Нерастраченный потенциал Увата
Аналитика

Нерастраченный потенциал Увата

17 июля 2019, 15:17Виктор Прусаков
Прирост запасов Уватского месторождения существенно превышает объемы нефтедобычи, потенциал региона далеко не исчерпан

Несмотря на выход «Роснефти» на новые территории, до 60% ее нефтедобычи сегодня обеспечивает Западная Сибирь. «РН-Уватнефтегаз» — не самая крупная, но, пожалуй, наиболее динамично развивающаяся западносибирская «дочка» госкомпании. Истощение старых месторождений региона требует от предприятия активной геологоразведки и последовательного ввода новых промыслов. С 2004 г. добыча на Увате выросла почти в 10 раз и после спада в 2017 г. вновь пошла в рост. В ближайших планах — запуск очередного, 16-го по счету месторождения. Прирост запасов Уватского существенно превышает объемы нефтедобычи, потенциал региона далеко не исчерпан.

Уватский район Тюменской области, примыкающий с юга к ХМАО, в начале 1990-х гг. вызывал интерес ряда недропользователей, но наибольшую активность проявила ТНК. В 1992 г. она ввела в промышленную эксплуатацию первое месторождение Увата — Кальчинское, после чего активно расширяла экспансию в регионе, открыв около 10 новых месторождений и более чем вдвое, до 200 млн т, прирасти доказанные запасы нефти.

В 2008 г. к тому времени уже ТНК-ВР построила 264-километровый магистральный нефтепровод от Кальчинского до Усть-Тегусского месторождения, что позволило в феврале 2009 г. начать промышленную добычу на крупнейших здешних месторождениях — Урненском и Усть-Тегусском, ставших опорными для дальнейшего развития проекта.

Новые запуски

После приобретения в 2013 г. ТНК-ВР главным недропользователем юга Тюменской области стала «Роснефть». Благодаря активному бурению, в том числе горизонтальному, по итогам 2013 г. добыча на Увате более чем на четверть превысила уровень 2012 г.; свыше 2 млн т дополнительной добычи обеспечили геолого-технические мероприятия.

К началу 2014 в разработке были 7 месторождений — Кальчинское, Южно-Петьегское, Урненское, Усть-Тегусское, Тямкинское, Северо-Качкарское и Радонежское. Основную долю добычи обеспечивало Усть-Тегусское и Урненское месторождение, на которые приходилось более 80% доказанных запасов. Начинавшееся истощение промыслов требовало расширения ресурсной базы и запуска новых месторождений.

В ноябре 2015 г. началась промышленная эксплуатация Южно-Гавриковского месторождения и месторождения им. Малыка (Усть-Тегусский лицензионный участок) с суммарными извлекаемыми запасами свыше 11 млн т. В январе 2016 г. на том же участке ввели Западно-Эпасское (извлекаемые запасы более 17 млн т). Эти месторождения наряду с Усть-Тегусским и Урненским вошли в Восточный центр освоения (ВЦО) Уватского проекта, инфраструктура которого позволила ввести их в разработку ускоренными темпами. К началу 2018 г. извлекаемые запасы пяти месторождений ВЦО составляли 123 млн т нефти.

Параллельно шло формирование Центрального центра, ядром которого стало введенное в мае 2015 г. Протозановское месторождение (Южно-Пихтовый лицензионный участок) с извлекаемыми запасами около 13 млн т. На базе Протозановского «Роснефть» создает одноименный хаб, который в перспективе должен включать 6 месторождений с извлекаемыми запасами АВС1+С2 свыше 48 млн т нефти и конденсата.

Сейчас в состав проекта входят 20 лицензионных участков и 40 месторождений (39 нефтяных и нефтегазоконденсатное) на общей площади свыше 26 тыс. кв. м. 11 участков расположены на юге Тюменской области (Уватский муниципальный район), 1 в Омской области, 7 в ХМАО-Югре. «Уватнефтегаз» также выполняет функции оператора Ай-Яунского участка в ХМАО.

Снова в рост

Благодаря запускам новых промыслов добыча на Увате в 2004-2016 гг. выросла почти в 10 раз — с 1,2 млн т до 11,6 млн т. В 2017 г. «Уватнефтегаз» начал промышленную добычу на Северо-Тамаргинском (Протозановский хаб), Северо-Тямкинском и Косухинском месторождении с извлекаемыми запасами нефти по категории АВ1С1 + В2С2 около 54 млн т. Тем не менее в 2017 г. проект впервые показал отрицательную динамику. «Роснефть» объяснила это ограничением добычи в рамках соглашения ОПЕК+.

Спад был непродолжительным: по итогам 2018 г. добыча «Уватнефтегаза» выросла на 10% к уровню 2017 г., до 10,6 млн т. «После снятия ограничений компании удалось оперативно нарастить добычу благодаря корректности стратегического выбора активов и подготовленному потенциалу дополнительной добычи», — отмечалось в годовом отчете «Роснефти». Применительно к Увату рост в значительной степени был обусловлен запуском летом 2018 г. 15-го по счету месторождения — Тальцийского. Месторождение с извлекаемыми запасами 11,7 млн т нефти, расположенное на Южно-Пихтовом лицензионном участке, открыто в 2007 г. Новый актив также входит в состав Протозановского хаба, что позволяет развивать его на базе существующей инфраструктуры. Эксплуатационное бурение ведется на двух кустовых площадках, где планируется построить сложности 17 скважин. Как подчеркивала «Роснефть», запасами Тальцийского «Уватнефтегаз» обеспечивает поддержание достигнутых объемов добычи.

Запасы Увата, прежде всего новых месторождений, относятся к трудноизвлекаемым — в 2017 г. ТРИЗ обеспечили более 60% совокупной добычи проекта. Разработка ведется с помощью современных технологий бурения, в том числе горизонтального, а также мобильных буровых установок. Так, в 2018 г. 23 горизонтальные скважины построены с применением технологии конвейерного бурения. В частности, Косухинское месторождение разрабатывается с помощью горизонтальных скважин с МГРП, что, по данным «Роснефти», позволяет увеличить продуктивность по сравнению с наклонно-направленными скважинами с обычным гидроразрывом.

В 2018 г. на Увате введены в добычу 78 новых скважин. Их запускной дебит вырос на 31% относительно 2017 г., превысив 100 т/сут на скважину.

Объединяя усилия

В сентябре 2018 г. накопленная добыча на Увате достигла 90 млн т нефти. К тому времени на проекте работали более 700 скважин, добывавших свыше 27 тыс. т в сутки. По итогам 2018 г. наибольший рост добычи — на 80% — был зафиксирован на Центральном Увате. Его якорное месторождение, Протозановское, стало вторым в рамках проекта по объемам добычи. Осенью 2018 г. на нем добывали в среднем около 4,5 тыс. т в сутки. Тальцийское к началу 2018 г. вышло на суточный уровень свыше 2,8 тыс. т.

Основную долю добычи проекта (более 7,6 млн т в год) обеспечивает Восточный центр освоения — усилиями как старейших месторождений, так и введенных в разработку в последние годы. На Западно-Эпасском уже через год с небольшим после запуска накопленная добыча превысила миллион тонн. месторождение стало лидером по темпам роста добычи на проекте, в том числе благодаря новым технологиям бурения. Здесь пробурена самая протяженная на Увате горизонтальная скважина (длина горизонтального окончания 1 тыс. м при общей глубине ствола 4,6 тыс. м), получен рекордный для проекта дебит — 677 т нефти в сутки.

В ноябре 2018 г. был добыт первый миллион тонн нефти на другом месторождении Центрального Увата — Южно-Гавриковском. А бессменным лидером по объемам добычи остается Усть-Тегусское месторождение. В январе 2019 г. с него получена 50-миллионная тонна нефти, из более чем 300 скважин добывались 12 тыс. т в сутки.

Как подчеркивает «Роснефть», «именно Усть-Тегусское месторождение является полигоном для внедрения новых инженерных решений, опробования таких технологий как конвейерное и мобильное бурение, достижения рекордов коммерческой скорости бурения скважин». В 2016 г. на Усть-Тегусском установлен новый рекорд коммерческой скорости бурения на материковой части России — 11988 м на станок в месяц; скважина глубиной 2639 м была пробурена за 6,5 суток. Успех был достигнут благодаря методу каротажа (геофизического исследования в режиме реального времени), а также изменения технологической схемы выполнения операций бурения. Предыдущий рекорд, также принадлежащий Увату, был установлен на Южно-Гавриковском месторождении.

Между тем добыча на Усть-Тегусском продолжает снижаться. Если в 2016 г. на него приходились более 65% совокупной добычи Увата, то в 2018 г. — менее половины. Отметим также отсутствие в прошлогодней отчетности «Роснефти» данных по Кальчинскому, Южно-Петьегскому, Тямкинскому и Радонежскому месторождениям, которые в 2016 г. сообща обеспечили более 900 тыс. т. Этот урон частично компенсирован почти двукратным ростом на Протозановском и Западно-Эпасском. Кроме того, в течение 2018 г. росла добыча на Урненском, одном из старейших месторождений проекта.

Шестнадцатое на очереди

В 2018 г. на «Уватнефтегаз» пришлось 85-90% совокупной добычи и прироста запасов Тюменской области. В текущих планах предприятия — реализация комплекса мероприятий по расширению инфраструктуры проекта. Проект включает в себя 4 хаба — крупнейших центра освоения, объединенных единой системой трубопроводов и зимников. Наиболее перспективны Протозановский и Тямкинский хабы — для их разработки наращивается количество буровых станков.

В апреле 2019 г. началось эксплуатационное бурение на новом месторождении Тямкинского хаба — Немчиновском с извлекаемыми запасами около 4 млн т. Оно открыто в 2006 г, но долго не разрабатывалось из-за удаленности и труднопроходимой местности. Инфраструктура, созданная на хабе за последние годы, позволила начать подготовку к промышленному запуску Немчиновского. В короткие сроки построен 17-километровый нефтесборный трубопровод и ЛЭП.

Работы на Немчиновском ведутся по результатам ГРР, включавших 2D и 3D-сейсмики, сейсмической инверсии, бурение четырех поисково-разведочных скважин с расширенным комплексом географических информационных систем и отбором керна, что позволило уточнить параметры месторождения. Всего планируется построить более 30 горизонтальных скважин с МГРП. Как сообщалось, «бурение куста будет производиться буровой установкой последовательно в двух направлениях движения станка, что позволит оптимизировать отсыпку кустовых площадок и сократить площади, занимаемые производственными объектами».

Наряду с расширением производства на Увате продолжается развитие сопутствующей инфраструктуры. Генеральный директор «РН-Уватнефтегаза» Игорь Онешко называет ключевым проектом 2019 г. подключение проекта к Единой системе энергоснабжения России. Высоковольтная линия ВЛ-220 соединит три хаба — Восточный, Протозановский и Тямкинский.

Вширь и вглубь

Основные запасы проекта были изначально сосредоточены на двух месторождениях-флагманах, вступавших в стадию падающей добычи; перспективы проекта непосредственно связывались с наращиванием ресурсной базы. Уже в 2013-2014 гг. на Увате были открыты 4 новых месторождения — Северо-Кеумское, Кирилкинское, Резвовское и Таврическое. Кроме того, бизнес «Уватнефтегаза» расширился на территорию ХМАО и Омской области; в 2014-2016 гг. приобретены Юганский-11, Юганский-12, Юганский-13, Юганский-20, Тайтымский лицензионные участки.

В 2016 г. объем поисково-разведочного бурения «Уватнефтегаза» составил 34,4 тыс. м против 22,8 тыс. м в 2014 г., 3D-сейсморазведки — 1110 ккв. м и 850 ккв. м соответственно. Предприятие прирастило извлекаемые запасы нефти по категории АВ1С1 на 26,4 млн т, более чем вдвое превысив объем добычи.

В 2018 г. превышение прироста запасов (25,2 млн т) над объемами нефтедобычи (10,6 млн т) составило 238%, главным образом за счет наращивания ГРР. За год предприятием выполнены более 1,4 тыс. ккв. м сейсмики 3D, в том числе по новым технологиям, построены 17 поисковых и разведочных скважин, проходка в разведочном бурении выросла до 51 тыс. м. По результатам бурения первых поисковых скважин на участках Юганский-11 и Юганский-12 открыты два новых месторождения. Как сообщала «Роснефть», итоги ГРР расширяют потенциал проекта в северном и южном направлении.

Благодаря последовательной геологоразведке структура запасов «Уватнефтегаза» становится более сбалансированной. К началу 2019 г. 70% доказанных запасов Уватского проекта были распределены между Усть-Тегусским, Западно-Эпасским, Урненским, Северо-Тямкинским и Протозановским месторождениями.

Пик еще впереди?

По данным начальника управления недропользования управления недропользования и экологи Тюменской области Антона Климовича, в 2018 г. в регионе было добыто 12,5 млн т нефти — на 14,5% больше, чем в 2017 г. За год пробурены 13 новых поисково-разведочных скважин, что позволило увеличить запасы на 28,8 млн т. Ожидается, что в ближайшие годы нефтедобыча в области сохранится на уровне 12-13 млн т. Инвестиции в геологоразведку в 2019 г. могут составить 6 млрд руб. против 5 млрд руб. в 2018 г.

Наряду с «Уватнефтегазом» добычу в регионе ведет «Газпромнефть-Хантос», «Сургутнефтегаз», «ПИТ-Сибинтэк».

Инновации на Ай-Яунском

Согласно годовому отчету «Роснефти», компания совместно с ВР и WG «ведет разработку уникальной системы регистрации сейсмических данных, аналогов которой нет в мире». В 2018 г. впервые в мире в России были проведены зимние тестовые работы 3D на Ай-Яунском лицензионном участке в ХМАО. Съемка проводилась параллельно с производственными работами по стандартной методике. Как сообщается, после обработки полученных данных «результаты превзошли ожидания: значительно повысилась геологическая информативность, производительность, доказана возможность проведения работ в эксклюзивных зонах».

Новые площади поисковых работ служат «Уватнефтегазу» полигоном для внедрения передовых инженерных решений, оптимизации процесса освоения скважин, в том числе опробования нового оборудования и получения притоков даже высоковязкой нефти. Одним из наиболее эффективных способов стало применение интенсификации притока уже на этапе ГРР, что позволяет геологам выявлять промышленно значимые запасы в нетрадиционных и сложно построенных коллекторах.

Виктор Прусаков

Found a typo in the text? Select it and press ctrl + enter