тихому океану и в Китай. А сложилась такая ситуация из-за ошибочного прогноза, на который опирались проектировщики ТС ВСТО. В середине 2000-х годов расчетная мощность нефтепровода на участке до порта Козьмино была запланирована на уровне в 80 млн т в год. Однако темпы освоения месторождений Восточной Сибири и Якутии были низкими, и дабы избежать проблем с заполнением трубы, ее мощность сократили до 50 млн т в год.

На первом этапе работы нефтепровода, действительно, существовали некоторые проблемы с его заполнением. Решить их удалось благодаря переброске части нефти из Западной Сибири, а также с Ванкорского месторождения в ТС ВСТО. В частности, отказались от прокладки нефтепровода от Ванкора до побережья Северного Ледовитого океана и строительства там нефтяного терминала. Вместо этого проложили трубу в южном направлении до соединения с системой «Транснефти» и затем с ТС ВСТО. Далее события стали развиваться по вполне закономерному сценарию.

Появление нового пути транспортировки нефти в перспективный Азиатско-Тихоокеанский регион (АТР) привело к резкому ускорению темпов освоения восточно-сибирских нефтегазовых месторождений.

В 2013 году о намерении транспортировать добытую в Западной Сибири нефть до Тихого океана заявили «ЛУКОЙЛ» и «Сургутнефтегаз», ранее никогда о подобных планах не заявлявшие. Нефтяники быстро просчитали выгоду нового маршрута. Прокачка нефти до порта Козьмино позволяет не только выйти с западно-сибирской нефтью на перспективный рынок АТР, но и благодаря сетевому тарифу ТС ВСТО делает прокачку экономически более выгодной. Кроме того, котировка смеси ESPO, прокачиваемой по этой трубе, является премиальной по отношению к сорту Dubai, который распространен в странах АТР. В то время как западно-сибирская нефть, отправляемая на европейский рынок, котируется с дисконтом по отношению к эталонному там сорту Brent.

В итоге к концу 2013 года картина заполнения восточной магистрали значительно отличается от первоначальных прогнозов почти десятилетней

68

and the Evenk district of the Krasnoyar territory. At the end of 2009 the cumulative volume of oil extracted (including condensate) in the region amounted to only about 11 million tons. The situation began to change dramatically after the fine line of ESPO was commissioned in December 2009. As early as 2010 the sharpest spike to date in output volumes of crude oil was recorded at East Siberian oil fields – over 2.5-fold. Oil production remained on an upward growth trajectory during subsequent years in this region.

In 2011 the scope of oil and condensate production in East Siberia reached about 27.4 million tons. Of this amount, more than half (56%) came from the Krasnoyarsk territory, 24% from the Irkutsk region, and slightly more than 20% from the Republic of Sakha (Yakutia).

In 2012 the total volume of production in East Siberia and Yakutia reached 35.3 million tons. The main contributions to incremental production compared to previous years were made by: » Vankorneft (the Vankor field)» Lenaneftegaz (the Talakan field)» Irkutsk Oil Company (IOC, mainly the Yaraktinskoye and Markovskoye fields) » Verkhechonskneftegaz (Verkhechonskoye field)

Incremental production at these companies totalled 7.6 million tons (96% of total growth in the region) compared to 2011. The key growth driver at these companies was the application of new technology, first and foremost, horizontal drilling.

Consequently, starting in 2005 the volume of oil and condensate production in the region increased incrementally (see figure 1). Furthermore, the feedstock production curve shows two sharply different periods: the first marked by slow output until 2008 followed by the second period showing an exponential rise in production in 2009-2012.

As of the beginning of 2012 direct access to the ESPO was available only to a few large companies: Surgutneftegaz, TNK-BP (Verkhnechonskneftegaz), Rosneft (Vankorneft), and IOC. The Srednebotuobinskoye field (Tass-YuryakhNeftegazdobycha) was connected to ESPO in October 2012. Therefore, at least in the medium-term outlook output volumes will be entirely sufficient to keep ESPO running at full capacity.

A total of 14 operators were engaged in the production of liquid hydrocarbons as of the beginning of 2012. However, the three leading producers: Vankorneft, Lenaneftegaz (Surgutneftegaz subsidiary) and Verkhnechonskneftegaz accounted for the bulk of feedstock (over 90%). Ust-KutNefteGaz (Irkutsk Oil Company subsidiary) lagged considerably behind the top three.

ROGTEC



давности. Существующей трубопроводной системы очевидно недостаточно для транспортировки выросших объемов нефти. О том, насколько остро стоит сегодня вопрос можно судить, проанализировав ход реализации добычных проектов в Восточной Сибири и Якутии, а также перспективы лицензирования в этих регионах. Помочь в этом поможет недавнее исследование компании RPI «Нефтегазовая промышленность Восточной Сибири и Дальнего Востока».

Перелом 2009 годаДобыча нефти в Восточной Сибири началась в конце 90-х годов прошлого века в режиме опытно-промышленной эксплуатации ряда месторождений, расположенных на севере Иркутской области, юге Якутии и Эвенкийском районе Красноярского края. На конец 2009 года объем накопленной добычи нефти (включая конденсат) составил здесь всего около 11 млн т. Коренным образом ситуация начала меняться после ввода в декабре 2009 года первой очереди ВСТО. Уже в следующем 2010 году был зафиксирован самый высокий (вплоть до сегодняшнего дня) скачок объемов добычи нефти на месторождениях Восточной Сибири - более чем в 2,5 раза. В последующие годы динамика роста производства нефти в этом регионе сохранилась.

В 2011 году объем добычи нефти и конденсата в Восточной Сибири составил около 27,4 млн т. Из них больше половины (56%) было получено в Красноярском крае, 24% - в Иркутской области, чуть больше 20% - в Республике Саха (Якутия),

В 2012 году в целом по Восточной Сибири и Якутии показатель объема добычи достиг 35,3 млн т. Основной вклад в увеличение добычи по сравнению с предыдущим годом внесли:» «Ванкорнефть» (Ванкорское месторождение);» «Ленанефтеназ» (Талаканское месторождение);» «Иркутская нефтяная компания» («ИНК», в первую очередь Ярактинское и Марковское месторождения);» «Верхнечонскнефтегаз» (Верхнечонское месторождение).

В сумме прирост добычи по этим предприятиям по сравнению с 2011 годом составил 7,6 млн т (96% от всего прироста по региону) Ключевым фактором роста на этих предприятиях стало применение новых технологий, прежде всего горизонтального бурения.

Таким образом, начиная с 2005 года объем добычи нефти и конденсата в регионе увеличился в десятки раз (см. график 1). При этом в кривой динамики добычи сырья можно выделить два резко

69ROGTEC

Among the regional producers, also noteworthy are some second-tier independent companies with daily output volumes exceeding 50,000 tons, and showing rapid growth. These include Dulisma and Irelyakhneft. Admittedly, the latter’s output increase turned into a decline in 2012.

Of the fields under development, three of them – Vankorskoye, Talakanskoye and Verkhnechonskoye account for the lion’s share of oil and condensate production. The balance of power is unlikely to change anytime in the foreseeable future and these companies will remain the top three. In addition, a number of regional players have considerable output potential, first and foremost Vostsibneftegaz (Rosneft subsidiary, Slavneft-Krasnoyarskneftegaz, as well as two independent companies: Tass-Yuryakh Neftegazdobycha and Dulisma. According to the projects being operated by these companies, they intend over the next few years to boost production volumes to at least 1 million tons per year.

Licensing Outlook The scope of oil produced in East Siberia could broaden in the medium term due to the development of new license blocks. As RPI noted in its research report “The Oil and Gas Industry of East Siberia and the Far East”, the results of 31 subsoil tenders for fields in eastern Russia were announced from January 2012 through September 2013.

ROGTEC

EASTERN SIBERIA


различающихся периода: период медленного роста до 2008 года, сменившийся «взрывным» увеличением добычи в 2009-2012 годах.

По состоянию на начало 2012 года прямой доступ к нефтепроводу ВСТО имели несколько крупных компаний: «Сургутнефтегаз», ТНК-BP («Верхнечонскнефтегаз»), «Роснефть» («Ванкорнефть»), а также «ИНК». В октябре 2012 года к нефтепроводу ВСТО было подключено Среднеботуобинское месторождение («Таас ЮряхНефтегаздобыча»). По крайней мере в среднесрочной перспективе их объемов добычи будет вполне достаточно для заполнения ВСТО.

В целом по состоянию на начало 2012 года добычу жидких углеводородов в регионе вели 14 компаний-операторов. Однако основной объем производства сырья (свыше 90 %) приходился на тройку ведущих производителей: «Ванкорнефть», «Ленанефтегаз» (дочерняя компания «Сургутнефтегаза») и «Верхнечонскнефтегаз». Со значительным отставанием от тройки лидеров следовал «Усть-КутНефтеГаз» (дочернее предприятие «Иркутской нефтяной компании»).

В составе региональных производителей можно также выделить несколько независимых компаний

тыс. тонн - thousand tons

40,000

35,000

30,000

25,000

20,000

15,000

10,000

5,000

02005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

Республика Саха (Якутия)Республика Саха (Якутия)

Иркутская областьIrkutsk Region

Красноярский крайKrasnoyarsk territory

ВсегоTotal

669 698 1,2781,384

7,360

19,716

27,367

35,338

18,477

10,056

15,184

6,581

12,885

3,3123,788

1,6211,951 3,519

5,602 6,805

График 1. Динамика добычи нефти в Восточной Сибири и Республике Саха (Якутия), тыс. т в год

Figure 1. Oil production dynamics in East Siberia and the Republic of Sakha (Yakutia), thousand tons per year

Источник: ЦДУ ТЭК, анализ RPI Source: Central Dispatch Office of the Fuel and Energy Sector, RPI analysis

70 ROGTEC



In all, 28 blocks were tendered, three of which had already been put up for purchase on two occasions. And even though only a third of the tenders were declared valid, due to marginal interest in small fields, the rollout process of new blocks is still underway. The biggest deal during this period of time was the former TNK-BP’s purchase of the Lodochnoye field in the Krasnoyar territory, with the deposit having been assigned the status of federal significance.

All in all, the RF Subsoil Management Agency (Rosnedra) had officially scheduled tenders for 13 blocks in East Siberia and the Far East. The list of license block tenders slated for 2014 in East Siberia and Yakutia looks as follows:

Irkutsk region » Chastinsky block– tender scheduled for first quarter;

Krasnoyarsk territory » Zhuravlinsky block – tender scheduled for first quarter; » Portnyaginsky block – first quarter;» Belogorsky block – first quarter;

Republic of Sakha (Yakutia) » Monulakhsky – first quarter;» Srednebiryuksky block – first quarter.

Taking into account the prospects mentioned above, there is no threat of East Siberia and Yakutia experiencing a shortage of hydrocarbon resources anytime in the near future. What’s more, the issue of what to do with excess production could soon come up for discussion.

Pipe Not Big Enough for Everyone Proof that this is the case can be found partially in official government documents. Thus, The Energy Strategy of Russia Until 2013 assigns East Siberia and the Far East the role of new oil and gas production centers which are to be used to offset the decline in production in the country’s main oil and gas production area – West Siberia.

This document refers to several large and unique fields as constituting the bulwark of the ESPO resource base: Vankorskoye, Talakanskoye, Verkhnechonskoye, Yurubcheno-Tokhomskoye, Kuyumbinskoye, and Srednebotuobinskoye. Alongside the core wells some smaller satellite wells are also to be put into commercial development, including Severo-Talakanskoye, Vostochno-Alinskoye, Taas-Yuryakhskoye, Markovskoye, Dulisminskoye, Pilyudinskoye, Sobinskoye, Payginskoye and a number of large prospective oil and gas production hubs:» Vankorskoye (Vankorskoye + fields in the Bolshekhetskaya zone and within Kranoyarsk territory; » Talakano-Verkhnechonskoye (both core fields + deposits located close to Severo-Talakanskoye,

второго эшелона с объемами ежегодной добычи свыше 50 тыс. т, демонстрирующих высокие темпы роста. В их число входят: «Дулисьма» и «Иреляхнефть» (правда, рост добычи у последнего в 2012 году сменился падением).

Из вовлеченных в разработку месторождений, три - Ванкорское, Талаканское, и Верхнечонское - обеспечивают основной объем добычи нефти и конденсата. В обозримом будущем расстановка сил вряд ли изменится, и они по-прежнему останутся в тройке лидеров. Крупный потенциал роста нефтедобычи имеет ряд других региональных игроков, прежде всего «Востсибнефтегаз» (дочернее предприятие «Роснефти»), «Славнефть-Красноярскнефтегаз», а также независимые местные компании: «Таас-Юрях Нефтегаздобыча» и «НК Дулисьма». Согласно имеющимся у этих компаний проектам, они намерены уже в ближайшие годы довести объемы добычи как минимум до 1 млн т в год.

Лицензии на перспективуУже в среднесрочной перспективе объемы добываемой в Восточной Сибири нефти могут пополниться за счет освоения новых лицензионных участков. Как отмечено в исследовании RPI «Нефтегазовая промышленность Восточной Сибири и Дальнего Востока», в период с января 2012 года по сентябрь 2013 года было объявлено о результатах 31 аукциона на получение права пользования недрами месторождений углеводородного сырья на востоке России. В аукционах распределялись 28 участков, три из которых были приобретены со второго раза. Несмотря на то, что лишь треть этих аукционов была признана состоявшейся, по причине низкого интереса к небольшим месторождениям, тем не менее процесс освоения новых участков идет. Самой крупной сделкой в этом временном интервале было приобретение бывшей ТНК-BP Лодочного месторождения в Красноярском крае, имеющего статус объекта федерального значения.

Всего же в течение 2013 года Роснедра официально планировали провести аукционы по 13 участкам на территории Восточной Сибири и Дальнего Востока. Список запланированных на 2014 год аукционов по лицензионным участкам в Восточной Сибири и Якутии выглядит следующим образом:

Иркутская область» Частинский участок – планируемый срок проведения – первый квартал;

Красноярский край» Журавлинский участок – срок проведения –

71ROGTECROGTEC

EASTERN SIBERIA


Alinskoye, Vostochno-Alinskoye, Vakunayskoye, Chayndinskoye);» Yurubcheno- Kuyumbinskoye;» Botuobinskoye (Srednebotuobinskoye, Taas- Yuryakhskoye, Irelyakhskoye, Stanakhskoye, Verkhnevilyuchanskoye, Mirininskoye fields); » Sobinsko-Teterinskoye (Sobinskoye, Payginskoye).

Some industry experts identify as a separate group several fields in the southern Irkutsk region, the geographical position of which does not allow for them to be regarded as one of the above-mentioned oil production centers. These include the Yaraktinskoye, Markovskoye, Dulisminskoye and Pilyudinskoye fields. The latter three are linked by a common transportation infrastructure. The largest fields of this group are Yaraktinskoye and Dulisminskoye

As of January 1, 2012 the total scope of recoverable oil reserves from prospective oil and gas production centers (core + adjacent fields) in East Siberia and the Republic of Sakha (Yakutia) under category ABC1 amounted to 3,151 million tons of oil, 8.47 trillion cubic meters of gas and 333 million tons of gas condensate.

The Vankor oil and gas producing center offers the strongest potential. In the foreseeable future, the Vankorskoye field will be the main source used to supply ESPO. Rosneft expects to reach peak oil production of 25.3 million tons in 2013 and maintain production at this level until the end of 2018. After that time, output is expected to gradually decline.

A further decline in production at the Vankorskoye field is expected at a later time to be offset by the commissioning of reserves located in close proximity to the Suzunskoye, Tagulskoye and Lodochnoye fields. According to Rosneft’s plans, these fields could be put into commercial production in 2016-2017.

The second largest area in terms of oil and gas production is the Talakansko-Verkhnechonsky center. By 2015 Surgutneftegaz plans to bring into development eight fields with combined potential output of over 8 million tons of oil per year. Verkhnechonskneftegaz intends to reach peak production of 7.7 million tons of oil per year in 2014 and maintain this level until the end of the decade.

In light of the conclusions drawn in the report “The Oil and Gas Industry of East Siberia and the Far East”, the expected total scope of annual oil output at the two core fields of the Talakansko-Verkhnechonsky center will reach about 15.7 million tons in 2016-2017. According to current estimates, the small and medium-sized fields lying in close proximity to the core wells could yield an additional 3-4 million tons of oil production. The Chayandinskoye field is expected to be the key contributor

первый квартал;» Портнягинский участок – первый квартал;» Белогорский участок – первый квартал;

Республика Саха (Якутия)» Монулахский участок – первый квартал;» Среднебирюкский участок – первый квартал.

Учитывая вышеизложенные перспективы, в ближайшее время Восточной Сибири и Якутии не грозит дефицит углеводородных ресурсов. Более того, очень скоро на повестке дня может снова встать вопрос – что делать с излишками добычи?

На всех трубы не хватитОтвет на этот вопрос можно частично найти в официальных правительственных документах. Так Энергетическая стратегия России на период до 2013 года отводит Восточной Сибири и Дальнему Востоку роль новых центров нефте- и газодобычи, призванных компенсировать падение производства в основном нефтегазодобывающем регионе страны – Западной Сибири.

В этом документе в качестве основной ресурсной базы ВСТО в Восточной Сибири Якутии определены несколько крупных и уникальных месторождений: Ванкорское, Талаканское, Верхнечонское, Юрубчено-Тохомское, Куюмбинское, Среднеботуобинское. Наряду с базовыми месторождениями предполагается вовлечение в промышленную разработку более мелких месторождений-спутников (Северо-Талаканского, Восточно-Алинского, Таас-Юряхского, Марковского, Дулисьминского, Пилюдинского, Собинского, Пайгинского и ряда других) и формирование на основе базовых и прилегающих к ним месторождений нескольких крупных перспективных центров нефтегазодобычи (ЦНГД):» Ванкорского (Ванкорское+месторождения Большехетской зоны в пределах Красноярского края);» Талакано-Верхнечонского (оба базовых месторождения + расположенные поблизости Северо-Талаканское, Алинское, Восточно- Алинское, Вакунайское, Чаяндинское);» Юрубчено-Куюмбинского;» Ботуобинского (Среднеботуобинское, Таас- Юряхское, Иреляхское, Маччобское, Станахское, Верхневилючанское, Мирнинское месторождения);» Собинско-Тэтэринского (Собинское, Пайгинское).

Некоторые отраслевые эксперты выделяют в отдельную группу несколько месторождений на юге Иркутской области, территориальное

72 ROGTEC



to incremental output, and Gazprom Neft intends to commence production at the oil rim of this field in 2014.

Compared to the Vankor and Talakano-Verknechonsky oil producing centers the outlook for development of the Yurubcheno- Kuyumbinsky center looks far less certain. According to an estimate by Vostsibneftegaz, commercial development of fields in the Yurubcheno-Tokhomskaya zone will start no earlier than the end of 2016. Based on initial target volumes of oil production at the Yurchenskoye and Kuyumbinskoye fields, the total scope of output of the Yurubcheno-Tokhomsky oil and gas producing center could reach approximately 7.5-10 million tons by 2020.

Also classifiable as an oil and gas producing center are Slavneft’s large and already distributed license blocks where commercial production has not yet started:» Baykitsky;» Kordinsky;» Porporozhny; » Tersko-Kamovsky; » Tulkano-Svetlaninsky; » Chambinsky.

The Botuobinsky oil and gas producing center includes the Srednebotuobinskoye, Tass-Yuryakhskoye, Irelyakhskoye, Machchobskoye, Stanakhskoye, Verkhnevilyuchanskoye, and Mirinskoye fields which are in various stages of the development process. The most extensive reserves (over 90 million tons of C1 category and over 40 million tons of C2 category as of January 1, 2011) and production potential are to be found in the Srednebotuobinskoye field. The maximum level of output amounts to 6 million tons and it could be reached in 2015.

The Yaraktinsko-Dulisminskaya zone. In 2012 Irkutsk Oil Company (IOC) extracted 2.2 million tons of liquid hydrocarbons at its fields. IOC’s production target for 2013 is about 3 million tons of oil. The plans of the operator of the Dulisminskoye field provide for ramping up production to approximately 850,000 tons per year by 2015.

The Sobinsko-Teterinsky center holds the smallest oil production potential (gas accounts for the main hydrocarbon resources here). According to the current estimates, the maximum scope of oil output in this area will be about 0.5 million tons per year. The insignificant potential of the Sobinsko-Teterinsky oil and gas producing center, as well as its remote location from ESPO make commercial production of this center unlikely until the end of 2020.

Two Scenarios for East Siberia According to the report “The Oil and Gas Industry of East Siberia and the Far East”, in view of the current environment, the forecast for oil production in East Siberia

положение которых не позволяет отнести их к одному из рассмотренных центров нефтедобычи. Это Ярактинское, Марковское, Дулисьминское и Пилюдинское месторождения. Три первых объединяет, кроме того, наличие общей транспортной инфраструктуры. Наиболее крупные месторождения этой группы – Ярактинское и Дулисьминское.

По состоянию на 1 января 2012 года общий объем извлекаемых запасов нефти перспективных центров нефтегазодобычи (базовые + примыкающие к ним месторождения) в Восточной Сибири и Республике Саха (Якутия) по категории ABС1 составлял 3 151 млн т нефти, 8,47 трлн куб. м газа и 333 млн т газового конденсата.

Наибольшим потенциалом роста нефтедобычи обладает Ванкорский ЦНГД. В обозримом будущем Ванкорское месторождение будет основным источником заполнения нефтепровода ВСТО. «Роснефть» планирует выйти на пиковый уровень добычи нефти – 25,3 млн т – в 2013 году и поддерживать добычу на этом уровне до конца 2018 года. После чего ожидается постепенное снижение добычи.

В дальнейшем снижение добычи на Ванкорском месторождении, как ожидается, будет компенсировано вводом в промышленную разработку запасов расположенных поблизости Сузунского, Тагульского и Лодочного месторождений. Согласно планам «Роснефти», ввод в промышленную эксплуатацию этих месторождений может состояться в 2016-2017 годах.

Вторым по значению, с точки зрения потенциала нефтедобычи, является Талаканско-Верхнечонский центр. К 2015 году «Сургутнефтегаз» планирует ввести в разработку восемь месторождений с совокупной потенциальной добычей свыше 8 млн т нефти в год. «Верхнечонскнефтегаз» планирует выйти на пиковый уровень добычи – 7,7 млн т нефти в год - в 2014 году и поддерживать этот уровень до конца десятилетия.

Согласно выводам, изложенным в исследовании «Нефтегазовая промышленность Восточной Сибири и Дальнего Востока», ожидаемый совокупный объем годовой добычи нефти на двух базовых месторождениях Талаканско-Верхнечонского центра достигнет в 2016-2017 годах порядка 15,7 млн т. По имеющимся оценкам, прилегающие к базовым месторождениям мелкие и средние месторождения могут обеспечить добычу дополнительно 3-4 млн т нефти. Основной вклад в увеличение добычи должно внести Чаяндинское месторождение, разработку нефтяной оторочки которого «Газпром нефть» намерена начать в 2014 году.

73ROGTECROGTEC

EASTERN SIBERIA


and Yakutia implies two scenarios: one high and the other moderate. The high scenario proceeds from the assumption that all of the above-mentioned projects will be implemented within the designated timeframes. The moderate scenario provides for the possibility that the implementation of some projects could be delayed and this would mean a smaller amount of production than had been anticipated.

In line with the high scenario, the scope of oil production in East Siberia and Yakutia will reach about 54-55 million tons in 2015 and 72-73 million tons in 2022. The moderate scenario provides for oil output in the range of 52-53 million tons in 2015 and 69-70 million by 2022. Under either of the two scenarios this oil is expected to be moved via ESPO.

The total amount of oil production should also include another 5-7 million tons of export West Siberian liquid hydrocarbons and 30 million tons of oil per year perhaps at a later time from West Siberia to be supplied to Rosneft’s future Primorsk petrochemical complex. This oil should also be loaded into the eastern pipe.

Given the alignment of projects set out in Transneft’s investment program the expansion of ESPO may still prove to be insufficient.

In East Siberia and Yakutia it will be necessary as quickly as possible to coordinate the development of feeder

В сравнении с Ванкорским и Талакано-Верхнечонским центрами нефтедобычи перспективы развития Юрубчено-Куюмбинского центра выглядят гораздо менее определенно. По оценке «Востсибнефтегаза, промышленное освоение месторождений Юрубчено-Тохомской зоны (ЮТЗ) начнется не ранее конца 2016 года. Исходя из планируемых первоначальных объемов добычи нефти на Юрубченском и Куюмбинском месторождениях, к 2020 году совокупный объем добычи Юрубчено-Тохомского центра нефтегазодобычи мог бы составить порядка 7,5 -10 млн т.

К этому же ЦГНД относятся крупные и уже распределенные лицензионные участки «Славнефти», на которых еще не начинались работы по их промышленному освоению:» Байкитский;» Кординский;» Подпорожный;» Терско-Камовский;» Туклано-Светланинский;» Чамбинский.

Ботуобинский центр нефтегазодобычи включает Среднеботуобинское, Таас-Юряхское, Иреляхское, Маччобское, Станахское, Верхневилючанское, Мирнинское месторождения, находящиеся на различных стадиях освоения. Наиболее значительными запасами (свыше 90 млн т по категории С1 и более 40 млн т по категории С2 по состоянию на 01.01.2011 г.) и добычным потенциалом обладает Среднеботуобинское месторождение. Максимальный уровень добычи в 6 млн т на нем может быть достигнут в 2015 году. Ярактинско-Дулисьминская зона. В 2012 году Иркутская нефтяная компания («ИНК») добыла на своих месторождениях 2,2 млн т жидких углеводородов. Плановый объем добычи «ИНК» на 2013 год – около 3 млн т. Планы оператора Дулисьминского месторождения предусматривают рост добычи до 850 тыс. т в год ориентировочно к 2015 году.

Собинско-Тэтэринский центр обладает наименьшим потенциалом добычи нефти (основные ресурсы углеводородов здесь представлены газом). По имеющимся оценкам, максимальный объем добычи нефти в этой зоне будет находиться в пределах 0,5 млн т в год. Незначительный потенциал добычи Собинско-Тэтэринского центра нефтегазодобычи, а также его значительная удаленность от ВСТО делают маловероятным промышленное освоение этого центра до конца 2020 года.

74 ROGTEC



pipelines and ESPO, especially the section that leads to Kozmino. It should also be noted that Transneft is actively engaged in the deployment of feeder pipeline infrastructure in this region. However, funding is always an issue along this route. The oil pipeline monopoly offers subsoil users two options to resolve this problem: » Building infrastructure facilities using own company funds; » Asking subsoil users to attract outside investments to pay for Transneft services.

Both options, aside from monetary funds, require extensive time commitments. And until a solution to the problem is found, it will be at best quite difficult to move oil out of production areas. And while the issue of feeder pipelines is one way or another solvable, and only a matter of who will pay for them, the problem of insufficient ESPO trunk pipeline capacity appears to be highly complex.

As a matter of fact, this pipe has changed from being an incentive to boost production in the eastern part of the country into a major impediment. There are only two ways out of this situation: either artificially slow down the pace of field development in East Siberia and Yakutia, or else rapidly expand ESPO capacities. Luckily enough for the Russian energy industry, Transneft seems likely to opt for the second scenario.

Если проблема с немагистральными трубопроводами так или иначе разрешима - вопрос только в том, за чей счет они будут построены, то с проблемой нехватки мощностей в магистральной трубе ВСТО будет разобраться куда сложнее.

Фактически, эта труба превратилась из стимула развития добычи на востоке страны в ее тормоз. И выходов из этой ситуации два. Либо искусственно сдерживать темпы освоения месторождений Восточной Сибири и Якутии, либо интенсивно расширять мощности ВСТО. К счастью для российской энергетики, «Транснефть» склоняется ко второму варианту.

За дополнительной информацией свяжитесь с Иванцовой Дарьей по тел: +7 (495) 502 5433 / 778 4597 или по электронной почте: [email protected] www.rpi-research.com

For more information please contact Daria Ivantsova: +7 (495) 502-5433 / 778-4597Or e-mail: [email protected]

Два сценария для Восточной СибириСогласно исследованию «Нефтегазовая промышленность Восточной Сибири и Дальнего Востока», с учетом сегодняшних реалий, прогноз добычи нефти в Восточной Сибири и Якутии может быть представлен в двух сценариях: высоком и умеренном. Высокий сценарий исходит их того, что все перечисленные проекты будут реализованы в оговоренные выше сроки. Умеренный сценарий предусматривает возможность задержки в реализации некоторых проектов, и соответственно меньшие объемы добычи, чем планируется.

В соответствии с высоким сценарием объем добычи нефти в Восточной Сибири и Якутии достигнет порядка 54-55 млн т в 2015 г и 72-73 млн т в 2022 году . Умеренный сценарий предусматривает рост добычи нефти в регионе до 52-53 млн т в 2015 году и 69-70 млн к 2022 году. При любом сценарии вся эта нефть станет транспортироваться с помощью ТС ВСТО.

К этим объемам добычи нефти следует добавить порядка 5-7 млн т экспортных западно-сибирских жидких углеводородов а также в перспективе до 30 млн т нефти в год из Западной Сибири год для загрузки будущего Приморского нефтехимического комплекса «Роснефти». Эту нефть тоже нужно будет вместить в восточную трубу.

При таком раскладе завяленных в Инвестиционной программе «Транснефти» проектов расширения ТС ВСТО может оказаться недостаточно.

В Восточной Сибири и Якутии необходимо в сжатые сроки координированно развивать сеть немагистральных нефтепроводов и сам нефтепровод ВСТО, особенно ту его часть, которая прилегает к порту Козьмино.

Необходимо заметить, что «Транснефть» активно занимается развитием немагистральной инфраструктуры в данном регионе. Однако на данном направлении постоянно возникает вопрос о финансировании работ. Транспортная монополия предлагает компаниям - недропользователям два варианта решения этой проблемы: » строительство объектов инфраструктуры за счет собственных средств компаний;» активное привлечение недропользователями сторонних инвестиций для оплаты услуг «Транснефти».

Оба варианта, помимо денежных средств, требует значительных временных затрат. А пока решения проблемы не найдено, вывезти нефть из районов добычи будет по меньшей мере затруднительно.

75ROGTECROGTEC

EASTERN SIBERIA


4th Annual Conference

4th Annual Conference

Media Partner:

www.oil-gas-safety.com

www.arctic-oil-gas.com

14-16 April 2014Marriott Grand Hotel, Moscow, Russia

VIP DISCOUNT 10%VIP code: AS2269ADRc**Terms and conditons

VIP DISCOUNT 10%VIP code: AS2272ADRc**Terms and conditons

18 - 20 March 2014Marriott Grand Hotel, Moscow, Russia

Name / ФИО:

Company / Компания:

Position / Должность:

Address / Адрес:

Telephone / Тел.:

Fax / Факс:

Email / Эл. почта:

ROGTEC35

Получайте экземпляр журнала ROGTEC каждый квартал -

4 выпуска журнала в год всего за 100 евро.

Экономия 15% при подписке на 2 года!

Экономия 25% при подписке на 3 года!

Чтобы подписаться, заполните форму ниже и отправьте ее по факсу

+350 2162 4001 или по эл. почте на [email protected]

Или свяжитесь с Александром Пантелеевым:

[email protected]

Оплата возможна кредитной картой или банковским переводом

Receive a copy of ROGTEC every quarter for only €100 Euro.

Save 15% by subscribing for 2 years!Save 25% by subscribing for 3 years!

To start the process, complete your details below, and fax to +350 2162 4001

or e-mail [email protected]

Or contact Alexander Panteleev, [email protected]

Payment can be made by Credit Card or Bank Transfer

RUSSIA 2014OFFSHORE

17-20 February 2014

www.russianshelf.com

70 SPEAKERS

350ATTENDEES

GEOLOGY

DAY

Radisson Royal Moscow, Russia

OIL SPILL DAY

Under the patronage of The Russian State Duma

Get 20%

off

the booking fee

Use code ROGTEC20

AWARDS

CEREMONY

30+

Radisson RoyalRadisson RoyalRadisson RoyalRadisson RoyalRadisson Royal

NETWORKING

HOURS

Where you can get...

A feel for the thriving

Russian offshore market

An unrivaled crowd of top

executives in one room

International and national

best practices in offshore

development

100 hours of business

opportunities

…At the 9th edition

of the Russia

Offshore Conference,

17-20 February

2014,

Moscow,

Russia

78

Please describe your position and your product offerings for the Russian and Caspian market.

My position is Region Manager of Packers Plus Energy Services (PPES) for the Europe/Russia and CIS area. PPES offers innovative completion solutions for Open Hole Multi-Stage Fracturing (OHMSF) which is a key and growing part of the Russian market. PPES pioneered this technology back in 2001 and since then have been leading the way in system solutions for the OHMSF market. We have a vast experience of over 12500 wells and 160000 stages with the most stages in one well being 60, which is quite an achievement. As such we have the relevant experience as well as technology to help Russian customers get the best results from their wells.

How is regional business for you in Russia and CIS? How do you see your regional growth developing over the coming years?

Growth in Russia has been steady and roughly in line with the growth of horizontal drilling in Russia over the last 3-4 years. Our systems were some of the first to be run in Russia and helped prove that the technology would help deliver the additional oil per well that Russian customers required. The activity in CIS is fairly minimal, there have been a number of projects that have come and gone, but we hope that going forward that area takes a lead from Russia where they have looked at the market and applied the right technology from the start to develop their unconventional horizontal applications. In terms of future development, we think it’s bright with a steep growth curve, much like North America has seen over the last 10 years. We would like to see horizontal lengths start to increase and more fracs placed per wellbore as that really

Пожалуйста расскажите о вашей должности и предлагаемой продукции для российского и каспийского рынка.

Я работаю региональным менеджером Packers Plus Energy Services (PPES) по Европе, России и СНГ. PPES предлагает инновационные решения для заканчивания скважин многоступенчатым ГРП в открытом стволе (МСГРПОС), актуальные для российского рынка. PPES стояла у истоков этой технологии в 2001 году и с тех пор занимает ведущую роль в разработке системных решений для рынка МСГРПОС. Мы обладаем огромным опытом проведения таких работ: более чем 12500 скважина и свыше 160000 стадий разрыва, при максимальном количестве 60 стадий на скважину, что представляет собой серьезное достижение. Таким образом, мы располагаем соответствующим опытом и технологиями, которые помогут российским клиентам получить наилучшие результаты от эксплуатации скважин.

Как идет бизнес компании в России и СНГ? Каким вам видится развитие регионального роста в ближайшие годы?

Последние 3-4 года, рост компании в России был устойчивым и в целом совпадал с позитивными тенденциями развития горизонтального бурения. Наши системы были использованы в России одними из первых и они помогли доказать, что данная технология позволит достичь желаемого российскими клиентами прироста добычи нефти на скважину. Активность по СНГ сравнительно небольшая, был ряд проектов, которые начались и закончились, но мы надеемся, что в будущем операторы этого

ROGTEC

ИНТЕРВЬЮ


Заключительное интервью с Полом Хиггинсоном, региональным менеджером Packers Plus по Европе, России и СНГ

Closure Interview with Paul Higginson, Region Manager Europe, Russia & CIS, Packers Plus

79ROGTEC

региона смогут перенять опыт России, проведя обзор рынка и внедрив правильную технологию с самого начала разработки трудноизвлекаемых запасов горизонтальными скважинами. Что касается будущего развития, мы считаем что технологию ждет резкий скачек роста, аналогичный тому, что испытала Северная Америка за последние 10 лет. Мы хотели бы видеть увеличение длины горизонтальных участков и большее количество стадий разрыва на ствол, поскольку именно это позволит получить максимальную ценность от эксплуатации каждой скважины. Североамериканский опыт доказал это для всех типов пластов, не только сланцевых, и будет верным сказать, что среднее количество стадий на скважину в Северной Америке для нетрадиционных песчаных и известковых пластов составляет не менее 15-20. Ценой этого достижения были долгие годы испытаний, но Россия имеет преимущество в том, что может воспользоваться этими знаниями и двигаться вперед ускоренными темпами.

В этом году PPES предприняла действия по открытию нашего юр.лица в России, чтобы дополнить отношения с нашим местным представителем, компанией Consolidated Services, представляющей нас последние 2-3 года. Также за последние пару лет мы открыли русскую версию нашего веб-сайта, публиковали литературу на русском языке; генеральный менеджер компании говорит по-русски. Мы планируем расширить штат местных сотрудников для ведения бизнеса и в целом инвестировать в местную инфраструктуру, чтобы иметь возможность поддерживать растущие требования наших клиентов.

Учитывая разнообразие предложений на рынке пакеров, почему региональным операторам и сервисным компаниям следует использовать ваши продукты? Каковы преимущества получат эти компании, выбрав Packers Plus своим технологическим партнером?

Огромное преимущество это наш опыт. За последние 10 с лишним лет, мы установили оборудование, позволившее интенсифицировать более 160000 стадий во всех типах коллекторов. Мы помогали нашим клиентам достигать хороших результатов в самых горячих, глубоких и протяженных скважинах, спектр размеров нашего оборудования - самый широкий в отрасли. Когда мы входили на российский рынок, мы быстро определили, что существуют отдельные специфично российские типоразмеры и технические спецификации и мы проектировали

is where the true value lies in getting the most from each well. The North American experience has proven this in all types of formations, not just shale, and it’s fair to say that in unconventional formations like sandstone and limestone the average number of stages per well in North America is at least 15-20. They have gotten to this stage over many years of trials, but Russia has the advantage of being able to take some of this learning and move ahead at a much quicker rate.

This year PPES took the step of setting up our Russian entity to complement the relationship we have had with our local representative, Consolidated Services, over the last 2-3 years. Also for the last couple of years, we have had a Russian version of our website and literature and have a Russian speaking General Manager. We plan to hire more local personnel to support all the businesses activities and generally invest in our local infrastructure to ensure we can support our customers growing needs.

With a variety of “packer” options available on the market – why should your tools be implemented downhole by the region’s operators and service companies? What benefits do they get from choosing Packers Plus as a technology partner?

The big benefit is our experience. We have installed equipment that has been used to stimulate over 160000 stages over the last 10+ years across all types of reservoirs. We have helped customers achieve good results in the hottest, deepest, and longest wells, and our range of equipment sizes is the broadest in the industry. When we entered the Russian market, we quickly identified that there were some specific Russian sizes and technical specifications and we have designed systems to specifically suit the market and the customer’s needs. Most importantly we have installed many of them, so our experience is also local to the market.

The specific advantages and disadvantages of the type of packer available are well known and I believe it is very hard to argue against using a dual element mechanical packer and given we have installed over 160000 of them in wells around the world, including Russia, PPES makes its offering from a sound knowledge base.

Tell us about a recent success story for Packers Plus in the region.

We performed a trial of 4 wells in the Priobskoye field last year for one of the biggest Russian operators. The jobs were performed as planned with little or no issues and the production results from all the wells were very good. The

ROGTEC

INTERVIEW


80 ROGTEC

ИНТЕРВЬЮ


системы специально под требования рынка и наших клиентов. Что наиболее важно, мы также установили многие из этих систем, поэтому мы также обладаем местным опытом для этого рынка.

Конкретные преимущества и недостатки различных предлагаемых пакеров хорошо известны и я считаю, что сложно спорить против использования двухэлементных механических пакеров, а учитывая, что мы установили свыше 160000 таких по всему миру, включая Россию, это делает предлагаемые PPES продукты основанными на значительной базе знаний.

Расскажите нам о недавних историях успеха Packers Plus в регионе.

В прошлом году мы провели испытания на 4 скважинах Приобского месторождения для одного из крупнейших российских операторов. Работа были выполнены как запланировано почти или совсем без сложностей, а производственные результаты по всем скважинам оказались очень хорошими. Указанный оператор подготовил статью с детальным рассказом о проекте, которая была опубликована в журнале ROGTEC (30-й выпуск) - ее можно прочитать на сайте журнала.

http://www.rogtecmagazine.com/PDF/Issue_030/08_Rosneft%20mutlistage%20hydraulic%20fracturing%20priobskoye%20field.pdf

По проекту также был выпущен документ SPE 162031). Эти результаты не оказались отдельным удачным случаем: мы сумели повторить их для другого оператора в том же районе. На обоих проектах, в течение нескольких месяцев скважины давали хороший естественный дебит еще до установки ЭЦН.

В последнее время мы много слышим о будущем развитии нетрадиционных запасов региона. В чем потенциал этого тренда для вашей компании?

Мы в PPES мы считаем, что разработка нетрадиционных запасов имеет огромный потенциал и мы верим, что наши технологии и опыт первыми помогут действительно раскрыть такой потенциал. В настоящее время, операторы проводят преимущественно 5-стадийные работы на сравнительно коротких горизонтальных участках.

operator in question went on to write a detailed article on the project in the ROGTEC Magazine (Issue 30) and this is still available on the website to read.

http://www.rogtecmagazine.com/PDF/Issue_030/08_Rosneft%20mutlistage%20hydraulic%20fracturing%20priobskoye%20field.pdf

There is also a corresponding SPE paper on that project (SPE 162031). These results were not an isolated success; we went on to repeat them for a different operator in the same field. In both projects the wells flowed naturally at very good rates for a number of months before an ESP pump was installed.

We are hearing a lot recently about the future development of the region’s unconventional reserves – what potential does this hold for you?

At PPES we think it holds tremendous potential and we believe our technology and experience is at the forefront when it comes to truly unlocking the potential. At the moment, operators are predominantly performing 5-stage jobs in fairly short horizontal laterals. With our background we can help operators push this out to longer laterals with more stages, thereby significantly increasing the amount of oil recovered from a single well with minimal additional effort and time from what is currently being performed. This sort of approach will bring huge efficiencies, and coupled with technologies like our StackFRAC® (SF) Cementor™ stage collar, which can be used to isolate open hole junctions in a sidetracked well, the number of wells that operators can apply the technology to in a cost effective manner increases by an order of magnitude.

You have now been travelling the region for many years, but what do you most like about the region – what is your favourite part of Russia?

Russia is a great place to travel because it’s very diverse and each area has its own culture. Being out in Western Siberia in the middle of winter when its -40°C with a wind chill is an experience. For a lot of non-Russians this would sound like a pretty harsh environment, but when you see how the towns use this and create the wonderful ice sculptures and children’s ice slides that are found in many cities you can see that even the extreme cold can be used to create if you put your mind to it.

The Russian oilfields are spread over vast areas with a need to mobilise very large equipment and machinery such as rigs, coiled tubing and fracture spreads. It seems

81ROGTECROGTEC

INTERVIEW


82 ROGTEC

ИНТЕРВЬЮ


Учитывая наш опыт, мы можем помочь операторам достичь большего количества стадий на более длинных участках, тем самым обеспечивая увеличение добычи нефти на скважину с минимальными дополнительными затратами времени и труда. Такой подход позволит значительно увеличить эффективность работ, а в сочетании с такими технологическими средствами, как муфта для ступенчатого цементирования SF Cementor, используемая для изоляции горизонтальных секций в открытом стволе, количество скважин, где оператор может применить данную технологию экономически эффективным образом, возрастает на порядок.

Вы много ездили по региону, а что вам больше всего здесь нравится – какая ваша любимая часть России?

Россия – замечательное место для путешествий, она очень разнообразна, и каждое место отличается своей культурой. Конечно, зима с температурой -40°С и ветром это особенный опыт. Многим иностранцам такой климат покажется очень суровым, но если вы увидите, как люди используют его, выстраивая детские горки и прекрасные ледяные скульптуры, которые можно найти во многих городах, вы поймете, что даже экстремальный холод может вдохновлять креативность, если задаться такой целью.

Российские нефтяные месторождения расположены на огромных территориях, чем обусловлена необходимость мобилизации тяжелого оборудования и техники, таких как буровые установки, колтюбинг и установки ГРП. Мне кажется, русские люди научились очень хорошо адаптироваться к сложным задачам и хорошо справляются с поисками правильных решений актуальных задач. Очевидным признаком этого является выбор многоступенчатого ГРП в открытом стволе для разработки горизонтальных скважин с самого ее начала, и я очень благодарен этому, т.к. это позволило мне и PPES стать неотъемлемой частью российской нефтегазовой отрасли.

Каким вам видится развитие российского нефтегазового рынка в ближайшие годы?

Мы видим устойчивый рост количества горизонтальных скважин с открытым стволом от года к году, по мере того, как компании реализуют программы замены буровых установок и завершают испытания на различных месторождениях. Как упоминалось выше, логическим развитием ситуации

to me that the Russian people have learnt to adapt very well to challenges and are good at finding the right tools for the job. This is something that is evident in selecting OHMSF to develop their horizontal wells from the start and something I am personally thankful for as it has allowed me and PPES to be an integral part of the Russian oil and gas industry.

How do you see the region’s O&G market developing in the next few years?

We see the number of horizontal open hole wells per year growing steadily as the rig replacement programs take effect and also as operators complete trials in various fields. As mentioned previously, it would seem to make sense that the horizontal sections would get longer and that the number of stages per well would move towards 15-20. The market can only drill so many horizontal wells per year, so it seems logical to increase the output from each well in this way. Increasing the stages also helps to de-risk the operations as the contribution from one frac is less in percentage terms and, therefore, should any issues occur operationally or with the reservoir, the overall oil output from these wells will not be significantly affected.

There seems to be plenty of scope for drilling wells in the numerous fields that are currently being targeted, but at some point there will be a need to move into deeper, hotter, more challenging environments. This is an area where PPES particularly stands out as our experience stretches out into reservoirs with high temperature (up to 600°F), deep wells (down to 5532 m TVD) and also long wells (7435 m measured depth) with big horizontal sections (4475 m lateral). With the track record of supplying systems for such applications, we are ideally placed to help operators de-risk what will undoubtedly be more costly wells to drill and complete.

Finally, the shale market in Russia will hopefully be a big part of the energy mix in the long term. The Bazhenov shale has great potential, but is very much at an embryonic stage in the life cycle. It has been seen from shale plays in North America that the results don’t always come in the first few wells and although North America is very successful in exploiting their shale resources, they too went through a long learning curve across reservoir engineering, drilling, completions, stimulation and flowback. Ultimately, they kept trying and reaped the rewards in the long term.

Russia generally has huge potential, probably more potential than North America and will no doubt continue to be the largest oil producing country in the world for a long time.

INTERVIEW

В заключение, мы надеемся, что рынок сланцевых запасов в России сыграет большую роль в структуре энергетики в долгосрочном плане. Баженовские сланцы имеют высокий потенциал, но сегодня все еще находятся на эмбриональном этапе своего развития. Разработка сланцевых месторождений в Северной Америке показала, что результаты не всегда достижимы при бурении первых нескольких скважин и успешной эксплуатации сланцевых запасов СА также предшествовало долгое накопление опыта в областях технологий разработки, бурения, заканчивания, стимуляции и отработки скважин. Главное, они не останавливались, продолжали работать и в долгосрочном периоде смогли пожать плоды своей работы.

Россия в целом имеет огромный потенциал, вероятно, даже больший, чем Северная Америка; без сомнения, Россия продолжит оставаться крупнейшей нефтяной державой в мире еще долгие годы.

станет увеличение длины горизонтальных секций и количества стадий разрыва до 15-20. Количество горизонтальных скважин в год определяет рынок, поэтому будет логичным увеличить производительность каждой скважины таким образом. Увеличение числа стадий также поможет снизить риск работ, поскольку влияние одного ГРП в процентном выражении меньше, поэтому случайное возникновение каких-либо эксплуатационных сложностей в пласте не сильно затронет общие объемы добычи нефти для таких скважин.

Сегодня существует множество вариантов по бурению скважин на многих готовящихся к эксплуатации месторождениях, но когда-то возникнет необходимость работы в более глубоких, более нагретых и более сложных породах. Эта та область, где PPES имеет особенный опыт: мы работали на пластах с высокой температурой (до 600°F), в глубоких скважинах (до 5532 м АГ), а также в скважинах большой протяженности (измеренная глубина 7435 м) с большими горизонтальными участками (4475 м по латерали). Имея опыт поставки систем для таких областей применения, наша компания может оказаться идеальным решением для операторов, желающих максимально сократить риски при бурении и заканчивании несомненно сложных и дорогостоящих скважин.

Сведения о Рекламодателях Advertisers Index

www.rogtecmagazine.com84 ROGTEC84 ROGTEC84 ROGTEC

arctic-oil-gas.com neftegaz-expo.com

p.73 p.41

rpi-conferences.com

p.39

ite-exhibitions.com pakersplus.com

p.32, p.51, p.79 & ibc

p.05

tenaris.com

p.11

mtu-online.com rogtecmagazine.com

p.09 p.81

welltec.com

p.07

hardbandingsolutions.com neftegaz-expo.com

p.04 p.55

russianshelf.com

p.75RUSSIA 2014OFFSHORE

rospromeco.com rdcr.net

p.57 p.ifc

uorc.net

obc

СДЕЛАТЬ ОДИН РАЗ. СДЕЛАТЬ ПРАВИЛЬНО.

МНОГОСТАДИЙНЫЙ ГРП

www.packersplus.com

“За проверенными результатами, обращайтесь к новаторам многостадийного ГРП”

Наша запатентованная система StackFRAC® многостадийного ГРП в необсаженных скважинах устанавливается всего за 1 день путем активирования сброса шаров. Успешный опыт нашей работы подтвержден установкой свыше 11 650 систем по всему миру, обеспечив свыше 146 200 стадий разрыва - в различных пластах, в разнообразных условиях, для любых заказчиков. Свяжитесь с нами сегодня, и мы поможем вам найти лучшее решение в области заканчивания горизонтальных скважин.

Тел +7- 499-400-13-91

AСИЛА ИННОВАЦИЙ / ПОВЫШЕНИЕ БЕЗОПАСНОСТИ РАБОТ

ЭФФЕКТИВНАЯ И БЕЗОПАСНАЯ РЕЗКА ТРУБ

ПОВЫШЕНИЕ БЕЗОПАСНОСТИ РАБОТСкважинный труборез Well Cutter® позволяет эф-фективно извлекать из скважины бурильные и обсадные трубы без применения взрывчатых и химических веществ.

Инструмент, спускаемый в скважину на каротаж-ном кабеле с возможностью точного контроля глубины, оснащен самоцентрирующейся вращаю-щейся головкой для абразивного истирания мате-риала трубы, исключающего появление стружки. В результате поверхность среза получается ров-ной и гладкой, позволяющей исключить необхо-димость дополнительной СПО для ее полировки.

Скважинный труборез Well Cutter® – это более безопасный, быстрый, надежный и экономически эффективный, по сравнению с другими техноло-гиями, инструмент для отрезания труб.

ИДЕАЛЬНЫЙ РАЗРЕЗЗаказчику, работающему на российском шельфе, потребовалось разрезать мандрель пакера из ста-ли Super 13Cr, чтобы извлечь компоновку для ин-теллектуального заканчивания скважины, не по-вредив при этом линии управления. Поставленная задача была выполнена при помощи трубореза Well Cutter® в интервале скважины с углом 44,50° примерно за четыре часа.

«Отличная работа и идеальный разрез именно в том месте, где нужно, - в самую точку», – отзыв о безупречно проведенной операции по извлече-нию пакера.

Контактная информация: менеджер по развитию бизнеса Кирилл Кирсанов • ООО Welltec Oilfield Services Россия • 125284 Москва • Беговая ул. 3/1 • бизнес-центр Nordstar • 31й этаж, тел. +7 495 287 6630 • www.welltec.com

СКВАЖИННЫЙ ТРУБОРЕЗ WELL CUTTER®

Надежность. Опыт внедрения. Качество.На протяжении последних десяти лет, соединения TenarisHydril Blue® не перестают доказывать высокую функциональность благодаря возможностям, превосходящим высокие отраслевые стандарты. Невзирая на периодические изменения в испытательных протоколах API RP 5C5, данная тенденция указывает на аналогичные в перспективе высокие показатели. Соединения Blue® отличаются уникальными характеристиками, обеспечивающими равносильную самой трубе 100% герметичность соединений, высокую устойчивость к перегрузкам и универсальность для работы во всех средах.

Надежность и эффективность при эксплуатации данных соединений неоднократно доказана на практике при использовании в самых сложных эксплуатационных условиях по всему миру. Без сомнений, выбор весьма очевиден. Узнайте подробней о соединениях Blue® и их эксплуатационных характеристиках по ссылке www.tenaris.com/blue.

Технология, определяющая разницу.

Руководство по использованию TenarisHydril Приложение доступно в App Store

TRUE BLUE

®

• 70 испытаний по стандарту ISO 13679 CAL IV

• Применение в 70 странах

• Выбор 200-ми операторами

• Спуск 7 млн. футов трубы с соединениями по технологии Dopeless®

ten102_ROGTECblue_ad0503.indd 1 5/6/13 8:59 AM


100% без трещин и ремонтопригодные

Сокращает простои оборудования и увеличивает производительность! • Непревзойденнаянадежность• Отличнаязащитаобсадкиизамковыхсоединений• Нетребуетснятияранеенанесеннойармировки• Стоимостьповторногонанесенияна75%ниже, чемуконкурентныхтрескающихсяармирующих продуктов• ПозволяетсократитьНПВициклобслуживания• СертифицированныйFearnleyProcter NS-1™продуктдляновогоиповторного нанесенияповерхсуществующей конкурентнойармировки

Duraband®NCHardbanding

Дляпервичногоиповторного

использованияназамковыхсоединениях

идеальны для любых условий сильно отклоненные скважины

скважины высокосернистого газагеотермальные скважины вд/вт

поставляются большинством производителей труб и арендных

компаний

Лидерство через инновации -

Самые надежные в мире армирующие сплавы

Duraband®NCПоддержка обеспечена сетью в 200 компаний по нанесению во всем мире, на каждом континенте

[email protected]Тел.+447747468345

www.hardbandingsolutions.com

85ROGTECROGTECwww.rogtecmagazine.com

www.uorc.net +34 952 904 230

14 мая 2014 Москва

1-я Технологическая конференция Нетрадиционная нефть в России

Ведущее российское мероприятие, посвященное технологиям

бурения и ГРП при добыче трудноизвлекаемой и сланцевой нефти

14th May 2014Moscow

1st Unconventional Oil Russia Technology Conference

Russia’s Premier Unconventional Conference focusing on Drilling and Fracturing Technologies for Tight and Shale Oil Development

ROGTEC Magazine Issue 35

Documents

Transcript of ROGTEC Magazine Issue 35