В междуречье Айваседопура и Пякупура

Впервые об  ачимовской толще (нефть Россия) геологическая общественность услышала в 1959 году от российского ученого-нефтяника Фабиана Гурари, одного из первооткрывателей Западно-Сибирской нефтеносной провинции. Именно Фабиан Григорьевич выявил и описал богатую углеводородами структуру, которую относят к категории трудноизвлекаемых запасов (ТРИЗ). Попытки их разработки были предприняты нефтяниками еще в советское время. Однако несколько пробуренных скважин (разведочное бурение) оказались бесперспективными, и не обеспечили промышленный приток нефтяного сырья — сказалось отсутствие эффективных технологий. Это заставило разработчиков на какое‑то время отказаться от своих намерений, переключив внимание на более доступные с геологической точки зрения объекты для освоения.

Сейчас руководством «Роснефти» тема освоения ТРИЗ обозначена как ключевая. В 2018 году добыча трудноизвлекаемых запасов в целом по компании выросла до 18,5 млн т, что на 15% оказалось выше показателей 2017 года; а в общем объеме добычи нефти доля ТРИЗ составила 8,4%.

Сначала — газ, потом — нефть

Слегка всхолмленная равнина в бассейне реки Пур, название которой с ненецкого переводится как «бурлящая большая река», давно привлекала нефтяников. Здесь в болотистой местности геологоразведчиками легендарного производственного управления «Главтюменьгеология» в 1967 году было открыто Тарасовское месторождение. Благодаря пробуренной скважине № 1 вскрыли сеноманскую залежь и обнаружили природный газ. Размеры ее тогда не впечатлили и работы на какое‑то время приостановили. О перспективах месторождения вновь заговорили в 1975 году, когда ознаменовались успехом поиски нефти в нижнемеловых и юрских отложениях. Тогда были выявлены продуктивные залежи, по своему типу относящиеся к пластово-сводовым, массивным, литологически и тектонически-экранированным. Структурно-литологическую залежь геологи открыли в горизонте БП14 на восточном склоне локальной Айваседо-Пуровской структуры в 1978 году.

Андрей Федорович Тарасов (09.12.1924–03.08.1966) родился в Валдайском районе Новгородской области. Участник Великой Отечественной войны. Командовал орудием в составе 6‑й батареи 81‑й Армейской Пушечной Артиллерийской Краснознамённой бригады. С 1947 года работал в геологоразведке сначала верховым рабочим и помощником бурильщика, затем — бурильщиком и буровым мастером. Его бригада в 50–60‑е годы гремела по всему Северу. Семилетний план 1959–1965 годов тарасовцы выполнили за 5 лет и 4 месяца. Проходка превышала 15 тыс. м в год, а месячная скорость бурения достигла 1430 метров.

В те годы в недрах между притоками Пура — Айваседопур и Пякупур — геологи обнаружили 16 нефтяных, газоконденсатонефтяную, газоконденсатную и газовую залежи, коллекторами которых служат песчаники с линзовидными прослоями глин. Площадь перспективного участка составляла 380 кв. километров.

Месторождение назвали в честь знаменитого нефтяника, бурового мастера-первопроходца Андрея Тарасова.

Интересно, что поселок Губкинский в конце 70‑х годов хотели назвать Тарасовским. И первоначально планировалось, что он будет находиться на территории одноименного месторождения. Вся проектная, строительная и нефтяная документация была подготовлена под таким названием. Но в 1979 году руководство поменяло решение: строительство нового поселка «привязали» к железной дороге, а так как Тарасовское месторождение было удалено от железнодорожной инфраструктуры, то будущий город решили не только переименовать, но и перенести.

В 1983 году специалисты «Главтюменьгеологии» представили в Государственную комиссию по запасам (ГКЗ) СССР материалы по выявленным на Тарасовском и Восточно-Тарасовском месторождениях углеводородам от сеномана до валанжина включительно. На основании отчета от 1 июля 1983 года по результатам бурения и испытания 52 скважин ГКЗ утвердила запасы в сумме 476,4 млн т (протокол № 9400 от 28 декабря 1983 года).

Позже число обнаруженных залежей достигло 56, большая их часть на протяжении всей территории подстилается водой. Специалисты отмечают строение, невыдержанность по площади и разрезу большинства продуктивных пластов, нестандартное распределение нефти и газа. Структура месторождения осложнена четырьмя куполовидными поднятиями.

Между тайгой и тундрой

Для междуречья Айваседопура и Пякупура характерен резко континентальный климат. Суровая продолжительная зима и короткое дождливое лето. В январе, который считается самым холодным месяцем в году, морозы достигают –55 °С. Самый теплый месяц — июль. В это время температура может превышать +35 °С. А в среднем по году температурные колебания составляют от –7,5 °С до –8,5 °С. С апреля по октябрь выпадает до 75% осадков. Направление ветров в теплые месяцы — северное и северо-восточное; южное и юго-западное — зимой. Скорость ветра может превышать 30 м в секунду, в среднем же ветра развивают вполне приемлемые показатели — 4 метра в секунду. Грунт промерзает на глубину 1,5–3,5 метра. На водоразделах средняя толщина снегового покрова составляет 0,8 м, в низинах — 2 метра.

Айваседопур с ненецкого переводится как «река рода Айваседо». Род Айваседо, первое упоминание которого замечено в ясачной книге 1631 года, имеет значение «безголовые». После эпидемии оспы 1816 года многие из Айваседо, кочевавших в низинах рек Таз и Енисей, перебрались в лесную зону. С середины XIX века они закрепились у реки Пур, на одном из его притоков.

Пякупур — «река рода Пяк» (с ненецкого). Этот род русские называли кунной самоядью. Уже в 1602 году воевода Барятинский пытался присоединить кунную самоядь к Сургутскому уезду и заставлял их платить ясак. В 1627 году в «Книге большому чертежу» были обозначены места кочевий рода Пяк между Пуром и Тазом. Лесные ненцы Пяк выступали брачными партнерами рода Айваседо. Пяки свободно кочевали не только в лесной, но и в тундровой зоне.

Пространства водоразделов заболочены, покрыты тундровой растительностью и лиственным редколесьем, которое на территории участка составляет 40%.

Наличие болот специалисты связывают с развитием вечной мерзлоты, имеющей островной характер и различную глубину залегания. По данным электрокаротажа скважин, нижняя граница мерзлоты, образующей водонепронецаемый слой, зафиксирована на глубинах 226–256 метров.

От автономии к структурной единице

Первый фонтан нефти на Тарасовском месторождении был получен «Главтюменьгеологией» из скважины № 121 в 1985 году. В тот же период промысел был введен в пробную эксплуатацию на основании проекта, который подготовили в Сибирском научно-исследовательском институте нефтяной промышленности (СибНИИНП) в 1984 году.

Промышленная добыча на Тарасовском месторождении началась на четвертый год после утверждения запасов ГКЗ СССР — в 1987 году. Годом ранее для работы в приполярной зоне ЯНАО на базе производственного объединение «Ноябрьскнефтегаз» было сформировано новое подразделение — «Пурнефтегаз», которое стало разрабатывать нефтегазовый промысел в бассейне Пура.

«РН-Пурнефтегаз» осуществляет свою деятельность на территории, границы которой простираются на 185 км с востока на запад и на 150 км с севера на юг. Компания является оператором по добыче, подготовке и сдаче нефти, газа и газового конденсата на лицензионных участках «Роснефти» в Ямало-Ненецком автономном округе. Работы ведутся на 13 лицензионных участках, которые охватывают 12 нефтегазоконденсатных месторождений. Предприятие имеет 7 лицензий с целью геологического изучения, разведки и добычи углеводородного сырья, 4 лицензии с целью разведки и добычи, 2 лицензии на геологическое изучение.

В 1993 году в СибНИИНП была составлена новая  «Технологическая схема разработки Тарасовского газонефтяного месторождения». В этот же год, на основании указа президента РФ № 1403 от 17 ноября 1992 года «Об особенностях приватизации и преобразовании в акционерные общества государственных предприятий, производственных и научно-производственных объединений нефтяной, нефтеперерабатывающей промышленности и нефтепродуктообеспечения», «Пурнефтегаз» стал акционерным обществом и до 1994 года вел свою хозяйственную деятельность самостоятельно, пока не произошло присоединение к нефтяной компании «СИДАНКО» («Сибирско-Дальневосточная нефтяная компания»).

Официально считается, что с 1995 года «Пурнефтегаз» стал структурной единицей «Роснефти». Именно в этот год в состав совета директоров «СИДАНКО» вошли представители государственной ВИНК, которой также перешла часть акций «Пурнефтегаза».

В 2004 году в рамках госкомпании произошло слияние активов «Селькупнефтегаза» и «Пуровской нефтяной компании», контрольные пакеты которых были получены годом ранее, в единое подразделение «Роснефть-Пурнефтегаз». В настоящее время оно является вторым по величине предприятием в составе «Роснефти».

Согласно архивным данным «ЦДУ ТЭК», в 2005 году более 20% добычи «РН-Пурнефтегаза» обеспечивало Тарасовское месторождение.

Как следует из сведений, опубликованных компанией, на 1 января 2003 года в фонде нефтегазодобывающего предприятия (НГДП) «Тарасовскнефть», осуществлявшего разработку промысла, числилось 2029 скважин, из которых 966 были добывающие, 245 — нагнетательные, 34 — наблюдательные, 719 находились в консервации, 62 — ликвидировали.

При этом в 4 квартале 2002 года на месторождении добыли 949,4 тыс. т нефти, с начала года производство составляло 3596,6 тыс. тонн.

Щедрая залежь

В основном добыча нефти на Тарасовском месторождении ведется с семи залежей, среди которых выделяется ПК19–20 — самая нефтеносная на промысле. Изначально считалось, что пласты ПК19 и ПК20 — это две отдельные залежи. Впоследствии геологи определили однородность структуры, и обозначили ПК19–20 как единый пласт, относящийся к терригенным отложениям апт-альбского яруса нижнего мела, к нижней подсвите покурской свиты. ПК19–20 представлена серыми, слабо- и среднесцементированными песчаниками с включением органических остатков, а также прослоями серых алевролитистых слабослюдистых глин, в которых встречаются органика и тонкие слои углей, и аргиллитами. Залежь отличается массивностью и водоплавающей газовой шапкой. В среднем глубина залегания ПК19–20 составляет 1610 м, средняя толщина нефтенасыщенного слоя — 14,4 м, содержание серы в нефти — 0,51%.

Исследованиями определены физические свойства нефти, добываемой из залежи. Было установлено, что их пластовое давление составляет 17,1 мПа, пластовая температура — 56°С, плотность — 825 кг/куб. м, вязкость — 3,24 мПа·сек.

Согласно технологической схеме, для эффективного извлечения запасов из залежи стал применяться метод заводнения с системой расстановки скважин 7:1, то есть сначала шли семь рядов добывающих скважин, затем ряд нагнетательных. Бурение скважин группировалось по кустам, каждый из которых состоял из 10–40 скважин. Всего сформировано 52 куста. По обычной сетке — с расстоянием 250 м — пробурили 900 скважин. Подача воды для заводнения производится тремя насосными станциями. Далее углеводороды перекачивают на сепараторную станцию, где их разделяют на нефть, воду и газ. После чего сырую нефть направляют в трубопроводную систему «Транснефти».

С прицелом на ачимовку

Но как бы не были щедры старые залежи, разрабатываются они достаточно длительный срок. Уже сейчас нефтяникам нужно думать о перспективе. Поэтому неудивительно, что компании в планах своего развития прописывают сценарии разработки трудноизвлекаемых запасов. Так, согласно стратегии «Роснефть-2022», государственная ВИНК на протяжении нескольких лет осуществляет планомерную работу по освоению ТРИЗ, внедряя в производство новые технологии и передовое оборудование.

Тарасовское месторождение в этой связи выбрано в качестве основной площадки по введению в промышленную эксплуатацию ачимовских залежей. Опытную их разработку «РН-Пурнефтегаз» начал в 2017 году. За это время здесь запущены 5 нефтяных скважин. Причем, как отмечают специалисты, их дебит превышает плановую добычу. Так, на одной из скважин вместо планируемых 105 т в сутки добывается 213 тонн. Всего, по данным «ЦДУ ТЭК», в 2018 году на промысле добыли 562,9 тыс. т нефти.

Нужно учесть, что ачимовка залегает на достаточно большой глубине — 3,5 километра. Залежи характеризуются аномальным пластовым давлением и высоким газосодержанием. Сложностей в геологическом плане добавляют неоднородность пластов, низкая проницаемость нефтесодержащей породы, узкий коридор бурения, высокая температура в интервале хвостовика, ограниченный выбор плотности технологических жидкостей в зоне продуктивного пласта.

Уповать приходится не только на современное оборудование, в частности, на роторно-управляемые системы, но и на профессионализм специалистов, с ним работающих. «Геологи дают цель, и нам нужно не пропустить, попасть в пласт на глубине 4 тыс. метров. Успешно справиться с задачей позволяет комплекс геофизических мероприятий, который с помощью многочисленных датчиков постоянно осуществляется на забое во время бурения. Однако многое в этом процессе зависит от квалификации бурильщика», — утверждают в отделе технологий бурения «РН-Пурнефтегаза».

Геологи компании совместно с сотрудниками «БашНИПИнефти» (входит в состав Корпоративного научно-проектного комплекса «Роснефти») подготовили проект разработки ачимовских залежей, который основан на применении технологии многостадийного гидравлического разрыва пласта (ГРП). А значит, кроме вертикального бурения необходимо произвести строительство горизонтальных ответвлений, протяженность которых должно составлять не менее 1000 метров. На стадии опытно-промышленных работ на одной из скважин Тарасовского месторождения были пробурены два горизонтальных ствола длиной 1100 м и проведен 10‑стадийный ГРП.

В октябре 2019 года специалисты «РН-Пурнефтегаза» начали промышленную эксплуатацию ачимовки. Согласно проекту, в течение нескольких лет на семи кустовых площадках будет построено 66 добывающих скважин.

По информации вице-президента, главного геолога «Роснефти» Андрея Лазеева, в целом по компании запасы ачимовских залежей насчитывают 600 млн т нефти. В ближайшие пять лет государственная ВИНК для их разработки планирует ежегодно вводить в эксплуатацию 7% от общего числа новых скважин.

Как отмечают эксперты, в Западной Сибири суммарные извлекаемые запасы ачимовской толщи превышают 2,3 млрд т нефти, из них на ЯНАО приходится 1,2 млрд тонн.