Проблема с историей

Текст: Павел Северин

При работе с палеозойскими отложениями общие подходы перестают работать.

При работе с палеозойскими отложениями общие подходы перестают работать. Проблема палеозоя актуальна практически для всех недропользователей Томской области. В «Газпромнефть-Востоке» решили, что поиск путей ее решения можно вести только в диалоге с коллегами, и не ошиблись — масштабное совещание, прошедшее в Томске по инициативе предприятия, вызвало интерес и у недропользователей, и у научной общественности, и у представителей власти.

ЗАДАЧА ФЕДЕРАЛЬНОГО МАСШТАБА

По оценке доктора наук, члена-корреспондента Российской академии наук Владимира Конторовича, сложности с палеозойскими отложениями¹ в той или иной мере испытывают все недропользователи. «Это не региональная и не корпоративная задача, она требует адекватных решений на федеральном уровне», — убежден новосибирский ученый.

По некоторым данным, извлекаемые ресурсы углеводородов палеозойского типа составляют 780 млн тонн. Даже если эта цифра сильно завышена и будет уменьшена вдвое, ресурсная база по палеозою остается мощной. «На протяжении 40 лет в регионе со среднегодовой добычей в 10 млн тонн можно будет добывать палеозойскую нефть», — подсчитал Владимир Конторович. Впрочем, он отметил, что в Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции доля палеозойской нефти не столь велика и составляет 5–10%. Од нако методика поиска таких залежей до сих пор не найдена, месторождения с палеозоем (все, кроме томских) открыты случайно, хотя с точки зрения развития нефтедобычи и решения программы заполнения трубопроводной системы «Восточная Сибирь — Тихий океан» (ВСТО) перспективы палеозоя неоспоримы.

Пионеры в разработке таких залежей именно томичи: Чкаловское месторождение «Томск-нефти» эксплуатируется уже не одно десятилетие. Тем не менее, по оценке томских нефтяников, проблема извлечения палеозойской нефти остается острой. До сих пор нет четких методик, которыми можно было бы воспользоваться всем недропользователям, зато сложностей с определением физико-химических характеристик пласта, с анализом керна и геофизических данных довольно много. Нет и четкого понимания фильтрационных свойств этих пластов, и, соответственно, не существует универсального решения, как действовать с большим содержанием парафина в них. Усложняет задачу и высокая доля попутного нефтяного газа, утилизация которого ставит нефтяников в еще более непростые условия.

«ВОСТОЧНЫЙ» ПАЛЕОЗОЙ

«Газпромнефть-Восток» обладает ценнейшим опытом работы со сложными пластами в Томской области. С 2005 года предприятие разрабатывает Урманское месторождение, где основная часть запасов связана с палеозоем. Эксплуатационный фонд актива включает 53 скважины, которые к настоящему времени в общей сложности дали свыше 2 млн тонн нефти. С самого начала разработки Урмана специалисты предприятия пытались расширить представления о промышленном освоении палеозойских пластов и работе с карбонатными коллекторами. Чтобы подробно изучить особенности месторождения, разработчики обратились к закачке индикаторной жидкости: закачка подтоварной воды велась с 2006 года, однако уже начальная обводненность была высокой.

Эксперимент с меченой жидкостью проводился дважды, в 2006 и 2011 году, и дал интересные результаты. Оказалось, что в первые два с половиной месяца после закачки в распределении фильтрационных потоков были задействованы каналы с аномально высокой проводимостью. Полученные данные говорят о преобладании фильтрации по трещиноватым породам коллектора и объясняют высокую обводненность. На основе этих исследований специалисты «Газпромнефть-Востока» и «Газпромнефть НТЦ» совместно составили программу выравнивания профиля приемистости² урманских пластов.

Столкнулись нефтяники «Востока» с особенностями палеозоя и при бурении.

Строение палеозойских отложений с трещиноватыми породами при вскрытии пласта может вызвать заклинивание бурового инструмента.

Кроме того, низкие пластовые давления и высокая проницаемость коллектора приводят к тому, что при вскрытии трещины падает уровень промывочной жидкости в скважине. Опасность прихвата бурильного инструмента уменьшается, если применять подвеску хвостовика Weatherford — даже при высоком газовом факторе такая технология показывает высокие результаты.

Развивая методику освоения палеозоя, «Газпромнефть-Восток» разработал и применил технологию строительства скважин с пологим окончанием. Бурение ведется на обсадных трубах.

На Урманском месторождении наработан опыт бурения наклонно-направленных скважин в палеозойских отложениях. Теперь предстоит переложить теоретические знания на практику при бурении горизонтальных скважин с помощью роторной управляемой компоновки и применением новейших геофизических приборов.

Еще одна проблема Урманского — углекислотная коррозия насосно-компрессорных труб (НКТ). Исследования на эту тему томские нефтяники проводили совместно с учеными академического Института химии нефти и корпоративным Научно-техническим центром. В последние годы были проведены опытно-промышленные испытания НКТ из коррозионно-стойкой стали, испытаны трубы с термодиффузионным цинковым покрытием и трубы с внутренним защитным покрытием. Не только технические свойства таких НКТ, но и экономические расчеты по казывают, что шаги в этом направлении оправданы.

А вот эффективность применения таких дорогостоящих геолого-технических мероприятий, как соляно-кислотная обработка, гидроразрыв пласта для стимуляции карбонатных коллекторов, оказалась не очень высокой.

Работа специалистами «ГазпромнефтьВостока» проведена большая, однако, по мнению главного геолога, заместителя генерального директора «Газпромнефть-Востока» Ильдара Кашапова, нельзя сказать, что за это время удалось полностью выявить особенности характерных для палеозоя трещиноватых коллекторов. По мнению специалистов, настало время для создания особого центра компетенций — структуры, которая позволила бы выявлять и тиражировать положительный опыт в разработке палеозойских сложных пластов, обеспечивала бы информационную интеграцию, стала площадкой для обмена опытом в сферах бурения, применения геолого-технических мероприятий и инновационных технологий подбора скважинного оборудования. Кроме того, такой центр компетенций позволит создать единый унифицированный банк знаний по новым технологиям.

Сергей Акуляшин,
Генеральный директор «Газпромнефть-Востока»
В чем состоит проблема? Есть лицензионные участки, определенные запасы сырья. Геологическая картина понятна, скважины высокодебитные, коллекторы неплохие. Но после начала промышленной эксплуатации дебит снижается. С точки зрения геологии все понятно, а у разработчиков множество неразрешенных вопросов. Это не локальная проблема. Я работал в Нягани, там с этим тоже столкнулись. Наблюдал такую же картину в Казахстане.

Разговор идет о разработке трещиноватых коллекторов. Они могут быть в палеозойских, как у нас, или других отложениях, на других геологических этажах. От этого проблема не меняется — она актуальна для многих недропользователей. Подобные объекты имеются, например, у «Норд-Империала» или у наших коллег из Томскгазпрома.

Если обратить взгляд на Тимано-Печорскую провинцию, мы увидим, что и там нефтяники сталкиваются с проблемой разработки трещиноватых коллекторов. Их она тоже волнует. Следовательно, в раз говор нужно приглашать как можно больше специалистов. Неслучайно мы пригласили для участия в совещании представителей из «Роснефти» и ТНК-ВР, ведущих российских компаний.

Наше предприятие давно имеет дело с палеозойскими отложениями, есть удачный опыт применения новых технологий. Мы сотрудничаем с Schlumberger, с другими сервисными и научными организациями, изучаем мировой опыт. Но этого недостаточно. Очевидно, что традиционные схемы и методы тут не работают. Мы разбурили Урманское, построили инфраструктуру, теперь очередь за Арчинским месторождением. Нужно двигаться дальше, обратившись к опыту других компаний.

НЕПОДВЕДЕННЫЕ ИТОГИ

Со схожими проблемами сталкиваются и в других компаниях — доюрский пласт М1 характерен, например, для таких крупных месторождений «Томскнефти», как Советское, Лугинецкое, Вахское. «Палеозой томичам известен не по книгам, они сталкиваются с ним на протяжении десятков лет. Колпашевская геологоразведочная экспедиция уже пыталась решать вопросы поиска и разведки таких отложений, — напомнил заместитель начальника „Томскнедр“ Асламбек Гермаханов. — Потом работы прервались и были возобновлены на современном этапе, в новых экономических условиях. Пытаться справиться с такими трудностями без привлечения сторонней помощи — сложно. Полезней использовать коллективный опыт для выработки общеприемлемых эффективных решений». — «Проблемы палеозоя стоят перед геологами с 50-х годов прошлого века, и их острота не теряется, — подвел итог Владимир Конторович. — Ясно, что месторождения с палеозойскими отложениями уникальны. Проблема поиска залежей в карбонатных коллекторах и их разработка — одна из ключевых на современном этапе. С такими коллекторами связаны значительные ресурсы и запасы нефти Сибирской платформы. Возраст отложений может быть другой, но условия формирования коллекторов, проблема трещиноватости — все это схоже».

По словам ученого, у западносибирских нефтяников на балансе сегодня более 60 палеозойских залежей, а разрабатываются только три — в Томской области и ХМАО. Сегодня каждый недропользователь идет своей дорогой, решая проблемы палеозоя, однако ясно, что встречаться и сверять действия, обмениваться опытом необходимо. Представить процесс воспроизводства минерально-сырьевой базы Томской области без освоения палеозойских залежей сегодня уже трудно, не стоит забывать и о том, что Сибирская платформа в целом — основа программы ВСТО.

¹ Палеозойские отложения — осадки, возникшие в палеозойскую эру, которая началась 570 млн лет назад, длилась 340 млн лет.

² Приемистость — характеристика нагнетательнойскважины, показывающая возможность закачки рабочего агента (воды, газа и др.) в пласт; определяется объемом смеси, закачиваемой в пласт в единицу времени.