Как отмечают геологи, эти три участка расположены в пределах Непско-Ботуобинской нефтегазоносной области, которая в свою очередь входит в состав Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции.
Открыто в СССР
В конце 1989 года министерство геологии СССР отчиталось о работе своих геологоразведочных организаций (разведочное бурение, бурение разведочных скважин, показатели нефтяной отрасли). В отчете прозвучало, что в IV квартале ими было открыто 22 месторождения, в том числе 12 нефтяных, 5 газонефтяных, 5 газовых и газоконденсатных.
Среди открытий — Тымпучиканское нефтегазовое месторождение. Результативной оказалась скважина 206–13, при испытании которой из талахского горизонта венд-кембрия в интервале 1631–1655 м был получен приток газа дебитом 89 тыс. куб. м в сутки и нефти 15,7 куб. м в сутки. При испытании хамакинского горизонта в интервале 1599–1606 м газовый дебит превысил 279 тыс. куб. м в сутки. Через два года на соседнем участке геологи открыли Вакунайское месторождение. Ценность исследуемых территорий в бассейне реки Чона не вызывала сомнений. Известно, что с 1979 года по 1994 год в этом районе с целью обнаружения промышленных нефтяных и газовых залежей было пробурено 57 поисково-разведочных скважин. Параллельно проводился комплекс геофизических работ — с 1983 года по 1992 год сейсморазведкой исследовано более 5 тыс. погонных км, территория также изучалась методами грави-, магнито- и электроразведки.
В это время освоением перспективных участков занималось производственное управление «Ноябрьскнефтегаз», входившее в состав главного управление министерства нефтяной промышленности СССР — «Главтюменнефтегаза».
В 1995 году, согласно указу президента РФ Бориса Ельцина, была образована компания «Сибнефть», в состав которой вошло и нефтедобывающее предприятие «Ноябрьскнефтегаз».
Период реформирования
Перемены пришлись на период реформирования в Российской Федерации нефтегазовой отрасли. Развал Советского Союза негативно сказался на нефтяниках. Резкий спад объемов производства, сокращение геологоразведочных работ, «проедание» ускоренными темпами основных фондов, фактический крах отраслевой науки, снижение до нуля инвестиций в перспективные проекты — вот неполный перечень проблем, с которыми нужно было что‑то делать в достаточно ограниченные сроки.
Целое десятилетие перспективные месторождения Восточной Сибири находились в подвешенном состоянии. Только в 2005 году, после того как в отрасли сформировались основные игроки в лице вертикально интегрированных компаний, интерес к региону стал возрастать. Важным для развития территорий оказалось решение правительства РФ в конце 2004 года о разработке проекта и строительстве нефтепровода «Восточная Сибирь — Тихий океан» («ВСТО»). За наиболее «вкусными» участками, находящимися в непосредственной близости от «ВСТО», началась настоящая охота.
К тому времени, то есть осенью 2005 года компания «Сибнефть» перешла под контроль «Газпрома», а в мае 2006 года была переименована в «Газпром нефть». Нужно заметить, что менеджмент «Газпрома» не стал дожидаться формальных переименований и сразу же включился в борьбу за перспективные территории. На первый взгляд, это решение выглядело несколько поспешным, но при сложившихся на тот период обстоятельствах оно оказалось стратегически верным, поскольку основным конкурентом за восточносибирские участки была «Роснефть», скупавшая в ходе торгов все выставляемые на аукцион участки, прилегающие к Верхнечонскому месторождению — Верхнеичерский, Западно-Чонский и Преображенский.
Если в 2005 году право на разработку Тымпучиканского участка (на момент торгов запасы по категориям С1 + С2 оценивались: нефти — 16,9 млн т, газа — 13,4 млрд куб. м) «Холмогорнефтегаз» (компания в составе «Ноябрьскнефтегаза», созданная в 2005 году, чтобы представлять интересы «Газпром нефти» на аукционах и тендерах) приобрел практически за стартовую цену — 440 млн руб., то за Вакунайский и Игнялинский участки в 2007 году была уже рубка.
Управление Иркутскнедра, проводившее аукцион, оценило геологические запасы нефти Вакунайского участка по категориям: С1 (промышленные) — 5,1 млн т, С2 (оценочные) — 26,3 млн т, С3 (перспективные) — 140 млн т; запасы газа по С1 — 12,3 млрд куб. м, С2 — 25,1 млрд куб. м, С3 — 63 млрд кубометров. Площадь Вакунайского участка составляет 3065 кв. километров. При этом учитывалось, что месторождение имело 10 законсервированных скважин и располагалось в 80 км от «ВСТО». Стартовая цена составила 665 млн руб., шаг аукциона равнялся 66,5 млн рублей. Участники торгов — «Роснефть» и «Холмогорнефтегаз» — произвели более 10 шагов. В результате на 13‑м шаге победителем была признана структура «Газпром нефти», согласившаяся заплатить за Вакунайский участок 1,5 млрд рублей.
Начальную стоимость Игнялинского участка, расположенного в 70 км от «ВСТО», зафиксировали на уровне 330 млн руб., а шаг во время торгов — 33 млн рублей. Выгодное расположение объекта, — севернее находится Верхнечонское месторождение, на востоке Верхнепеледуйское, на юго-западе граничит с Даниловским — предопределило отчаянную схватку участников аукциона. При этом запасы нефти, по данным Иркутскнедра, тогда составляли по категории С3 — 26 млн т и по Д1 (прогнозные) — 45 млн т; запасы газа по Д1 — 15 млрд куб. метров. Площадь участка — 2182 кв. километров.
Торгующиеся стороны подняли стартовую цену в 5 раз, сделав 40 шагов. Игнялинский участок также достался «Холмогорнефтегазу» за 1,7 млрд рублей. Как отметили эксперты, для набирающей производственные обороты «Газпром нефти» увеличение ресурсной базы на тот момент было более актуально, чем для «Роснефти». Уже тогда руководство нефтяной «дочки» «Газпрома» планировало начать формирование в регионе единого добычного комплекса, объединив в один проект три участка — Тымпучиканский, Игнялинский, Вакунайский.
Разобраться с наследством
Также в 2005 году на базе «Холмогорнефтегаза» было создано новое предприятие «Газпромнефть-Ангара», которое впоследствии и стало владельцем лицензий на разработку участков Чонского проекта. В настоящее время, компания также имеет разрешительную документацию по Средне-Теймуринскому, Больше-Дубческому, Северо-Кетскому (Красноярский край), а также Хотого-Мурбайскому (Якутия) участкам.
После проведенных аукционов специалисты «Газпром нефти» приступили к камеральной обработке материалов, на территории приобретенных участков начались полевые работы, стали обследоваться скважины, которые ранее были пробурены. Информация, хранившаяся еще со времен СССР, детально изучалась в научно-техническом центре компании — «Газпромнефть НТЦ». Как отмечали специалисты центра, несмотря на обилие данных, реальную картину по ним составить было чрезвычайно сложно, поскольку материалы не согласовывались между собой. Для одного лицензионного участка существовало несколько геологических моделей, которые кардинально отличались друг от друга, не стыковались по глубинам, геологическому разрезу, фазовому составу флюидов схемам смежных участков. Когда попытались совместить геологические модели Вакунайского и Тымпучиканского месторождений, выяснилось, что по разные стороны границы между Республикой Саха (Якутия) и Иркутской областью, никакого отношения к геологии не имеющей, находятся разные флюиды: с одной стороны — нефтяная залежь, с другой — газовая.
Тем не менее информация была систематизирована, переработана и отработана. По всем скважинам выполнено детальное стратиграфическое расчленение и корреляция. Специалисты «Газпромнефть НТЦ» подготовили и внедрили методику для интерпретации данных геофизических исследований скважин, что позволило на основе лабораторных исследований керна, полученного еще в советский период, выделить коллекторы в перспективных горизонтах, определить их свойства, дать обоснование подсчетных параметров. Первичная сейсмическая информация помогла подготовить структурный каркас будущей сейсмогеологической модели. Такая же работа по переобработке и переинтерпретации была проведена с электроразведочными данными. По результатам электроразведки удалось получить поля сопротивлений, которые характеризуют наличие или отсутствие коллекторов, а также возможное насыщение их углеводородами и пластовой водой.
Проанализировав имевшиеся результаты буровых работ и скважинных испытаний, в НТЦ пришли к выводу, что по непонятным причинам информация от некоторых скважин, в которых был получен промышленный приток углеводородов, в подсчете запасов не учитывалась. Так, оказалось, что данные скважины на севере Вакунайского лицензионного участка, давшей в 90‑х годах приток нефтяной смеси дебитом 21 куб. м в сутки из карбонатного пласта вендского горизонта, никак не повлияли на балансовую оценку территории. В 2010 году специалисты «Газпромнефть НТЦ» доказали в Государственной комиссии по запасам (ГКЗ) действенность новой сейсмогеологической модели и зафиксировали открытие Северо-Вакунайского месторождения.
Теоретические выводы отраслевых ученых подтвердились результатами работ в полевых условиях. Согласно рекомендациям, ранее пробуренные скважины расконсервировали, повторно провели испытания. Таким образом, была подтверждена залежь Юряхского горизонта на Тымпучиканском месторождении, открытая в 2009 году, что в свою очередь помогло обнаружить нефть и даже получить приток из скважины, пробуренной на Игнялинском участке. Стоит заметить, что пласт, который был вскрыт буровой шарошкой, в 1991 году признавали «сухим». Так, в 2011 году открыли Игнялинское месторождение.
Новые оценки и рекомендации
Анализ проведенных мероприятий указывал на очевидность новой оценки месторождений Чонского проекта. К работе было решено привлечь авторитетных экспертов. «Газпром нефть» заключила договор с «ФДП Инжиниринг», которая тесно сотрудничает с известной инженерно-консультационной фирмой «Райдер Скотт Ко. Л. П. Нефтяные Консультанты» (США), чьи рекомендации и оценки играют решающую роль для ведущих мировых финансовых организаций при предоставлении финансирования. В отчете партнеров из США по Вакунайскому, Северо-Вакунайскому и Тымпучиканскому месторождениям указывалось, что для недр этих участков характерно аномально низкое пластовое давление, которое «способствует глубокому проникновению фильтрата бурового раствора и затрудняет интерпретацию данных каротажа». Тем не менее, согласно полученной информации была уточнена геологическая модель, после опробования скважин выполнена классификация запасов и условных ресурсов, оценены перспективные ресурсы и предложены варианты разработки объектов и ввода в эксплуатацию. Таким образом, уже в 2011 году «Газпром нефть» значительно увеличила запасы Чонской группы месторождений, которые по категориям С1+С2 составили 125 млн т нефти и 225 млрд куб. м газа.
В плену у коллекторов
С 2012 года на этапе проведения геологоразведочных работ «Газпром нефть» активно сотрудничала с японской сырьевой трейдерской корпорацией Japan Oil, Gas and Metals (JOGMEC), которая рассматривалась как потенциальный партнер по Чонскому проекту. В этот период силами подрядной нефтесервисной организации «Трайкан Велл Сервис» (ранее дочернее предприятие канадской Trican Well Service Ltd, с апреля 2015 года — входит в структуру «Роснефти») на расконсервированной скважине № 96 Тымпучиканского месторождения удалось осуществить проведение первого для этой группы месторождений гидравлического разрыва пласта (ГРП). Специалисты «Трайкан Велл Сервис» подобрали оптимальную гелевую систему Stratum™, в пласт было закачено 25 т проппанта. Грамотно проведенная операция обеспечила фонтанный приток нефти в объеме 120 куб. м в сутки. Ранее они не превышали 5–10 куб. м в сутки. По данным «ЦДУ ТЭК», ввод скважины в эксплуатацию, а также расконсервация и переиспытание пяти «старых» скважин позволили «Газпромнефть-Ангаре» по результатам 2013 года отчитаться о добыче 0,134 тыс. т нефти на Тымпучиканском месторождении. По ходу проведения работ выяснилось, что геологическое строение недр на лицензионных участках достаточно сложное. Геологи отмечали блоковое строение земной коры, в котором выделялись зоны траппового магматизма, внедрения пластовых интрузий (силлы и дайки). На границах блоков замечены зоны глубинных разломов.
Еще одна особенность месторождений — карбонатные коллекторы, которые представляют собой пласты, сложенные в основном известняками и доломитами. В таких пластах может содержаться большое количество нефти, но их фильтрационно-емкостная система характеризуется сложной структурой пустотного пространства. Углеводороды в карбонатах могут находиться как бы в «двойной среде» — первичная емкость в порах и вторичная емкость в трещинах и кавернах.
Сложности геологических разрезов усугубляются удаленностью территорий, суровым восточносибирским климатом и отсутствием инфраструктуры. Эти причины, а главное — санкции, которые запретили японским госкомпаниям участвовать в совместных предприятиях с российским бизнесом, повлияли на то, что японская JOGMEC, несмотря на полученные результаты по добыче нефти, в середине 2015 года вышла из проекта.
В поисках партнеров
Первоначально Чонский проект планировалось ввести в промышленную эксплуатацию в 2019 году. Но сроки пришлось отодвигать. Сейчас в «Газпром нефти» называют новую «пусковую» дату — 2024 год.
После отказа JOGMEC принять участие в СП российской компании приходилось рассчитывать только на себя и на свои контакты с Schlumberger — мировым лидером в области нефтесервиса, ставшим технологическим партнером-подрядчиком на ряде проектов. Это сотрудничество сразу принесло результат.
Уже в начале 2016 года первый промышленный поток дала расконсервированная скважина Игнялинского месторождения. Восстановление призабойной зоны пласта позволило получить дебит более 50 т в сутки, скважина заработала в режиме фонтанирования. Параллельно на участке велось бурение новой скважины, протяженность горизонтального ствола которой в итоге составила около 1000 метров. В 2018 году на ней была проведена операция многостадийного разрыва пласта (ГРП). Стабильный приток нефти дебитом 120 т в сутки окончательно убедил в коммерческой перспективности всего Чонского проекта. По данным «ЦДУ ТЭК», в 2018 году «Газпром-Ангара» на Игнялинском месторождении добыла 6,844 тыс. т нефти, а за семь месяцев 2019 года добыча выросла до 8,98 тыс. тонн. Рост показателей обеспечила вторая горизонтальная скважина, пробуренная на лицензионном участке, и 10‑стадийный ГРП. Приток нефтяной смеси более чем в два раза превысил суточный дебит первой скважины и составил 250 тонн.
Специалисты «Газпром нефти» и Schlumberger разработали для Игнялинского месторождения глубинно-скоростную модель, учитывающую особенности тектонического развития нефтеносного региона. В настоящее время идет работа по формированию сейсмогеологических моделей карбонатных пластов активов Чонского проекта — Тымпучиканского и Вакунайского участков.
Как считает первый заместитель главы «Газпром нефти» Вадим Яковлев, новые сейсмологические модели позволят развивать активы в бассейне реки Чоны «значительно быстрее и с меньшими затратами».
Руководство «Газпром нефти» в течение вот уже нескольких лет ведет поиск стратегического партнера с целью создания СП для совместного освоения проекта. В 2015 году Чонскими участками интересовалась китайская CEFC, но окончательно договориться стороны не смогли. В настоящее время ведутся переговоры с нефтесервисной компанией ZPEC (Китай), которая выступает в качестве подрядчика «Газпром нефти» по иракскому месторождению Бадра. Известно, что по Чонскому проекту российская сторона готова предоставить опцион 49%.
С учетом создания СП и с новыми инвестиционными возможностями «Газпром нефть» рассчитывает обеспечить на Чонской группе месторождений пик добычи 5,35 млн т нефти в 2030 году. В планах компании начать с 30 тыс. т в 2024 году, в 2025 году будет добыто 1,37 млн т, в 2026 году — 2,52 млн т, в 2027 году — 3,31 млн т, в 2028 году — 4,3 млн т, в 2029 году — 5,17 млн т нефти.
В целом, как отметил директор по ГРР и развитию ресурсной базы «Газпром нефти» Алексей Вашкевич, на данный момент у компании имеется достаточная ресурсная база, которая сбалансирована на ближайшие пять лет.