План доюрского периода

План доюрского периода

Перспективы разработки палеозойских залежей в Томской области

Сбор и обобщение материалов позволили «Томскнефти» принять решение вскрывать палеозой при бурении всех разведочных и поисково-оценочных скважин в Томской области

Фото: Максим Печерский

Месторождений с традиционными коллекторами, не введенных в разработку, в Томской области почти не осталось. Именно поэтому регион стал пионером в исследовании и освоении палеозойских залежей*. Стандартных методик, которыми можно было бы воспользоваться при разработке домезозойских отложений, не существует, однако именно на эти запасы возлагаются большие надежды с точки зрения роста объемов нефтедобычи и развития минерально-сырьевой базы

* Под этим употребляемым в рабочем обиходе термином подразумевается совокупность образований домезозойского фундамента

Текст: Светлана Анисимова

По прогнозам ученых Института нефтегазовой геологии и геофизики имени А. А. Трофимука СО РАН, содержащиеся в палеозойских залежах извлекаемые ресурсы условных углеводородов в Томской области составляют порядка 1 млрд тонн. В целом, по разным оценкам, доля палеозойской нефти в Западно-Сибирской нефтегазовой провинции составляет 5–10%.

Между тем разработку домезозойских отложений в России ведут совсем не много компаний: у западносибирских нефтяников на балансе сегодня более 60 палеозойских залежей, а разрабатываются только три — в Томской области и ХМАО. При всех перспективах пугают проблемы освоения, которые влияют на экономическую эффективность.

В том, что именно томичи стали пионерами в освоении палеозоя, нет ничего удивительного. Истощение «традиционных» запасов, практическое отсутствие новых крупных терригенных месторождений — эти общероссийские и даже общемировые тенденции для Томской области более чем актуальны. А если академическая оценка верна хотя бы на треть, палеозойские объемы сопоставимы с текущими остаточными запасами крупнейшего недропользователя региона — «Томскнефти». Который, кстати, уже разрабатывает образования домезозойского фундамента на Чкаловском и Герасимовском месторождениях.

Еще более обширный опыт накоплен томской «дочкой» «Газпром нефти» — компанией «Газпромнефть-Восток», начавшей разработку палеозоя в 2005 году. Первопроходцем стало Урманское месторождение — на долю этого актива приходится треть всех запасов нефти, доказанных и утвержденных на шести месторождениях компании. «На сегодня мы добыли на Урманском месторождении из доюрских пластов 2,6 млн тонн нефти, — сообщил главный геолог „Газпромнефть-Востока“ Анатолий Верин. — Это большая цифра не только для Томской области, но и, возможно, для России».

ДОРОГОЙ ПАЛЕОЗОЙ

Бурение на Урманском месторождении начиналось по стандартной схеме, но условия работы на юрских и палеозойских отложениях оказались совершенно различными. «Дело в том, что палеозойский коллектор — порово-трещинный, поэтому при вскрытии пласта возникают такие осложнения, как катастрофическое поглощение бурового раствора, что ведет к прихвату бурильного инструмента, — рассказал Анатолий Верин. — Опасность прихвата бурильного инструмента уменьшается, если применять подвеску хвостовика Weatherford, бурение на обсадной колонне. С точки зрения безопасности это оказался идеальный метод, хотя с точки зрения исследования пласта были вопросы».

По оценке начальника отдела геологии «Газпромнефть-Востока» Игоря Сичковского, бурение на палеозой примерно в 1,5–2 раза дороже, чем на терригенные юрские пласты. «Когда мы бурим на средние глубины, обычно обходимся двухколонной конструкцией, — пояснил он. — В варианте с палеозоем скважины могут достигать в глубину 4 км, причем конструкция скважины усложняется из-за различных горногеологических условий разреза. Со временем мы подобрали оптимальную конструкцию скважины. В результате долгих исследований выяснили также, что на месторождениях с трещинноватыми коллекторами хорошие результаты должно давать горизонтальное бурение, которое позволяет добиться максимального охвата разработкой продуктивной части залежи при имеющихся углах падения трещин 60–80 градусов. Сейчас отрабатываем технологию бурения скважины с углами вскрытия палеозоя 65–80 градусов».

При разработке месторождения основная проблема — большое количество попутного газа и резкое обводнение продукции скважины. «Например, когда мы начали эксплуатационное бурение на Арчинском месторождении в 2006 году, дебиты поначалу были обнадеживающими — 50–60 тонн в сутки, — рассказал Игорь Сичковский. — Но затем дебиты скважин быстро снижались и зачастую скважины начинали работать практически чистым газом или водой. Думаем, это связано с локальным характером распространения коллекторских свойств».

Бурение было приостановлено, а специалисты компании занялись переинтерпретацией сейсморазведочных данных. Оказалось, что традиционные методы давали очень низкую достоверность прогноза коллекторских свойств. Помогли специалисты научно-производственного центра из Твери — применение ими новых технологий (метод рассеянных волн) позволило повысить достоверность прогноза, что позже подтвердилось результатами бурения на Арчинском месторождении. Программа опытно-промышленных работ на Арчинском реализуется с 2013 года. Три скважины уже запущены, дебит каждой — в среднем 70 тонн в сутки. К концу 2014 года должно появиться полномасштабное понимание перспектив развития месторождения.

А в «Томскнефти» к решению проблем палеозоя подключили профильный научно-исследовательский и проектный институт ТомскНИПИнефть.

Наиболее показательны результаты научно-технической поддержки процесса на примерах освоения Чкаловского и Герасимовского месторождений «Томскнефти». На Герасимовском активное освоение образований домезозойского фундамента даже предшествовало работе с традиционными юрскими объектами нефтедобычи. В 2013 году специалисты ТомскНИПИнефти подготовили проектный документ, в котором доказали перспективность палеозойских залежей. В 2015 году планируется продолжить их разбуривание и эксплуатацию. Позитивная ситуация складывается и по Чкаловскому месторождению, где разведочное бурение подтвердило промышленную нефтеносность новых блоков.

В целом сбор и обобщение материалов, накопленных за длительную историю геологоразведки в регионе, позволили «Томскнефти» принять решение о необходимости вскрытия палеозоя при бурении всех разведочных и поисково-оценочных скважин в Томской области — разумеется, при отсутствии ограничений.

«В принципе, это продекларировано еще в 60—70‑х годах ХХ века, — напомнил заместитель генерального директора ТомскНИПИнефти по проектам разработки Алексей Сметанин. — А сейчас вновь приобрело актуальность».

ВОПРОСЫ И ОТВЕТЫ

Впрочем, для победных релизов время все же еще не пришло. Палеозой весьма неоднозначен. «Бывает, что одна скважина вскрывает коллектор. Рядом бурим другую. По идее, она должна быть с таким же коллектором, но получаем обратную картину, — рассказал и.о. начальника департамента по геологоразведочным работам ТомскНИПИнефти Андрей Голященко. — То есть существует проблема резкой латеральной изменчивости, геологической неопределенности, непредсказуемости домезозойского фундамента. Воспользоваться мировой практикой тоже проблематично, поскольку палеозой в каждой нефтегазоносной провинции уникален». С коллегами-учеными согласны и геологи «Газпромнефть-Востока». «Панацеи и общепринятой методики для разработки палеозойских отложений нет, — уверен Игорь Сичковский. — Каждый разрез уникален, и при всем желании не получится взять и перенести технологии из Татарии или Архангельской области в Томскую область. Под каждое месторождение необходимо подыскивать оптимальное решение».

Это касается и эксплуатации домезозойских пластов. «Стандартные методы, такие как площадные сетки заводнения, используемые при разработке юрских пластов, не дают должного эффекта, — отметил начальник департамента проектирования и разработки месторождений ТомскНИПИнефти Павел Глазунов. — Неясно, нужно ли тут поддерживать пластовое давление, так как возникает риск преждевременного обводнения скважины, вследствие чего остатки нефти могут запечататься в пласте. Нет определенности по поводу того, каким должен быть гидроразрыв пласта (ГРП). Пока имеющийся опыт не позволяет сделать выбор в пользу той или иной технологии. Поэтому в своих проектных решениях мы обязательно закладываем какие-то исследования, которые помогут разобраться с тем, как разрабатывать палеозойские объекты. Допустим, на одном блоке Чкаловского попробуем простую закачку, на другом используем для этого подогретую воду, на третьем применим кислотный гидроразрыв, на четвертом — обычный ГРП. Реализация этих мероприятий позволит получить максимально полную информацию».

Продолжают сбор данных и в «Газпромнефть-Востоке». «Когда в начале 2013 года планировались опытно-промышленные работы по Арчинскому месторождению, мы намеревались обойтись тремя скважинами. Но, пробурив первую, поняли, что этого будет мало, — рассказал Анатолий Верин. — Представление о геологической модели оказалось не совсем верным. Поэтому решили продолжить бурение до полного выяснения обстоятельств. На данный момент бурится уже шестая скважина».

То есть пока по палеозою гораздо больше вопросов, чем ответов. При этом абсолютно ясно, что осваивать домезозойские залежи необходимо. «Конечно, работать с терригенным пластом намного проще, опыт накоплен большой, — отметил Анатолий Верин. — Но интерес к палеозою связан именно с тем, что „традиционные “ запасы постепенно истощаются, крупных терригенных месторождений практически не открывается, а все крупные — на последних стадиях разработки. Поэтому для того чтобы поддержать добычу на текущем уровне — и тем более нарастить ее, — надо идти дальше и глубже».

Перспективы наращивания минерально-сырьевой базы с палеозоем в Томской области связывают и ученые, и практики.

Но очевидны и проблемы, причем не только технологические. Программы геологоразведочных работ недропользователей региона в большинстве предполагают бурение единичных разведочных и поисково-оценочных скважин. Полномасштабная доразведка палеозоя при таком подходе фактически невозможна, и точечными налоговыми льготами и иными преференциями явно не обойтись: необходимо более масштабное участие государства.

ЧИТАЙТЕ ТАКЖЕ