На берегах Чатыльки

Таким образом, Отдаленная группа месторождений, разрабатываемая «Газпромнефть-Ноябрьск­нефтегазом», в очередной раз подтвердила статус основного драйвера добычи по предприятию. Причем Западно-Чатылькинскому месторождению отводится роль лидера в этом кластере, потенциал которого еще далеко не исчерпан.

Отдаленная группа месторождений

Об объединении шести месторождений в единую группу было объявлено в ноябре 2016 года. В этот же период в «Газпром нефти» утвердили стратегию реализации проекта, в состав которого вошли Равнинное, Холмистое, Южно-Удмуртское, Чатылькинское, Воргенское и Западно-Чатылькинское месторождения.

Начальные геологические запасы месторождений кластера, получившего название Отдаленной группы месторождений, оцениваются в 150 млн т, начальные извлекаемые запасы — 46,1 млн тонн. Общая площадь ОГМ составляет 14,6 тыс. кв. километров. До недавнего времени некоторые активы этой группы, находящиеся в сложных геологических и климатических условиях, были недоступны не только в плане разработки, но и для проведения геологоразведочных работ. Сейчас там продолжается активное бурение. Так, по информации «ЦДУ ТЭК», на Западно-Чатылькинском месторождении в 2022 году метраж эксплуатационного бурения превысил 115,6 тыс. метров. При этом промысел является автономным, и одним из ключевых факторов успеха, по мнению генерального директора «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаза» Алексея Огородова, является «грамотное планирование завоза материалов и оборудования по зимним автодорогам».

Согласно данным «ЦДУ ТЭК», по итогам 2022 года добыча нефти в целом по «Газпромнефть-Ноябрьскнефте­газу» составила 11 079,3 тыс. т (107,8% к январю — декабрю 2021 года). Из них на ОГМ (без учета Холмистого месторождения), как отмечают в администрации Красноселькупского района Ямало-Ненецкого автономного округа, пришлось 2144,4 тыс. т, то есть почти 19,5% от всей добычи предприятия.

Ожидается, что полка добычи на Отдаленной группе месторождений достигнет 3 млн т нефти в год, выйти на показатели планируется к 2025 году. Предпосылками к такой производительности должны стать: развитая транспортная инфраструктура на юге региона и синергия с другими активами «Газпром нефти» в Ноябрьском регионе.

О сиговской свите

С понятием «сиговская свита», на которую была пробурена скважина с рекордным дебитом, геологи определились в 1966 году на совещании по предварительному рассмотрению унифицированной и корреляционной схемы мезозоя Западно-Сибирской низменности в результате опорного и поисково-разведочного бурения в Турухан-Елогуйском районе (Красноярский край) в конце 1950-х годов. В качестве стратотипа послужил разрез Туруханской опорной cкважины.

Нужно заметить, что планомерно геологоразведку на территории стали вести еще в начале 1930-х годов. В период 1940–1953 годов было пробурено 14 поисково-разведочных скважин на Малохетской и Точинской площадях Усть-Енисейского района, прошедших юрско-меловой разрез и вскрывших доюрский комплекс.

По результатам работ, отложения юры были расчленены на отдельные ярусы, а также было установлено полное или частичное выпадение из разреза верхнеюрских пород во всех скважинах, за исключением Малохетской 10-Р. Пробуренные в 1961–1966 годах глубокие скважины на Долганской, Нижнехетской и Суходудинской площадях Усть-Енисейского района и на Ермаковской, Западно-Ермаковской и Щучьей площадях Турухан-Елогуйского района подтвердили схожесть геологического строения юрских отложений данных территорий. Таким образом, по результатам межведомственного совещания по доработке и уточнению унифицированной и корреляционной стратиграфических схем Западно-Сибирской низменности, проходившего в 1967 году в Тюмени, оба района объединили в единый Усть-Енисейский фациальный район (фация — слой или группа слоев, отражающих среду осадконакопления). На его территории верхнеюрские отложения были расчленены на точинскую свиту келловейского возраста, сиговскую свиту в объеме оксфорда — нижнего киммериджа и яновстанскую свиту киммеридж-берриасса.

В конце 60-х годов коллективом ученых были подробно изучены более 30 скважин, пробуренных с 1962 года на территории, носившей в то время название Усть-Енисейской синеклизы. В опубликованной в 1968 году работе были приведены основные литологические и геофизические характеристики юрских пород, а также представлен каталог разбивок выделенных свит. Авторами было предложено разделить сиговскую свиту на две отдельных свиты. Однако предложенный авторами вариант был признан неудачным, так как в Турухан-Елогуйском районе, где был выделен стратотип сиговской свиты, верхняя подсвита выделялась в разрезе.

Для юрских отложений Енисей-Хатангского прогиба, по представлениям того времени, в отличие от остальной части Западно-Сибирской плиты (ЗСП), была принята собственная классификация нефтегазоносных пластов. В её основу был положен «свитный» принцип, базирующийся на местной стратиграфической шкале. Таким образом, пласт, расположенный в самых верхах сиговской свиты, из которого в 1966 году из скважины Нижнехетская-1 был получен приток газа, зафиксирован под индексом СгI. В качестве индексируемых предлагались лишь пласты, из которых были получены притоки углеводородов (дебитом не менее 5 тыс. куб. м в сутки).

В 1986 году состоялось очередное совещание по индексации продуктивных пластов, проходившее в Тюмени. По итогам совещания, в разрезе сиговской свиты, распространённой в Турухан-Елогуйском районе, были выделены восемь отдельных проницаемых пластов, получивших индексы СГ1–8. Верхние четыре пласта, (СГ1–4), относились к верхней подсвите сиговской свиты (пласты СГ3 и СГ4 в категории «резерв»), нижние (СГ5–8) — к нижней. В качестве стратотипа пластов была выбрана скважина Усть-Часельская № 199.

Изучение разрезов скважин продолжалось. Еще 3 были пробурены севернее, в переделах Северо-Мессояхской мегамоноклинали, и 6 скважин северо-восточнее, в пределах западной части Тундрового мегавыступа, за переделами территории исследования.

Основными инструментами при изучении верхнеюрского разреза, расчленении его на отдельные свиты и выделении в них отдельных песчаных пластов, послужили комплекс каротажных диаграмм и данные палеонтологических определений. Также к работе привлекались результаты испытаний пластов, описания керна скважин, материалы производственных отчетов.

В результате исследований выявлено, что в скважинах Горчинской площали в разрезе присутствуют низы верхней подствиты сиговской свиты, представленной глиной и алевролитами. Наиболее перспективным с точки зрения развития продуктивных пластов является северо-восточный склон Усть-Портовского мегавыступа, где даже в его подножии, в отдельных скважинах Озёрной площади, прослеживаются песчаные пласты.

Разработку залежей сиговской свиты на Западно-Чатылькинском месторождении «Газпромнефть-Ноябрьск­нефтегаз» начал в 2019 году. Комплексные исследования и результаты разведочного бурения подтвердили высокую продуктивность и перспективность этих запасов.

Участок в тайге

Западно-Чатылькинский лицензионный участок расположен в восточной части Западно-Сибирской равнины, в западной части Верхнетазовской возвышенности.

Реликтовые мерзлые породы залегают здесь достаточно глубоко (около 200 м). Территория ЛУ относится к Верхнетазовским ландшафтам высоких, пологохолмистых, сильно расчлененных, супесчано-суглинистых равнин с темнохвойно-таёжными и березовыми лесами. Поверхность сильно рассечена левыми притоками Тольки и правыми притоками Еркал-Надей-Пура, и овражно-балочной сетью, хорошо дренирована. Широко распространены кедры и ели, а также сосны и березы. Почвы — подзолисто-элювиально-глееватые, подстилаемые покровными суглинками. Лесные ландшафты занимают около 90% провинции. Помимо темнохвойных лесов встречаются и сухие лишайниковые сосняки. Небольшие территории (около 10%) заняты крупнобугристыми торфяниками с преобладанием растительности кустарничково-моховых среднеобводненных болот.

Территория Западно-Чатылькинского ЛУ сильно приподнята, отличается холмистостью и волнистым рельефом. Берега рек, ручьев и балок, как правило, очень высокие (до 40 м), поросшие густой растительностью, но встречаются и обнажения террас.

Климатические условия достаточно суровые. Район характеризуется холодной зимой с пасмурной погодой (средняя температура — 22–25 °С) и умеренно прохладным летом с преимущественно пасмурной погодой (средняя температура — 12–16 °С).

Драйвер ОГМ

Первая эксплуатационная скважина

В июле 2017 года «Газпром нефть» сообщила о запуске 1-й эксплуатационной скважины на Западно-Чатылькинском месторождении.

Общая протяженность построенной «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегазом» скважины составила 4,14 км, в том числе горизонтальный участок — 730 метров. При испытании стартовый дебит превысил 500 т нефти в сутки.

Специалисты утверждали, что после введения в эксплуатацию транспортной инфраструктуры суточная добыча скважины может быть увеличена до 700 т в сутки.

В мае этого же года на участке завершился очередной этап сейсморазведки 3D, который охватил площадь 619 кв. километров. Цель геофизических работ — оценка параметров новых нефтяных залежей, приуроченных Западно-Чатылькинскому месторождению.

Как показали лабораторные исследования, добытая нефть — безводная и низкосернистая.

В июле 2017 года «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» запустил в эксплуатацию первую высокоэффективную нефтедобывающую скважину, относящуюся к кустовой площадке № 4. Протяженность горизонтального участка скважины составила 826 метров. Как отмечалось в пресс-релизе компании, «успешному запуску со стартовым дебитом более 350 т в сутки безводной нефти предшествовала длительная работа по построению высокоточной геологической модели участка недр и проработке оптимальной схемы транспортировки добываемого углеводородного сырья».

По мнению специалистов «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаза», полученный результат утвердил нефтяников в правильности выбранной стратегии при освоении ЛУ. И они не без основания рассчитывали на высокую эффективность остальных 10 добывающих скважин, строительство которых на данной площадке ведется достаточно активно.

Открыто «Главтюменьгеологией»

Открытию Западно-Чатылькинского месторождения предшествовала работа на других месторождениях ОГМ, прежде всего, на Чатылькинском место­рождении.

Нефтяники рассчитывают на то, что добыча нефти на Западно-Чатыльскинском месторождении, по аналогии с Чатылькинским, будет показывать не только высокую суточную производительность, но и низкие темпы естественного истощения.

Известно, что Чатылькинское месторождение было открыто «Главтюменьгеологией» в 1989 году. Результативной оказалась скважина № 696. Однако проведенные тогда исследования показали, что результат не очень впечатляющий — выявленные запасы невелики, а потому интереса не представляли.

В начале 2000-х годов в связи с появлением новых технологий в нефтегазовой отрасли отношение к мелким месторождениям изменилось, их стали детально обследовать и разрабатывать.

Так, Чатылькинское месторождение получило второй шанс, его освоение началось в 2002 году. На участок, выполняя заказ «Сибнефти-Ноябрьскнефтегаза», зашли геологи Пуровской геофизической экспедиции (ПГЭ). Как рассказывали участники полевых работ, проводить исследования приходилось, в том числе зимой, когда техника отказывалась работать при –50°С. «Люди выдерживали, а металл ломался», — говорил руководивший в то время ПГЭ Николай Уваров.

Лицензия на Чатыльскинский ЛУ была получена «Сибнефтью» в результате аукциона 2004 года.

19 июня 2008 года она была перерегистрирована на «Газпром нефть», которая стала владеть активами «Сибнефти». Срок действия лицензии СЛХ02 127НЭ — до 31 декабря 2051 года. Таким образом, «Ноябрьскнефтегаз» уже в составе новой ВИНК получил возможность продолжить работы на участке. Началось бурение скважин. В 2009 году притоки нефти были получены сразу от двух скважин — № 1Г с дебитом 270 т в сутки и № 3Г — 172 т в сутки.

В пределах Чатылькинского месторождения была выявлена нефтяная залежь пластово-сводового типа, осложнённая тектоническими нарушениями. Коллектором служат песчаники с линзовидными прослоями глин.

В настоящее время этот промысел, как и другие месторождения ОГМ, активно разрабатываются и исследуются, создаются проекты, которые предполагают формирование промышленных объектов и транспортной инфраструктуры.

Как отметил директор по геологоразведке и развитию ресурсной базы «Газпром нефти», генеральный директор «Газпромнефть-ГЕО» Юрий Масалкин, «до недавнего времени некоторые объекты Отдаленной группы месторождений оставались недоступными из-за отсутствия технологий, способных обеспечить геологоразведку в сложных географических и климатических условиях. Сегодня “Газпром нефть” постепенно находит “ключи” к этим территориям».

По данным «Научного вестника Ямало-Ненецкого автономного округа», № 2, 2023

По данным сайта муниципального образования Красноселькупский район (http://www.selkup-adm.ru)

По данным «ЦДУ ТЭК»
* По данным ПАО «Газпром нефть»