Один из вариантов развития нефтегазового рынка США — возвращение к старым геологическим концепциям, но с использованием новейших технологий. Иными словами, компании стараются выжать максимум из тех пластов, на которых ранее уже велась добыча, а не тратить средства исключительно на поиск новых территорий.

Среди современных методов, используемых нефтегазовиками для продолжения разработки старых месторождений, можно выделить несколько основных. Во-первых, Advanced completion techniques — усовершенствованные методы завершения работы скважин, позволяющие увеличить приток из низкопроницаемых коллекторов. Во-вторых, Big Data & AI-моделирование для точного анализа геологических аналогов и прогнозирования дебита. В-третьих, Enhanced seismic imaging (улучшенная сейсморазведка), благодаря которой можно получить высокоточную картину залегания пластов и тем самым уменьшить риски бурения. В-четвертых, Reservoir simulation platforms — цифровые модели пластов, помогающие спрогнозировать поведение залежей при различных вариантах разработки.

Результат: повышение эффективности без расширения географии добычи, снижение капитальных затрат и экологических рисков. Еще один плюс совмещения традиционных геологических знаний и цифровых инструментов — образование нового конкурентного преимущества для компаний, которые стремятся к устойчивому развитию и росту добычи.

Дорогу возрожденным проектам

Новый тренд прослеживается в деятельности Continental Resources — ведущей нефтедобывающей и газовой компании, которая в основном использует гидроразрыв пласта и горизонтальное бурение для добычи из пластов с низкой проницаемостью. Современные методы, умноженные на опыт разработки, компания применяет в межконтинентальной зоне для открытия потенциала геологического образования Woodford в Делавэрском бассейне (Delaware Basin).

Работающие в Мидлендском бассейне (Midland Basin) предприятия активно возрождают проекты в слое Барнетт (Barnett), применяя новые технологии заканчивания работ на скважинах и цифровые модели для увеличения коэффициента извлечения.

White Knight в Калифорнии несколько лет назад удалось повысить производительность части старых скважин с 5–10 баррелей в день до 100 баррелей благодаря применению фильтров с гравийной обсыпкой. В компании отметили, что в прошлом веке бурение многих скважин проходило масштабно, но поверхностно, в связи с чем остается еще 20–30 слоев, из которых можно извлечь нефть.

Как следует из аналитических данных отрасли, около 35 % скважин в Делавэрском бассейне и 40 % в Мидлендском бассейне приходятся на такие «возрожденные» проекты.

Все расходы по проектам, связанным с расконсервацией старых скважин (аренда земли, добыча нефти, транспортировка, выплаты по займам, налоги, зарплата персонала и так далее) в США обычно окупаются менее чем за год.

Директор по геологии в Detring Energy Advisors Брайан Боттомс, комментируя местным изданиям эти цифры, пояснил, что в бассейне Мидленд пробурено больше скважин, потому что пласты там тоньше и их можно разрабатывать совместно, чтобы свести к минимуму взаимодействие между скважинами. Он также отметил, что в бассейне Делавэр больше колонн: «Это имеет значение для Пермианского бассейна (самое надежное в плане роста добычи месторождение в Америке. — Прим. ред), поскольку в некоторых зонах содержится больше газа, и чем больше вы будете бурить, тем больше газа будете находить.

В Мидлендском бассейне слой Барнетт наиболее перспективен в западной части, в округах Мидленд и Гласкок. Компании, работающие в этом регионе, также пытаются расширить границы пластов на север и восток.

Аналогичные усилия предпринимаются в Оклахоме, на Среднем Западе, в Игл-Форде и на побережье Мексиканского залива, где нефтегазовые предприятия активно пересматривают традиционные подходы и тестируют новые конструкции и технологии.

ИИ в роли революционера

Отдельной строкой в перечне революционных технологий, которые уже совершают переворот на нефтегазовом рынке США, стоит искусственный интеллект (ИИ), который незаменим в разработке и управлении старыми нефтяными и газовыми месторождениями. Многие из них уже истощены, и поддерживать экономически эффективную добычу становится сложно. Искусственный интеллект, анализируя исторические данные о геологии, пластовом давлении, межскважинных связях, параметрах работы скважин, объемах добычи и закачки воды, позволяет увеличить извлекаемые запасы на 5–10% за счет обнаружения остаточных запасов. Последние, кстати говоря, недоступны, если прибегать к традиционным методам.

Современные алгоритмы ИИ максимально эффективно обрабатывают данные с мест, подходящих для бурения, выстраивая точные прогнозы о наличии запасов нефти и газа. Это означает, что количество бесполезных скважин может быть значительно снижено, что минимизирует экологический след от разведки.

Согласно отчету Mordor Intelligence, мировой рынок искусственного интеллекта в нефтегазовой отрасли оценивался почти в 3 млрд долларов в 2024 году и, по прогнозам, достигнет более 5 млрд долларов к 2029 году.

Практика показала, что ИИ незаменим для предиктивного обслуживания всего оборудования, включая насосы, трубопроводы и буровые установки: датчики собирают огромные объемы данных, алгоритмы ИИ их анализируют, выявляют тонкие места, указывающие на износ или потенциальные поломки. Такой подход позволяет избегать дорогих аварийных ремонтов и сократить время простоя, поскольку есть возможность заранее запланировать техническое обслуживание.

Другой уникальной возможностью ИИ является повышение операционной эффективности, поскольку методика анализирует данные в реальном времени на всех этапах добычи нефти и газа, оптимизируя процессы бурения, снижая потребление энергии.

По подсчетам экспертов из McKinsey, в 2022 году около 50% крупных нефтегазовых компаний использовали ИИ для оптимизации своих операций: от геологоразведки и поиска новых месторождений до повышения эффективности добычи и усовершенствования управления старыми месторождениями.

Специалисты уверены, что уже в ближайшие два-три года использование ИИ позволит нефтегазовым компаниям обрабатывать данные со скоростью, превышающей возможности человека в 1500 раз, снижая вероятность ошибок, вызванных человеческим фактором, на 70–80%.

Перспективы есть

Развитие новых технологий, вероятно, позволит резко увеличить добычу нефти и газа в США. Два десятилетия назад уже наблюдался подобный прогресс с внедрением метода гидроразрыва пласта (использовался для «оживления» простаивающих скважин, на которых добыча нефти или газа традиционными способами уже невозможна или малорентабельна).

---

Брайан Боттомс, директор по геологии в Detring Energy Advisors:

«Потребность в дополнительных ресурсах стимулирует поиск новых решений и концепций. Над этим вопросом активно работают как крупные, так и мелкие государственные и частные операторы нефтегазового рынка США».

---

Как сообщает американская ассоциация геологов-нефтяников (AAPG), в ходе недавно проведенного исследования специалисты пришли к выводу, что закачка CO₂ в истощенные скважины может продлить их срок службы в длительной перспективе. Такой вывод позволил сделать анализ данных 22-летней давности о добыче нефти из скважин бассейна Weyburn Midale в Саскачеване, куда начиная с начала века закачивается углекислый газ для увеличения длительности нефтеотдачи. Если бы этого не произошло, то скважины могли прекратить свою работу в 2016 году. А использование данной технологии в перспективе, вероятнее всего, продлит выработку черного золота в данном бассейне на срок от 40 до 80 лет. Аналогичные результаты могут быть достигнуты и в других крупных проектах по производству нефти по всему миру. Кроме закачки CO₂, к наиболее применяемым способам повышения добычи сырья относятся также химическое наводнение и термический крекинг.

Аналитики рынка прогнозируют, что внедрение в производственные процессы новых технологий и инновационных решений позволит резко увеличить добычу нефти и газа в США.