Сергей Бахир: Одну тайну Куюмбы `Славнефть` уже разгадалаНазад
Сергей Бахир: Одну тайну Куюмбы `Славнефть` уже разгадала
Куюмбинский блок месторождений 30 лет был загадкой для геологов. Сейсморазведка подтверждала наличие нефти - сухие скважины опровергали все теоретические изыскания. Чтобы добраться до истины, а точнее, до нефти, геологам "Славнефти" пришлось нарушить традиции интерпретации геофизических данных. Результат оказался уникальным. Систематизация свойств нефтеносных пластов позволила найти зоны накопления, выделить и определить их ценность. Одна из "вычисленных" таким образом скважин удивила не меньше, чем новая теория, - ее дебет составил 500 тонн. В Западной Сибири таких фонтанов давно уже нет. По расчетам "Славнефти", ежегодный объем добычи на Куюмбинском месторождении составит 20 млн тонн в год. Осталось лишь решить вопрос транспортировки. Есть несколько теоретических вариантов, все они требуют либо поддержки государства, либо партнерского участия других российских нефтегазовых majors. "Славнефть" в раздумье, как добиться и того и другого.
Ввиду естественного истощения запасов западносибирских месторождений ресурсная база "Славнефти" существенно сократилась. Чтобы удержать от падения объемы добычи и обеспечить возможность для развития, руководство компании приняло решение активизировать работу в ранее не изученных районах. Одним из таких приоритетных направлений была выбрана Куюмбинская нефтегазоносная площадь, расположенная в Юрубчено-Тохомской зоне Красноярского края (кстати сказать, нефтегазосодержание породы на Куюмбе были обнаружены в древнейших породах). Более старых отложений на планете нет, далее идет фундамент земной коры. Данное обстоятельство - второй удар по теории органического происхождения нефти. Первый нанес "Белый тигр" - месторождение, открытое в гранитных породах. Есть что вспомнитьПервую параметрическую скважину на Куюмбе советские геологи пробурили в начале 1970-х годов. В течение следующего десятилетия - выполнили комплекс сейсморазведки и пробурили 19 поисково-разведочных скважин. Продуктивными из них оказались только 3. Обработка полученных данных позволила очертить некоторые перспективные районы, в которых "вроде бы есть нефть и вроде бы есть газ". Но дальше дело так и не продвинулось: имевшееся в то время оборудование не соответствовало сложности объекта. Найти зону нефтенакопления и подтвердить наличие нефти в промышленных объемах не удалось. В 1997 году "Славнефть" возобновила исследование Куюмбы. Повторный анализ данных позволил выявить особенности ее геологического строения и выработать новую стратегию разведки. Зона свойствГеологическое строение Куюмбы не имеет аналогов в стране. В большинстве нефтеносных районов (за исключением Поволжья) основные объекты разработки представляют собой плотные песчаники. В Красноярском крае очень сложный геологический разрез. Приходится иметь дело с рыхлыми, неоднородными, чередующимися породами - глины, камни, соли и рыхлые песчаники. При их разбуривании проблемы встречаются с первых же метров: соли размывают в трещинах каверны, а песчаники поглощают растворы, предназначенные для выноса шлама на поверхность. Как следствие, скважины засоряются и не работают. Кроме того, в отличие от Западной Сибири, где трещиноватые (нефтесодержащие) участки расположены плащеобразно (другими словами, обязательно есть некий объект, который имеет высоту и площадь), трещиноватость Куюмбы развита локально. Не имея соответствующей информации, советские геологи действовали традиционно. Пробурив продуктивную скважину, они пытались оконтурить "ловушку" и, по сути, бурили пустую породу. Этим и объясняется непродуктивность ряда первых разведочных скважин. Геологи "Славнефти" выработали новую стратегию. Охарактеризовать ее можно как "метод от противного". "Искать решили не объект, а совокупность свойств: где и какая степень трещиноватости, как и куда она распространяется. Выяснилось, что свойства можно разделить на группы, присущие конкретным локальным зонам. Новые технологии интерпритаии показали, какие зоны, какую совокупность свойств и следует считать нефтенакоплением. Новые скважины это подтвердили. "Нам удалось понять, как искать восточносибирские месторождения, как их выделять и как определить какую ценность они представляют. Раньше сейсмику так не интерпретировали. Это открытие - своеобразная теория относительности", - пояснил вице-президент "Славнефти" Сергей Бахир. Что посеешь Чтобы досконально изучить ситуацию, геологи "Славнефти" решили сосредоточиться на трети Куюмбинской площади. С 1997 по 2000 год на ней подготовили 1,5 тыс. км сейсмопрофилей 2D и 320 км 3D. Первая выбранная по новой методике скважина сначала оказалась сухой. "В том, что такого быть не должно, мы были уверены абсолютно. Мучили скважину очень долго. Использовали весь набор технологий - компрессирование, метод глубоких депрессий, вели обработку различными составами. В конце концов, нефть из нее получили, а анализ эксперимента показал, что аналогичными параметрами должны обладать и некоторые скважины, пробуренные предшественниками. Повторное их испытание позволит довести добывные возможности до реального потенциала", - считает заместитель начальника департамента геологии и лицензирования, начальник управления разведочной геологии и геофизики "Славнефти" Евгений Соколов. Дальнейшее бурение 8-ми новых скважин подтвердило и прогноз размещения объектов, и степень их продуктивности. "Только проделав эту работу, мы получили геологическую модель месторождений - через 30 лет после начала их изучения", - отметил г-н Соколов. Бурение последней из "восьмерки" скважины было завершено в июле. Ее дебет - 500 тонн в сутки - превысил все ожидания (для сравнения, он равносилен эффекту от 20-ти скважин, пробуренных в тот же период в Западной Сибири). По результатам геологоразведочных работ, объем извлекаемых запасов Куюмбинской площади должен составить 350 млн тонн. К 2005 году Куюмба сможет обеспечить 20 млн тонн нефти в год. Еще через несколько лет - на пике добычи - до 30 млн тонн в год. Чтобы реализовать этот прогноз, "Славнефть" запланировала в краткосрочной перспективе активизировать геологоразведку и начать фазу пробной эксплуатации. В среднесрочной - выбрать маршрут транспортировки нефти и приступить к формированию инфраструктуры. Если же в намеченные сроки среднесрочные проекты реализовать не удастся, они будут плавно трансформированы в долгосрочные. Для исследований упомянутой трети куюмбинских залежей нефти с 1997 по 2001 год "Славнефть" затратила $70 млн. В 2001 году - $15 млн. В 2002 году на геологоразведочные мероприятия будет потрачено $20 млн. А пятилетняя программа (2002-2006 годы) предусматривает инвестирование в них $100 млн. Новые разведочные скважины позволят уточнить геометрические размеры месторождений, продуктивность и условия получения максимальных дебитов на всех красноярских лицензионных блоках "Славнефти". "Мы исследовали только часть из них. Чтобы двигаться дальше с минимальными потерями, необходимо провести комплекс интенсификации и подтвердить расчетный потенциал по всем нефтенасыщенным объектам", - считает г-н Бахир. Параллельно в 2002 году "Славнефть" намерена направить $31 млн для организации пробной эксплуатации - построить комплекс нефтепроводов, установки подготовки нефти, резервуарный парк, блок других сооружений. Кроме того, необходимо изучить, как ведет себя каждая скважина и месторождение в целом, находясь в непрерывной эксплуатации, подобрать варианты бурения, гамму буровых растворов и определить, какие технологии необходимы для строительства инфраструктуры. Кто заплатит за трубуВ настоящее время объем добычи на Куюмбе более чем скромный. По итогам 2000 года - 3 тыс. тонн. К концу 2001 года - около 5 тыс. тонн. Нефть используется для нужд геологов и снабжения местных поселков. Производственная база тоже минимальна: складские помещения, ремонтные мастерские, вертолетные площадки, разведочное оборудование, локальная энергетика и котельные. Транспортной инфраструктуры нет. Для доразведки и пробной эксплуатации месторождений эта база вполне достаточна, но для промышленной добычи - непригодна. Прежде чем добыть "большую" нефть, необходимо обеспечить ее транспортировку. А чтобы построить нефтепровод длиной 550 км, нужны несколько перекачивающих станций, линии электропередач и генерирующих мощностей, сеть газопроводов и ГПЗ. Стоимость такой инфраструктуры около $1,5 млрд. Сравнивая перечень необходимых объектов со структурой предприятий "Транснефти", можно отметить, что и по набору, и по мощности он соответствует среднему "управлению магистральных нефтепроводов". В России пока нет прецедента, когда на балансе нефтяной компании значилось бы подобное "управление". Более того, как показала нашумевшая борьба "Транснефти" с принадлежащим "ЛУКОЙЛу" "КомиТЭКом" за право транспортировать нефть Тимано-Печоры на участке Ухта-Уса, наш транспортный монополист не одобряет появления независимых магистралей. Иначе говоря, спор о маршрутах и участниках их формирования для вывоза нефти Юрубчено-Тохомской зоны может стать столь же громким, как ранее был спор о Балтийской трубопроводной системе. Если конечно "Транснефть" изначально не возьмет на себя все обозначенные проблемы. Вариантов вывоза нефти с Куюмбы сегодня просматривается три. Один на юг - до магистрали "Транснефти" Омск-Ангарск, и два на запад - до Енисея или до Мегиона (Нижневартовска) и далее также в трубу "Транснефти". По словам г-на Бахира, "до того, как естественные монополии в лице "Транснефти", "Газпрома" и РАО "ЕЭС" определят целесообразность своего участия в их реализации, заниматься выбором маршрута преждевременно, хотя необходимые нам объекты были изучены все до единого". Планировалось строительство автодорог в Восточной Сибири, газопровод должен был соединить Уренгой-Ямбург-ЮТЗ-Ковыкту, нефтепровод - пройти от Ангарска до Находки, а электроэнергия - прийти с недостроенной в то время Бугучанской ГЭС (самой мощной из каскада ангарских). Это означает, по мнению г-на Бахира, что участие государства в формировании основной промышленной и транспортной инфраструктуры ЮТЗ вполне естественно и более того - необходимо. В южном направлении активно заинтересован только "ЮКОС", в рамках проекта нефтепровода в Китай. " Хотя Красноярские месторождения "Славнефти" и "ЮКОСа" находятся рядом, "Славнефти" все равно, куда пойдет труба, главное, чтобы она имела выход к магистрали. Для нас равнозначно, с какой стороны придет энергия. Главное - чтобы она пришла. С "ЮКОСом" мы начинали консультации, но к конкретным решениям пока не пришли". "Славнефть" вполне могла бы воспользоваться опытом контролируемой "ЮКОСом" Восточно-Сибирской нефтяной компании (ВСНК) и построить временный "военно-полевой" нефтепровод. Но срок эксплуатации такой трубы 3-5 лет, ее наличие проблему не снимет, поэтому в "Славнефти" строить ничего подобного не собираются. "Конечно, мы не остановимся и будем двигаться дальше, но мы должны понять, стоит ли ждать участия государства в развитии промышленной инфраструктуры Восточной Сибири и решить какой вариант в этом случае будет оптимальным. С коммерческой точки зрения совсем не очевидно, что труба с Куюмбы должна идти на юг", - считает г-н Бахир. В Красноярском крае помимо Куюмбы "Славнефти" принадлежит еще несколько месторождений - Тагульское, расположенное на севере, и целый блок в районе Таймыра. Расстояние от Куюмбы до Енисея 250 км. Транспортировка нефти по Енисею, а затем по Северному морскому пути до Роттердама может быть обеспечена танкерами аналогичными флоту "ЛУКОЙЛ-Арктик-Танкер", водоизмещением 15-25 тыс. тонн. Не менее реальным выглядит и проект строительства трубы до Мегиона (Нижневартовска). Длина этого маршрута несколько больше, чем южного, но рельеф местности там более спокойный. По этой причине затраты на строительство обоих конкурирующих маршрутов будут вполне сопоставимы. Преимущество западного направления перед южным "Славнефть" видит в возможности диверсифицировать сбыт. При экспорте она сможет выбирать страну-покупателя. А при доставке на внутренний рынок - возможность загрузки своего Ярославского НПЗ. Южное направление такой спектр не обеспечивает. На внутреннем рынке - это чужие заводы (АНХК "ЮКОСа", Хабаровский НПЗ "Альянса" или Комсомольский НПЗ "Роснефти"). На внешнем - в обозримом будущем просматривается только Китай.
http://www.ngv.ru/article.aspx?articleID=23274
Систематизация свойств нефтеносных пластов позволила найти зоны накопления
СВЕТЛАНА АЗАРОВА, Обозреватель
