Возвращение на Ачимовку

Возвращение на Ачимовку

Вовлечение в разработку запасов, добыча которых ранее считалась нерентабельной

Фото: Александр Таран
Сравнительные характеристики Ачимовских и неокомских пластов в Ноябрьском регионе
Инфографика: Рамблер Инфографика / Татьяна Удалова
СПРАВКА:

Ачимовские пласты выделил в 1959 году выдающийся российский ученый-нефтяник Фабиан Гурари. Он первым начал изучение этих образований в Обско-Иртышском междуречье. Ачимовская толща (пачка) — невыдержанные как по площади, так и по разрезу линзовидные песчано-алевритовые пласты, залегающие в основании неокома. По возрасту ачимовские пласты относят к берриасу и частично раннему валанжину. Модель строения и генезис ачимовской толщи до настоящего времени остаются дискуссионными. В отличие от распространенной повсеместно баженовской свиты ачимовские пласты встречаются лишь на некоторых месторождениях. В частности, они широко распространены в Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции.
«ГАЗПРОМНЕФТЬ-НОЯБРЬСКНЕФТЕГАЗ» АКТИВИЗИРУЕТ РАБОТУ С ЗАЛЕЖАМИ, ДОБЫЧА НА КОТОРЫХ РАНЕЕ СЧИТАЛАСЬ НЕРЕНТАБЕЛЬНОЙ

Тема вовлечения в разработку трудноизвлекаемых запасов Западной Сибири становится все более актуальной. Чаще всего речь идет об освоении баженовской свиты. Однако пока разработка бажена находится на стадии опытных работ, нефтяники уже вовлекают в добычу запасы другой перспективной формации — ачимовской свиты. Ачимовские пласты менее распространены, чем баженовские, однако эти запасы позволят значительно продлить жизнь предприятий с падающей добычей, в том числе и ключевых активов «Газпром нефти» в ЯНАО

Текст: Кирилл Николаев

Невостребованные запасы

Ачимовская свита относится к самому нижнему уровню нижнемеловых отложений — над юрским нефтегазоносным комплексом и характеризуется сложным геологическим строением. Поэтому и процесс вовлечения в разработку запасов ачимовки растянулся надолго. На некоторых месторождениях история поисково-разведочных работ для оценки запасов ачимовских отложений и перспектив последующего их ввода в промышленную разработку насчитывает уже несколько десятилетий.

В «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегазе» первые попытки ввести в разработку ачимовские залежи предпринимали еще в 80‑е годы прошлого века. Тогда выдающийся геолог Александр Наумов при разведке Еты-Пуровского месторождения (в настоящее время разрабатывается «Газпромнефть-Муравленко») искал подтверждения своей клиноформной модели неокома. Одним из таких подтверждений стал обнаруженный по линии шести разведочных скважин переход шельфового пласта в ачимовскую толщу. Позже эти скважины ввели в пробную эксплуатацию, однако их дебиты оказались существенно ниже, чем у их соседок, пробуренных на уровень неокомских пластов.

Основные проблемы, с которыми нефтяники столкнулись при разработке ачимовских пластов, — низкие фильтрационно-емкостные свойства и плохая сообщаемость коллектора. На глубинах 2750–2950 м, где залегают продуктивные отложения ачимовской толщи в Ноябрьском регионе, породы представлены чередованием мелкозернистых песчаников, алевролитов с аргиллитами, которые имеют проницаемость не более 3 мД, а зачастую ниже 1 мД. Для сравнения, неокомские пласты на этих месторождениях сформированные средне и крупнозернистыми песчаниками имеют проницаемость выше почти в семь раз: до 20 мД. Кроме того, нередко пласты сильно заглинизированы, карбонатизированы, что затрудняет интерпретацию данных скважинных геофизических исследований. Неудивительно, что в 80‑е на скважинах при пробной эксплуатации получили низкие дебиты и накопленную добычу на скважину. Учитывая, что группа ачимовских пластов характеризуется еще и сложным строением и высокой степенью расчлененности разреза, дальнейшую разработку этих пластов c помощью имеющихся на тот момент технологий признали нецелесообразной.

К началу нового века способы повышения нефтеотдачи значительно усовершенствовали: активно развивались технологии бурения горизонтальных скважин и проведения многостадийного гидроразрыва пласта (МГРП), большеобъемного ГРП, разрабатывались новые методы заканчивания скважин и интенсификации притока, широкое распространение получила технология зарезки дополнительных боковых стволов. Инновации решили большую часть проблем, которые возникли при пробной разработке ачимовки, и позволили получать рентабельные дебиты со скважин, пробуренных на отложения этого горизонта. Вернулись к этому направлению и в «Ноябрьскнефтегазе» — начиная с 2000 года, на Ярайнерском месторождении началась опытная эксплуатация одной из залежей. Однако дальнейшего развития проект вновь не получил: на балансе предприятия находилось множество нетронутых неокомских залежей, гораздо более рентабельных в разработке.

Ресурсы для второй жизни

Сегодня для западносибирских месторождений настали трудные времена: большинство из них давно миновали пик, добыча падает, на открытие новых крупных залежей легкой нефти практически не приходится. Поэтому вполне логично, что взгляд геологов вновь обратился к трудной ачимовке. В 2013-м и 2014-м на Вынгапуровском месторождении «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» пробурил восемь горизонтальных скважин на пласт Ач с применением многостадийного ГРП. Все скважины за первый месяц эксплуатации продемонстрировали довольно высокий средний дебит: около 110 куб. м/сут. по жидкости и 53 тонн/сут. по нефти. На этих участках средний текущий дебит нефти с неокомских пластов тогда не превышал 20 тонн в сутки.

На двух других скважинах Вынгапуровского месторождения в 2014 году провели зарезку боковых стволов на Ачимовские пласты. После проведения геолого-технических мероприятия (ГТМ) стартовый дебит нефти на скважинах составил 31–35 тонн в сутки. Опыт признали успешным, и сейчас рассматриваются варианты применения этой технологии на других участках Вынгапура.

Вообще, вовлечение в разработку объектов, добыча на которых ранее считалась нерентабельной, стало в последнее время одной из важнейших тенденций развития «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаза». Бурение Ачимовских пластов вели и на одном из старейших месторождений предприятия — Карамовском. Здесь переиспытали разведочную скважину 392Р. После ГРП скважина дала 20 тонн/сут. нефти и 35 куб. м/сут. жидкости. Сейчас среднесуточный дебит этой скважины — около 16 тонн нефти. Получив положительный результат, геологи подсчитали запасы этой залежи и поставили на баланс, по категории С1 — более 6 млн тонн (из них извлекаемые — более 1,5 млн тонн), С2—24,5 млн тонн (извлекаемые 6,5 млн тонн).

Работа по вовлечению в разработку пластов Ачимовской толщи в «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегазе» продолжается. Сейчас сотрудники предприятия совместно с геологами научно-технического центра «Газпром нефти» составляют программы доразведки и вовлечения в разработку этих запасов как при помощи бурения новых скважин, так и с помощью зарезки боковых стволов.

На Карамовском месторождении в ближайшее время планируется провести поиск ранее не изученных залежей и уточнить границы известных. Доразведка позволит снизить геологические риски, к которым ведет низкая степень изученности второстепенных пластов, и существенно прирастить запасы. Сейчас начальные извлекаемые запасы ачимовских отложений на Вынгапуровском месторождении оценивают в 3,5/5,7 млн тонн нефти (по категориям С1/С2), на Новогоднем — 5,8/0,8 млн тонн, на Ярайнерском — 2,9/1,1 млн тонн и на Карамовском — 1,6/6,4 млн тонн. Таким образом, начальные извлекаемые запасы нефти в залежах ачимовских пластов «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаза» составляют 13,8/14 млн тонн нефти. В планах геологов за 2015 год прирастить запасы ачимовской нефти по категории С1 еще как минимум на 1 млн тонн.

Повышение этажа нефтеносности до подошвы юрских отложений несет новые перспективы старым месторождениям Ноябрьского региона. Особенно учитывая, что наличие полноценной инфраструктуры нефтедобычи на этих активах существенно снизит себестоимость добытого сырья. Такое серьезное расширение ресурсной базы предприятия обеспечит работой ноябрьских нефтяников на годы вперед.

РУСТЕМ ГИМАЛЕТДИНОВ,
заместитель генерального директора — главный геолог «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаза»