География поиска — Журнал «Сибирская нефть» — №165 (октябрь 2019)

География поиска

Новые крупные и перспективные геолого-разведочные проекты «Газпром нефти»

Текст: Александр Алексеев

«Газпром нефть» продолжает наращивать ресурсную базу, расширяя количество проектов в портфеле. В обзоре «Сибирской нефти» — несколько ключевых проектов, которые находятся сегодня в фокусе внимания компании

Енисей

Проект «Енисей» включает два лицензионных участка — Лескинский и Пухуцяяхский, — расположенных на полуострове Гыдан, на левом берегу Енисея. Право на геологическое изучение, разведку и добычу углеводородов на них «Газпром нефть» получила в конце 2018 — начале 2019 года. Участки расположены в 400 км на северо-восток от Мессояхского месторождения — самого северного из разрабатываемых сегодня в компании.

Лескинский участок относится к Долгано-Ненецкому району Красноярского края. Его площадь — 3027 кв. км. Прилегающий к нему Пухуцяяхский участок площадью 825 кв. км расположен в Тазовском районе ЯНАО.

Участки значительно удалены от объектов транспортной и нефтегазовой инфраструктуры. Их геология пока слабо изучена, что делает этот проект высокорисковым. Тем не менее потенциальным новым добывающим кластером заинтересовались такие крупные международные компании, как Shell и Repsol. На Петербургском международном экономическом форуме в 2019 году между ними и «Газпром нефтью» было подписано соглашение о намерениях по созданию совместного предприятия для освоения Лескинского и Пухуцяяхского лицензионных участков. После закрытия сделки в 2020 году «Газпром нефть» будет владеть 50% в капитале совместного предприятия, доли Repsol и Shell составят по 25%.

По оценкам специалистов «Газпром нефти», в случае успеха масштабы открытия на участках могут быть сопоставимы с флагманскими добычными проектами «Газпром нефти». Ожидается, что жидкие углеводороды здесь могут быть обнаружены в карбонатных коллекторах палеозойских отложений.

В сезоне 2019–2020 годов планируется пробурить первую разведочную скважину и провести сейсмические исследования, которые позволят точнее определить потенциал лицензионных участков.

Подготовка к этим работам стала серьезным вызовом: в ограниченные сроки необходимо было организовать доставку оборудования и материалов на неосвоенную территорию с полным отсутствием инфраструктуры. Завоз материально-технических ресурсов здесь возможен только водным транспортом — для доставки техники, оборудования, транспорта и строительных материалов было задействовано 46 речных барж, 3 танкера и один ледокол.

Схема логистики проекта «Енисей»

Дополнительные сложности создают природно-климатические условия региона: вечномерзлые грунты, переменные ветры, частые приливы и отливы, которые не позволяют подойти баржам к месту разгрузки. Навигационный период длится около двух месяцев, из которых проведение разгрузки барж возможно в течение 25–30 дней при благоприятных погодных условиях.

Первая группа специалистов «Газпромнефть-ГЕО» и «Газпромнефть-Снабжения» была доставлена на необорудованный берег Енисейского залива 22 августа на вертолетах. Баржи привезли вагоны-дома и дизель-электростанции, спецтехнику, самосвалы и бульдозеры, тундроматы для минимизации воздействия на тундровый покров и гибкие резервуары для хранения горюче-смазочных материалов. К началу сентября на Лескинском участке был размещен жилой городок из 36 вагонов, мобилизовано более 100 человек персонала. Проведены электричество, телефонная связь и интернет, построена баня, и организовано горячее питание.

Над обеспечением выгрузки трудилась большая команда как в поле, так и в офисах Санкт-Петербурга и Тюмени. «Несмотря на сложные условия и ограниченные сроки, производственная программа по доставке груза на Гыданский полуостров была выполнена с превышением плановых показателей, — рассказывает руководитель обособленного подразделения „ГЕО“ филиала „Тюмень“ „Газпромнефть-Снабжения“ Сергей Нечухрин. — В период навигации было доставлено более 36 тысяч тонн грузов». Для приема 5 тысяч тонн горючего был развернут полевой склад из эластичных резервуаров от российского производителя НПФ «Политехника». Такое решение оказалось оптимальным для неподготовленной территории. Резервуары изготовлены из морозостойкого термопластичного полиуретанового материала, обеспечивающего технологическую надежность и экологическую безопасность. В зимнюю кампанию доставка груза на Гыданский полуостров будет организована по Северному морскому пути в сопровождении ледоколов.

Южный Ямал

«Газпром нефть» уже реализует на полуострове Ямал значительный проект — ведет разработку крупнейшего в регионе Новопортовского месторождения. Его успешное освоение и появление здесь инфраструктуры для транспорта нефти делают возможным формирование на Ямале масштабного кластера добычи. Недавно он пополнился Южно-Новопортовским и Суровым лицензионными участками (проект «Южный Ямал»), общая площадь которых составляет 4350 кв. км — почти в 6 раз больше, чем Новопортовский участок. По оценкам специалистов «Газпром нефти», геологические ресурсы участков — более чем 110 млн тонн нефти. Сейчас на них проводятся сейсморазведочные работы 2D, которые планируется завершить в конце 2020 года. На основании полученных данных будет принято решение о заложении первой поисковой скважины.

Проект «Южный Оренбург» объединяет несколько малоизученных участков, на которых «Газпром нефть» рассчитывает обнаружить крупные залежи нефти

Южный Оренбург

В Оренбургской области, где дочернее предприятие «Газпром нефти» — «Газпромнефть-Оренбург» — ведет добычу на семи месторождениях, компания создала новый поисковый кластер «Южный Оренбург». В него вошли Надеждинский, Корнаваринский, Западно-Рубежинский и Солнечный лицензионные участки — в юго-западной части области, в 162 км западнее от Оренбурга.

Лицензии на право геологического изучения, разведки и добычи углеводородов Западно-Рубежинского, Надеждинского и Корнаваринского участков в Оренбургской области «Газпром нефть» получила в конце 2018 года. Также в 2018 году «Газпром нефть» приобрела компанию «Энерком», которой принадлежит лицензия на геологическое изучение, разведку и добычу углеводородного сырья на территории Солнечного лицензионного участка.

Согласно данным Государственного баланса запасов полезных ископаемых, извлекаемые ресурсы углеводородов по категории D0 (подготовленные к поисковому бурению) на участках «Южного Оренбурга» не слишком велики, и по общепринятой классификации такие месторождения относят к мелким. Извлекаемые ресурсы Западно-Рубежинского участка составляют 1,2 млн тонн нефти, 9,3 млрд куб. м газа и 1,8 млн тонн конденсата; Надеждинского — 7,6 млн тонн нефти, 9,2 млрд куб. м газа и 1,6 млн тонн конденсата; Корнаваринского — 1,3 млн тонн нефти, 1,2 млрд куб. м газа и 0,4 млн тонн конденсата.

Однако пока участки изучены мало, и в дальнейшем они могут преподнести приятные сюрпризы. В компании рассчитывают обнаружить здесь ряд залежей каменноугольно-девонского возрастов, суммарный потенциал которых несколько сотен миллионов тонн геологических ресурсов нефти. Месторождения с такими запасами относятся к крупным. Чтобы определить ключевую геологическую концепцию и подтвердить ресурсный потенциал до 2021 года, на участках «Южного Оренбурга» планируется проведение 3D-сейсмики на площади 1619 кв. км, а к концу 2022 года будет пробурено 4 поисковые скважины глубиной более 5,5 км. За счет синергетического эффекта единая программа снятия неопределенностей для всех четырех участков потребует существенно меньших вложений.

Геологическое строение западной части Оренбургской области пока еще слабо изучено глубоким бурением. При этом в последние годы в регионе были сделаны заметные открытия с запасами очень высокого качества, отмечают в «Газпром нефти». Преимущества Оренбуржья в том, что благодаря умеренному климату и транспортной доступности месторождения здесь имеют круглогодичный доступ в отличие от ряда проектов в Западной и Восточной Сибири. Это значит, что скорость вовлечения этих запасов в случае успеха будет выше.

Ямбург

Проект «Ямбург» направлен на разработку ачимовских нефтяных залежей Ямбургского нефтегазоконденсатного месторождения. Месторождение было открыто в 1969 году, и по запасам газа оно — одно из крупнейших в мире (начальные разведанные запасы — 6,9 трлн куб. м). Добыча газа здесь началась в 1986 году и продолжается до сих пор. Запасы нефти на месторождении так же огромны, но их разработка стала возможной лишь недавно.

Ачимовские нефтяные залежи Ямбургского НГКМ — один из крупнейших нефтяных активов на территории ЯНАО. На государственном балансе сегодня стоят геологические запасы объемом 1,278 млрд т. Однако, по оценкам специалистов «Газпром нефти», запасы жидких углеводородов Ямбургского месторождения могут составить существенно больше. При этом добыча осложнена большими глубинами залегания запасов — более 3,5 км, высоким пластовым давлением — более 60 МПа, а также низкой проницаемостью — 0,1 миллидарси. Эффективный доступ к таким запасам требует создания комплекса технологий в области бурения и заканчивания скважин, разработки оптимальной конструкции скважин, выбора методов повышения нефтеотдачи.

Вместе с тем месторождение уже достаточно хорошо изучено. На ачимовских залежах пробурено 39 разведочных скважин. Среди преимуществ проекта — развитая инфраструктура: круглогодичные автодороги, наличие речного порта, аэропорта. Вывоз жидких углеводородов может осуществляться морским путем. Для этого потребуется строительство морского отгрузочного терминала на побережье Обской губы в районе мыса Круглый.

Недропользователь Ямбургского месторождения — «Газпром добыча Ямбург», дочерняя компания «Газпрома», которая продолжает здесь добычу газа. Чтобы «Газпром нефть» могла реализовать проект по добыче жидких углеводородов, между компаниями был заключен долгосрочный рисковый операторский договор. Такая схема работы позволяет «Газпром нефти» вкладывать собственные средства в геолого-разведочные работы и строительство объектов инфраструктуры, принимая на себя все геологические и эксплуатационные риски, и при этом получать все выгоды от добычи и продажи углеводородов. Она также дает правовую основу для привлечения проектного и акционерного финансирования в масштабный и технически сложный проект.

Программа работ на следующий период предполагает не только бурение горизонтальных скважин с многостадийными ГРП, которые помогут оценить возможности разработки этих запасов, но и локализацию наиболее привлекательных участков, на которых возможно реализовать экономически рентабельный бизнес-кейс.

«Газпром нефть» создает новый кластер добычи на Ямале. Центром кластера станет уже разрабатываемое Новопортовское месторождение

Румыния

Программа геолого-разведочных проектов на территории Румынии была инициирована в 2012–2013 годах сербской компанией NIS — совместным предприятием «Газпром нефти». NIS нуждается в расширении ресурсной базы, однако в Сербии таких ресурсов не хватает. В 2015 году среди целого ряда зарубежных направлений работы компании, в том числе в Венгрии, Боснии и Герцеговине, Анголе, стратегическая ставка была сделана именно на Румынию, так как здесь был сосредоточен наибольший ресурсный потенциал.

По оценкам специалистов «Газпром нефти», проекты в Румынии позволят предприятию как минимум удерживать полку добычи предприятия, а в случае успеха и повысить ее. В долгосрочной перспективе добыча на них может составить более 30% всей добычи NIS.

Румыния входит в Евросоюз, и требования законодательства в области недропользования там более жесткие, чем в Сербии. Еще одна сложность связана с тем, что 6 лицензионных блоков, на которых ведет работы NIS, относятся к сельскохозяйственному региону. На участках расположено несколько тысяч фермерских хозяйств, с каждым из которых нужно было договориться о доступе к земле.

К настоящему времени почти все основные зоны интересов компании покрыты 3D-сейсмикой. Началось бурение скважин. В 2018 году было открыто первое месторождение — Теремия. В этом году в рамках опытно-промышленной эксплуатации началась добыча нефти, которая железнодорожным транспортом направляется на НПЗ компании в Панчево. В 2019 году планируется бурение еще двух поисковых скважин.

Карабашские участки

В июле 2017 года «Газпром нефть» приобрела 25,02% акций компании «Евротэк-Югра», принадлежащей испанской компании Repsol, с правом выкупа до 50%. Сейчас доля «Газпром нефти» в совместном предприятии составляет 28,84%. Компания управляется на паритетных началах.

На момент создания СП «Евротэк-Югра» обладала лицензиями на разведку и добычу углеводородов на участках Карабашский-1 и Карабашский-2, а также на геологическое изучение участков Карабашский-3, Карабашский-9, Карабашский-78, Карабашский-79 и Килейский в Кондинском районе в юго-западной части ХМАО. На участках Карабашский-1 и Карабашский-2 в 2013 году было открыто достаточно крупное Оурьинское месторождение (месторождение им. Рауля-Юрия Эрвье).

С тех пор периметр проекта существенно расширился. Два лицензионных участка были сданы как бесперспективные, но прибавилось восемь новых. Из них еще шесть участков Карабашской зоны получены на аукционе. Один участок был приобретен у другого недропользователя: партнеры совместно приобрели 100% доли в компании «АСБ Гео», которая владеет лицензией на геологическое изучение участка Карабашский-10 в ХМАО. В 2019 году на семи новых участках начнутся сейсморазведочные работы.

Карабашские участки расположены в районе с развитой инфраструктурой. Площадь 13 участков, которые включены в кластер, составляет 5,2 тыс. кв. км. На них уже пробурено семь вертикальных и три горизонтальных скважины. Участок недр Свердловский-4 был получен по упрощенной схеме — как фланг Фланги20-километровая территория нераспределенного фонда недр, примыкающая к лицензионному участку с разрабатываемым или разведываемым месторождением, на которой не должно быть учтенных запасов углеводородов или твердых полезных ископаемых. Бесконкурентная и бесплатная возможность получения лицензии на изучение флангов появилась совсем недавно. Оурьинского месторождения. Он расположен в Гагаринском районе Свердловской области, и это первый участок «Газпром нефти» в регионе.

На якорном месторождении проекта — месторождении им. Рауля-Юрия Эрвье — за последние полтора года были проведены работы, которые позволили понять особенности коллектора и снизить геологические неопределенности. Это подгазовые залежи, которые нельзя разрабатывать с использованием гидроразрыва пласта, так как велик риск прорывов газа или воды в скважину. Низкая вертикальная проницаемость пласта не позволяет эффективно использовать здесь горизонтальные скважины. В 2020 году планируется пробурить и испытать две высокотехнологичные ERD-скважины (extended reach drilling — скважины с большим отходом от вертикали) для определения технологии разработки месторождения: многозабойную скважину с пятью боковыми стволами (длина основного горизонтального ствола составит 1750 м, длины боковых — от 1350 до 1650 м, общая проходка по пласту — 7750 м) и скважину с основным горизонтальным стволом 1500 м и восемью ответвлениями по 200 м каждое (так называемый фишбон).

ЧИТАЙТЕ ТАКЖЕ