Продуктивная геология

Основные перспективы развития «Газпромнефть-Востока» сегодня связаны с освоением бывших активов «СТС–Сервиса» Слева: Урманское месторождение уникально, поэтому фактически любую применяемую там технологию можно считать отчасти инновационной



Все необходимое для проведения работ на месторождения «Газпромнефть-Востока» доставляется по зимникам — в теплое время года сюда можно добраться только вертолетом

В «Газпромнефть-Востоке» повышают нефтеотдачу пластов и наращивают ресурсную базу.

Текст: Дмитрий Александров.
Фото: Алексей Родионов

«ГазпромнефтьВосток» — самое молодое добывающее предприятие компании и, что крайне важно, работающее на молодых месторождениях, не достигших пика добычи. Плановые показатели в прошлом году томские нефтяники превысили по всем направлениям работы: объем добычи составил 1, 773 млн тонн, что на 2% больше, чем предполагалось, и на 14% выше результата 2009-го; бурильщики прошли 301 тыс. м (+16 тыс. м к плану). Положительная тенденция сохранилась и в первом квартале 2011 года. За три месяца извлечено 456,8 тыс. тонн нефти, удалось увеличить объемы добычи на Шингинском, Западно-Лугинецком и Нижнелугинецком месторождениях. Секрет успеха — в применении передовых технологий по повышению отдачи нефтяных пластов, а также целенаправленной работе, направленной на прирост запасов углеводородного сырья.

ЛУГИНЕЦКИЕ ПЕРСПЕКТИВЫ

За пять лет существования «Газпромнефть-Востока» объем разведанных извлекаемых запасов увеличился на 14 млн тонн, темпы прироста более чем в два раза превышают объемы добычи — по нынешним временам показатель выдающийся. По оценке начальника управления геологии и контроля за разработкой месторождений «Газпромнефть-Востока» Эдуарда Низамова, залог успеха — в системности и последовательности проведения геологоразведочных работ. По его словам, основные перспективы развития компании сегодня связаны с 87-м лицензионным участком — Нижнелугинецким и Западно-Лугинецким месторождениями. Это бывшие активы «СТС-Сервиса», и именно туда будет перенесена в ближайшие годы активность в бурении. Например, уже в нынешнем году на основе результатов переинтерпретации ранее проведенных сейсморазведочных работ на Нижнелугинецком месторождении будет пробурено 32 эксплуатационные скважины. Начиная с 2012 года на Лугинецкой группе планируется бурить по 30 скважин ежегодно.

Что касается геологоразведки, то с 2010 года активность в этом направлении заметно выросла. Программа работ на 2011–2013 годы включает в себя сейсморазведку (2D и 3D), отбор и исследование керна, проведение вертикального сейсмического профилирования и поисково-разведочное бурение. Объемы одних только сейсморазведочных работ в сезоне-2011/12 составляют: 3D — 620 кв. км, 2D — около 300 пог. км. Важную информацию о строении, литологии, запасах и дальнейших перспективах освоения 87-го блока должно дать бурение новой поисково-оценочной скважины на Мыгинском локальном поднятии.

На основе сейсморазведочных данных 2011 года в 2012-м планируется бурение еще двух поисково-разведочных скважин — на Западно-Лугинец ком и Арчинском лицензионных участках. «В итоге мы должны получить качественную геологическую информацию, на основе которой будет планироваться дальнейшее освоение новых залежей, — отметил начальник геологического отдела „ГазпромнефтьВостока“ Игорь Сичковский. — У нас есть все основания рассчитывать на хороший прирост запасов, что обеспечит выполнение стратегических задач».

ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ СПЕКТР

Сегодня «Газпромнефть-Восток» разрабатывает шесть месторождений — это 250 добывающих и более 70 нагнетательных скважин. Продуктивные пласты всех месторождений расположены в терригенных песчаных отложениях, исключение составляет лишь карбонатный коллектор Урманского и Арчинского месторождений. «В геологическом плане это самые сложные месторождения, разрабатывать которые непросто, но интересно, — рассказал начальник отдела разработки томского предприятия Анатолий Верин. — Мы внимательно отслеживаем геологические изменения, происходящие на месторождениях в процессе эксплуатации, на основе этого мониторинга планируются мероприятия по повышению нефтеотдачи». В частности, в 2010 году на Западно-Крапивинском месторождении были проведены опытно-промышленные работы по выравниванию профиля приемистости нагнетательных скважин, что дало положительный эффект. Кроме того, весь нагнетательный фонд ЗападноКрапивинского подвергли трассерным исследованиям, позволившим изучить параметры зон высоких скоростей фильтрации, получить информацию о межскважинном строении пласта, установить контроль над распределением потоков в залежи. Урманское месторождение с его палеозойскими отложениями и вовсе уникально, поэтому фактически любую применяемую там технологию (например, бурение на обсадных трубах) можно считать отчасти инновационной. Доказана и эффективность использования на карбонатных коллекторах Урманского технологии обработки призабойной зоны (ОПЗ) с применением отклонителей (обработка кислотой замедленного действия), где традиционные методы ОПЗ малоэффективны. Инженерное сопровождение этих работ вела компания «АНЕГА — Бурение». Применялась в 2010 году и технология плазменно-импульсной обработки призабойных зон добывающих скважин.

Однако приоритетной технологией для «Газпромнефть-Востока», безусловно, является гидроразрыв пласта (ГРП), обеспечивающая кратное увеличение добычи и повышение эффективности разработки.

ЭФФЕКТ ГИДРОРАЗРЫВА

2010 год стал рекордным для «Востока» по количеству скважиноопераций ГРП — в общей сложности было выполнено 94 операции: 60 на Шингинском месторождении, 26 на Юго-Западной части Крапивинского месторождения, шесть на Западно-Лугинецком и две на Нижнелугинецком. В первом квартале 2011 года на Лугинецкой группе месторождений проведены еще четыре операции гидравлического разрыва пласта с накопленной добычей 3,8 тыс. тонн. Восемь операций ГРП с накопленной добычей 13,7 тыс. тонн (при плановой — 10 тыс. тонн) проведены на новых скважинах Шингинского месторождения.

При этом кроме обычного гидроразрыва на водной основе, широко используемого на терригенных коллекторах, в «ГазпромнефтьВостоке» активно применяются и его разновидности. В частности, в прошлом году на ЗападноКрапивинском месторождении были впервые проведены опытнопромышленные работы по повторному ГРП, а сейчас рассматривается вопрос о проведении на этом месторождении пенного гидроразрыва пласта. Преимущества этой технологии: низкое содержание жидкости и как следствие — более высокая остаточная проводимость трещины ГРП; низкое гидростатическое давление; хорошие геологические свойства.

Не стоит забывать, что работа в «Газпромнефть-Востоке» серьезно осложнена вынужденной автономностью месторождений в теплое время года. Однако подготовка к производственным кампаниям нынешнего года проведена успешно, все необходимые материалы на месторождения завезены, что позволяет специалистам предприятия рассчитывать на серьезный положительный эффект. Бизнес-планом 2011 года предусмотрено проведение порядка 60 скважино-операций ГРП и 20 операций по обработке призабойной зоны пласта. Кроме того, разработана программа по углублениям и зарезкам вторых стволов на низкорентабельных скважинах, реализация которой запланирована на зиму 2011/12 года.

Вся эта работа, разумеется, направлена на рост объемов добычи: в нынешнем году в «ГазпромнефтьВостоке» планируют добыть более 1,8 млн тонн углеводородов, а в 2013–2014 годах предприятие планирует выйти на годовой объем 2 млн тонн нефти.